煙氣超凈排放改造技術在燃煤機組中的應用

王繼華

(中國華電科工集團有限公司，北京 100160)

煙氣超凈排放改造技術在燃煤機組中的應用

王繼華

(中國華電科工集團有限公司，北京 100160)

為解決日益嚴重的大氣污染問題，國家出臺更加嚴格的火電行業大氣污染物排放標準。通過對燃煤機組在脫硫、脫硝、除塵系統等方面實施改造，從而達到火電廠大氣污染物排放標準。簡要闡述國內燃煤電廠煙氣超凈排放改造技術，以揚州電廠為例，詳細介紹工藝流程、控制方案等方面的改造內容。

煙氣；超凈排放；脫硫；脫硝；除塵

0 引言

近年來，隨著全國各地工業的不斷發展壯大，大氣污染日趨嚴重，空氣質量日益惡化。為了貫徹《中華人民共和國大氣污染防治法》，改善大氣環境質量，保護生態環境，建設可持續發展經濟，針對大氣污染物排放巨大的火電行業[1]，國家出臺了一些更加嚴格的火電行業污染物排放標準及控制措施。

2014年9月12日，國家發改委、環保部和國家能源局聯合下發了《關于印發〈煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)〉的通知》，要求東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放質量濃度基本達到燃氣輪機機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，并鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值；到2020年，東部地區現役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以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放質量濃度基本達到燃氣輪機組排放限值即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放質量濃度分別不高于5，35，50 mg/m3(標態，干基，6%O2)。自此，大部分現有燃煤機組陸續開展超凈排放升級改造。

1 改造技術

燃煤機組實施超凈排放改造主要是對脫硝系統、脫硫系統和除塵系統進行處理。

1.1 脫硝系統[2]

對現有燃煤機組氮氧化物的處理，大多采用低NOx燃燒器+選擇性催化還原技術(SCR)催化劑(脫硝效率為85%～95%)的組合方式。常規電站系統SCR脫硝通常設有3層催化劑(初裝2層，備用1層)。為提高脫硝效率，達到滿足50 mg/m3(標態，干基，6%O2)以下的氮氧化物排放限值要求，增加裝備用層催化劑。新增儀表、閥門、吹灰器等設備的控制納入脫硝原有控制系統。吹灰方式有聲波吹灰器、蒸汽吹灰器和聲波+蒸汽吹灰器混合方式。

1.2 脫硫系統

為滿足35 mg/m3以下的SO2排放限值要求，對現有燃煤機組進行改造，通常有如下2個方案。

(1)對原有吸收塔進行增容改造，包括增加合金托盤、噴淋層、漿液泵；除霧器改造；氧化風機系統增容(或無)；石膏脫水系統增容(或無)；新增事故漿液箱或事故漿液箱擴容，其他公用系統改造，引增合一改造(或無)等。

(2)新建1個二級塔，原塔作為一級塔，形成串塔脫硫系統；原塔工藝設備配置基本不變；新塔設置合金托盤(或無)、循環泵、除霧器或管束除塵器、攪拌器、石膏排出泵等。除霧器(除塵器)沖洗水系統改造、新增事故漿液箱或事故漿液箱擴容、其他公用系統改造等。

不論采用哪種工藝方案，新增儀表、閥門、泵/風機等設備的控制均納入脫硫原有控制系統(但引增合一改造，引風機控制除外)。控制系統硬件選型應與原系統保持一致，并與原系統實現軟硬件無縫兼容。由于改造新增I/O點數較多，通常采用新增控制機柜方式，電源就近取自原電源柜備用回路，布置在原有電子設備間或新增設備間內。

1.3 除塵系統

目前火力發電廠應用較為成熟的除塵設備形式有靜電除塵器、布袋除塵器、電袋復合除塵器，近年來又出現了低低溫靜電除塵器、旋轉電極靜電除塵器、高頻電源、濕法脫硫裝置的除塵技術、濕式靜電除塵器等工藝技術[3]。為滿足5 mg/m3(標態，干基，6%O2)以下的煙塵排放限值要求，對現有燃煤機組進行除塵改造時，需根據實際工程的外部條件、煤質、原有除塵器形式、脫硫改造方案來綜合考慮確定。

2 超凈改造工程實例

為滿足新環保標準的規定要求，進一步改善電廠及周邊地區的空氣環境質量，揚州電廠對#6，#7機組(2×300 MW)進行超凈排放改造。

2.1 設計條件

實施改造前，脫硫原煙氣經過靜電除塵器(除塵效率不低于99.7%)除塵后經氣-氣換熱器(GGH)降溫進入吸收塔，在吸收塔中與由上而下噴淋的石灰石漿液在對流過程中除去SO2，脫硫后的煙氣經除霧器后進入GGH進行升溫，然后經煙囪排向大氣。脫硫裝置布置在煙囪之后。#6，#7鍋爐各配1套煙氣脫硫(FGD)裝置，采用石灰石-石膏濕式脫硫工藝，副產物為二水硫酸鈣。煙氣進口SO2質量濃度2 040 mg/m3(標態，干基，6%O2)，脫硫效率>95%，出口SO2質量濃度≤132 mg/m3(標態，干基，6%O2)。FGD入口煙氣參數見表1，FGD入口煙氣組成見表2，FGD入口處污染物質量濃度見表3，脫硝系統入口煙氣參數見表4，原電除塵器主要設計參數與技術性能指標見表5。超凈排放改造技術流程圖如圖1所示。

表1 FGD入口煙氣參數

表2 FGD入口處煙氣組成

表3 FGD入口處污染物質量濃度(標態，干基，6%O2) mg/m3

下面主要針對SCR脫硝、FGD脫硫、濕式電除塵器系統的改造情況進行詳細闡述。

2.2 脫硝改造情況

為滿足脫硝裝置超低排放的要求，需提高液氨的供應量，同時SCR反應器使用預留催化劑層，新增1層聲波吹灰器。考慮擴建燃氣機組脫硝用氨問題，新增1臺液氨蒸發器，1臺氨氣緩沖罐。SCR反應器使用預留催化劑層，新增壓力變送器以及儀表保護箱，新增IO測點，利用原機組SCR區分散控制系統(DCS)備用通道并做邏輯修改，與原底層催化劑層計算催化劑差壓，每層之間壓力大于250 Pa報警。新增1層聲波吹灰器，利用原預留備用層聲波吹灰器IO測點、卡件通道及電纜。增加液氨蒸發器BC區域氨泄漏就地檢測儀，并接至原有氨泄漏控制器；新增1臺液氨蒸發器，1臺氨氣緩沖罐。新增液氨蒸發器C出口壓力以及液氨蒸發器C進DCS的信號。IO測點利舊使用柜內原有卡件備用通道；新增卡件在原氨區DCS機柜內改造，包括對所有畫面調試、修改、組態服務。

表4 脫硝系統入口煙氣參數

表5 原電除塵器主要設計參數與技術性能指標

圖1 超凈排放改造技術流程圖

2.3 脫硫改造情況

取消脫硫增壓風機，結合除塵改造考慮引增合一方案，拆除GGH，原煙道貫通；吸收塔加高12.85 m，增加2臺吸收塔循環泵，吸收塔區地坑增加1臺地坑泵，更換吸收塔攪拌器，更換2臺氧化風機。石膏脫水系統整體增容改造，更換皮帶機、旋流器等設備。更換3臺除霧器沖洗水泵；新增1套廢水處理系統。脫硫單元機組改造新增DCS機柜1面(新增控制器1對)，2臺機組共計2面。機柜布置在原脫硫熱控電子設備間。公用系統(廢水處理系統除外)改造利用原脫硫公用系統DCS機柜，拆除設備通道位置和機柜內備用槽位新增卡件。新增1套廢水處理系統，單獨設置廢水處理車間。新增1面遠程DCS 機柜，布置在廢水樓熱控電子設備間內，廢水系統納入已建的脫硫DCS集中監控。本次改造利舊原脫硫操作員站為主要監控中心，實現整個脫硫系統的啟停、運行工況的監視和調整以及事故處理等。

2.4 除塵改造情況

在脫硫塔后低低溫換熱器升溫段前布置1套濕式電除塵器。濕式除塵器采用臥式安裝，布置于原脫硫低低溫換熱器段前，主要是通過濕式除塵內設置的高頻高壓電場對粉塵的吸附作用，并采用水系統沖洗來脫出脫硫后煙氣中的微塵顆粒。濕式除塵采用DCS硬件控制，納入脫硫DCS并采用一致的軟硬件，每臺爐的控制系統應采用獨立的冗余控制器，在脫硫控制室內設置1套操作員站。運行人員通過脫硫控制室的液晶顯示器和鍵盤(鼠標)為主要監視和操作手段對濕式除塵器進行監控。

揚州電廠#6，#7機組進行超凈排放改造實施后，滿足煙氣的超凈排放要求。

3 結束語

對于新建機組，在方案階段對煙氣超低排放可全面統籌考慮。對于現有燃煤機組，在固有的場地和空間條件下，對機組進行升級改造，使其達到超凈排放的標準。由于每臺機組的情況不同，為設計出安全合理、經濟可靠的改造方案，需要各個階段相關人員和業主方的共同努力，方能圓滿實現超凈排放改造目標。

[1]汪胡根.火力發電廠“超凈排放”的“環保島”技術[J].華東科技，2016(6):44-51.

[2]胡永峰,白永峰.SCR法煙氣脫硝技術在火電廠的應用[J].節能技術,2007,25(2):152-156.

[3]黃永琛,楊宋,陳辰,等.燃煤電廠煙塵超凈排放技術路線探討[J].能源與節能,2015(3):126-129.

(本文責編：劉炳鋒)

2016-12-14；

2017-02-04

X 701

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1674-1951(2017)02-0065-03

王繼華(1983—)，女，吉林遼源人，工程師，從事火電廠煙氣污染物治理研究及工程應用方面的工作(E-mail:wangjihua@chec.com.cn)。