燃煤發電機組超低排放改造及其運行穩定性研究

倪吳忠 徐繼先 王 成 林陽春

(1.杭州環量環保技術有限公司，浙江 杭州 310015；2.浙江環境監測工程有限公司，浙江 杭州 310015)

近年來，隨著環境問題日趨嚴峻，燃煤電廠面臨的壓力越來越大。2014年，國家發展和改革委員會、環境保護部和國家能源局聯合下發了《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》，要求到2020年現役600 MW及以上燃煤發電機組、東部地區300 MW及以上公用燃煤發電機組、100 MW及以上自備燃煤發電機組及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物實現超低排放，即要達到《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)規定的在6%含氧量下，煙塵排放質量濃度不超過5 mg/m3，SO2排放質量濃度不超過35 mg/m3，NOX排放質量濃度不超過50 mg/m3。當前，沿海地區許多發電廠就燃煤發電機組滿足超低排放要求進行了探索和研究，并逐步開展了超低排放改造工程示范[1]。

當前的超低排放改造技術路線主要是多種污染物協同治理技術[2]，即充分考慮各污染物之間的特點及相互影響，對煙塵、SO2和NOX等污染物進行協同治理，并盡可能降低能耗和成本[3-4]。本研究以沿海地區某發電廠的1臺1 000 MW燃煤發電機組為例，對其煙塵、SO2和NOX超低排放改造的路線進行了介紹，并對其運行穩定性進行了研究。

1 超低排放改造技術路線

煙塵超低排放改造主要是將干式靜電除塵器改造為低低溫電除塵器，還包括增設管式煙氣再加熱器(GGH)和增設濕式靜電除塵器等。SO2超低排放改造是在石灰石+石膏濕法脫硫系統基礎上增設單吸收塔雙循環工藝，并改造和增設吸收塔漿液循環泵。NOX超低排放改造主要是加裝1層催化劑。

1.1 煙塵超低排放改造技術

1.1.1 改造低低溫電除塵器

低低溫電除塵器改造主要是改造現有的干式靜電除塵器。由于煙氣溫度降低后灰的流動性變差，關鍵部位會產生結露爬電和腐蝕現象，因此需要進行相應的改造。改造后低低溫電除塵器出口煙塵質量濃度由原來的20.0 mg/m3降到了16.5 mg/m3以下。

1.1.2 增設管式GGH

管式GGH主要包括兩級換熱器(煙氣冷卻器和煙氣加熱器)、熱媒輔助加熱系統、熱媒增壓系統及附屬管道、閥門、附件等。熱媒輔助加熱系統采用輔助蒸汽加熱，熱媒介質采用除鹽水，增壓泵驅動，閉式循環。

1.1.3 增設濕式電除塵器

濕式靜電除塵器，是一種高效的靜電除塵器，可以有效去除煙氣中的煙塵微粒、SO3微液滴、汞及煙氣中攜帶的脫硫石膏霧滴等污染物，將其增設在脫硫吸收塔后煙道上。濕式靜電除塵器設計除塵效率不小于85.0%，可將煙塵質量濃度從20.0 mg/m3降到4.5 mg/m3以下。

1.2 SO2超低排放改造技術

1.2.1 增設單吸收塔雙循環工藝

在現有石灰石+石膏濕法脫硫系統基礎上，在吸收塔前不設置預洗滌塔的情況下新建單吸收塔雙循環工藝，吸收塔漿池與塔體為一體結構，設置外置帶攪拌系統的漿液池。優化現有脫硫工藝和設備，整體提高脫硫效率，將脫硫效率從原來90.0%提高到98.5%。

吸收塔內部的漿液噴淋系統由分配管網和噴嘴組成，噴淋系統的設計要求能均勻分布噴淋量，并確保石灰石漿液與煙氣充分接觸和反應。噴淋系統采用玻璃鋼等防腐材料制成。

1.2.2 改造和新增吸收塔漿液循環泵

原有的3臺吸收塔漿液循環泵的流量均為8 163 m3/h，揚程分別為21.6、23.8、25.8 m，電機功率分別為800、800、900 kW；改造后流量不變，揚程分別為23.8、23.8、25.8 m。另外，新增加1臺吸收塔漿液循環泵，流量為8 163 m3/h，揚程為25.8 m，電機功率為1 000 kW。

1.3 NOX超低排放改造技術

為了充分利用原有催化劑的剩余活性，節約投資成本，保留現有選擇性催化還原(SCR)裝置的兩層催化劑基礎上，在第3層預留層上加裝1層新的催化劑，使脫硝效率由60.0%提升至84.0%，SCR裝置的出口NOX質量濃度降到50 mg/m3以下。

此外，機組鍋爐在50%負荷運行時，應保證省煤器出口的煙氣溫度大于310 ℃，避免硫酸氫氨堵塞催化劑和空氣預熱器，保證鍋爐的安全運行。

2 超低排放改造后運行穩定性研究

用煙氣排放連續監測系統(CEMS)對超低排放改造后的機組總排口大氣污染物濃度進行觀測，開展運行穩定性研究。2015年3月16日20:00至23日19:00為試運行，3月24日0:00至4月22日22:00為正式在網運行，監測數據每小時采集1次，監測指標為煙塵、SO2和NOX3項。

根據GB 13223—2011的限值要求，計算各個指標低于限值要求的保證率，若3項指標的保證率均大于等于95%，則認為機組穩定達標運行，滿足超低排放改造要求；若有1項指標的保證率小于95%，則認定為未穩定達標運行，不滿足超低排放改造要求。

2.1 煙塵排放穩定性研究

由圖1(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的煙塵質量濃度為2.39～6.17 mg/m3，平均質量濃度為3.58 mg/m3，以5 mg/m3為煙塵的超低排放標準限值，計算得到保證率為95.8%，超標觀測點主要出現25 h之前，25 h以后機組處于穩定運行狀態。由圖1(b)可見，機組正式在網運行期間總排口的煙塵質量濃度為0.75～3.66 mg/m3，平均質量濃度為2.33 mg/m3，以5 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，超低排放改造后煙塵可以穩定達標排放。

圖1 煙塵觀測濃度分布Fig.1 Observation concentration distribution of soot

2.2 SO2排放穩定性研究

由圖2(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的SO2質量濃度為1.88～20.96 mg/m3，平均質量濃度10.01 mg/m3，以35 mg/m3為SO2的超低排放標準限值，計算得到保證率為100.0%。由圖2(b)可見，機組正式在網運行期間總排口的SO2質量濃度為0.94～29.48 mg/m3，平均質量濃度16.39 mg/m3，以35 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，從保證率的角度判斷，可以認為SO2已經穩定達標排放。但是，從圖2來看，SO2排放濃度波動較大，而且正式在網運行期間的波動甚至比試運行期間還大，因此從長期運行來看，要使SO2穩定達標排放，可能還要解決煤炭含硫率變化、機組負荷突變以及故障等引起的脫硫效率變化問題。

圖2 SO2觀測濃度分布Fig.2 Observation concentration distribution of SO2

2.3 NOX排放穩定性研究

由圖3(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的NOX質量濃度為25.54～50.17 mg/m3，平均質量濃度為41.92 mg/m3，以50 mg/m3為NOX的超低排放標準限值，計算得到保證率為99.4%，由于試運行期間機組還處于相對不穩定運行狀態，所以NOX濃度相對較高，部分觀測濃度接近甚至超過50 mg/m3。由圖3(b)可見，機組正式在網運行期間總排口的NOX濃度為31.60～47.41 mg/m3，平均質量濃度為41.89 mg/m3，以50 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，超低排放改造后可以穩定達標排放。在日常運行中，為保證NOX穩定達標排放，應保證低氮燃燒器出口的NOX濃度達到設計要求，控制低負荷下省煤器的出口煙氣溫度，同時控制好氨逃逸[5]。

圖3 NOX觀測濃度分布Fig.3 Observation concentration distribution of NOX

3 結 論

沿海地區某發電廠的1臺1 000 MW燃煤發電機組經超低排放改造后正式在網運行30 d，煙塵、SO2、NOX3個指標低于各自標準限值的保證率均為100.0%，高于95%，因此可以認為機組穩定運行，滿足超低排放改造要求。

[1] 朱法華,王臨清.煤電超低排放的技術經濟與環境效益分析[J].環境保護,2014，42(21):28-33.

[2] 王臨清,朱法華,趙秀勇.燃煤電廠超低排放的減排潛力及其PM2.5環境效益[J].中國電力,2014，47(11):150-154.

[3] 秦鋒,黃輝,馬政宇.燃煤發電超低排放技術及其潛在影響分析[J].煤氣與熱力,2015，35(2):35-39.

[4] 王東歌,朱法華,王圣，等.煤電機組煙塵超低排放改造及其技術經濟分析[J].環境科技,2015,28(3):27-30.

[5] 張志強,宋國升,陳崇明，等.某電廠600 MW機組SCR脫硝過程氨逃逸原因分析[J].電力建設,2012,33(6):67-70.