發(fā)電機組脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造分析及措施

柴青

【摘 要】為進一步提升煤電高效清潔發(fā)展水平，根據(jù)發(fā)改能源[2014]2093號《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃 （2014～2020年）》，結合《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）規(guī)定燃煤機組超低排放限值SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、煙塵≤5mg/Nm3，接近或達到燃氣機組排放的環(huán)保標準，對脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排進行了提效改造。

【關鍵詞】發(fā)電機組 深度減排 分析 措施

引言

我國能源結構是以燃煤為主，煤煙型污染的控制是大氣環(huán)境保護的重點。因地制宜、結合國情及企業(yè)具體情況及地區(qū)大氣環(huán)境的特點，國電電力大同第二發(fā)電廠一期6x200MW機組煙氣脫硫工程采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術工藝（以下簡稱FGD），其中#1、#6機組采用一爐一塔配置，#2、#3、#4、#5機組采用二爐一塔配置。運行過程中進行了脫硫系統(tǒng)提效改造和引風機增容改造，改造后#1～#6機組燃煤含硫量1.75%，F(xiàn)GD入口SO2濃度4000mg/Nm3，設計脫硫效率為96.3%，出口SO2濃度≤150mg/Nm3。

1 脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造原因及分析

根據(jù)最新的《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2011規(guī)定要求，至2014年7月，燃煤鍋爐要達到：汞及其化合物0.03mg/m3，煙塵30mg/m3，二氧化硫200（現(xiàn)有機組）/100（新建機組）mg/m3，氮氧化物100mg/m3的排放標準；其中重點地區(qū)的排放標準為煙塵20mg/m3、二氧化硫50mg/m3。

改造后，燃燒設計煤種脫硫裝置入口SO2濃度為4000mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），脫硝入口NOx濃度350mg/Nm3，電袋除塵器出口煙塵濃度30mg/Nm3。在6%O2條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度限值分別不大于5、35、50mg/Nm3，并利用現(xiàn)有設施以及不影響電廠主機運行為基本前提。

2 脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造措施

2.1改造方案

（1）脫硫系統(tǒng)改造。國電電力大同第二發(fā)電廠裝機容量為6×200MW，采用石灰石-石膏濕法全煙氣脫硫技術，塔型為噴淋塔， #1、#2、#3機組共用一根高210m、出口內徑為8m的干煙囪，#4、#5、#6機組共用一根高210m，出口內徑為8m的濕煙囪。原設計燃煤含硫量為1.75%， FGD入口SO2濃度4000mg/Nm3，設計脫硫效率為96.3%，出口SO2濃度≤150mg/Nm3。

#1～#6脫硫裝置主要由吸收劑制備、儲存與輸送系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)與貯運系統(tǒng)、FGD供水及排放系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)等組成。

從鍋爐后電袋復合除塵器排出的煙氣經(jīng)兩臺并聯(lián)運行的引風機升壓后合并為一路原煙道進入吸收塔，在吸收塔內逆向通過噴淋層脫除SO2。氧化充分的吸收塔漿液由石膏漿液排出泵排入石膏脫水系統(tǒng)脫水，凈煙氣經(jīng)除霧器除去漿液霧滴、水汽后經(jīng)煙囪排放到大氣中。

煙氣進入脫硫島的原煙氣設計溫度為140℃，#1、#6吸收塔分別設有3臺漿液循環(huán)泵，采用3層漿液霧化噴淋方式。為防止吸收塔漿液中固體物的沉積，吸收塔設置3臺吸收塔攪拌器對塔內漿液進行攪動，并設2臺氧化空氣攪拌器。#1、#6脫硫裝置分別設有3臺氧化風機（2運1備），吸收塔的上部布置了2級除霧器，每套脫硫裝置設置兩臺100%容量的石膏排出泵（一運一備）。

制漿系統(tǒng)采用干粉制備，未設球磨機，一期6臺機組共設3座石灰石粉倉，每座石灰石粉倉對應一個石灰石漿液箱，石灰石粉經(jīng)石灰石罐車輸送進石灰石粉倉儲存后，通過石灰石粉倉底部星型卸料閥進入石灰石漿液箱制備成石灰石漿液（質量濃度約為30%），制備水源為工藝水與脫水系統(tǒng)溢流排放水，再用石灰石漿液泵（二運一備）輸送到相應的吸收塔。

#1、#2、#3、#4、#5及#6機組每臺吸收塔設置2臺石膏漿液輸送泵（一運一備），石膏漿液通過石膏漿液泵輸送至脫水系統(tǒng)或灰渣前池（脫水系統(tǒng)故障情況下）。#1吸收塔石膏漿液通過石膏泵送入#2、#3或#4、#5吸收塔內，再通過#2、#3脫硫、#4、#5脫硫石膏漿液泵輸送至脫水系統(tǒng)進行處理，#2、#3脫硫吸收塔內的石膏漿液與#4、#5脫硫吸收塔內的石膏漿液可互倒。一期脫硫共設3套脫水系統(tǒng)（3臺石膏旋流站3臺真空皮帶機），#1～#5機組公用2套脫水系統(tǒng)，#6機組單獨對應1套脫水系統(tǒng)。

（2）脫硝系統(tǒng)改造。一爐配置兩個反應器，布置在省煤器與空預器之間，電除塵器入口煙道上方，無SCR煙氣旁路系統(tǒng)，設置省煤器高溫煙氣旁路裝置。還原劑采用尿素水解制氨工藝，水解反應器公用制布置。脫硝入口煙氣量1904300m3/h（濕基、實際含氧量、標準狀況、設計煤種，省煤器出口）。煙氣脫硝裝置的出力按單臺鍋爐100%BMCR工況設計，煙氣脫硝裝置SCR系統(tǒng)能在鍋爐煙氣溫度不高于400℃條件下連續(xù)運行，煙道部分最大允許溫度為420℃，當煙氣溫度低于325℃時，停止噴氨。

在催化劑安裝2層的情況下，能滿足煙氣脫硝效率不低于80%（NOx為標準狀態(tài)，6%含氧量，干基），反應器出口NOx濃度不高于200mg/Nm3（6%氧含量，干煙氣）的要求。

（3）除塵系統(tǒng)改造。6x200MW機組為東方鍋爐廠生產的DG 670-5型自然循環(huán)汽包鍋爐，鍋爐為П形布置。每臺鍋爐尾部設置2臺電除塵器（雙室五電場），出口含塵量為200～350mg/Nm3。為滿足排放要求，電除塵器均改成電袋復合式除塵器（一電三袋）。現(xiàn)電袋復合式除塵器入口含塵量為40g/Nm3，除塵效率為99.925%，出口含塵量為不大于30mg/Nm3。

2.2 可供脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)的水、電等改造條件

（1）水源：脫硫系統(tǒng)用水，其水源為電廠循環(huán)水的排污水，電廠工業(yè)水用于脫硫石膏沖洗、設備冷卻水。脫硝系統(tǒng)用水，包括除鹽水、工業(yè)水、消防水、生活用水均從廠區(qū)就近主管網(wǎng)接出。濕式除塵器沖洗水源為電廠循環(huán)水的排污水。

（2）電源：脫硫采用的電壓等級：AC 6kV、380/220V和D220V，脫硝采用380/220V和DC220V，除塵采用380/220V和DC220V。

（3）場地條件：脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)改造附近場地限制，本次改造在原有場地上進行，綜合利用原有的場地。

2.3 改造措施

（1）脫硫：主要是對石灰石-石膏濕法脫硫吸收系統(tǒng)進行提效改造，以達到燃機排放的環(huán)保標準。根據(jù)物料平衡計算在原有吸收塔內部增加噴淋層數(shù)量或者循環(huán)泵流量，同時增加托盤和璧環(huán)等設施。該技術可以在充分發(fā)揮吸收塔深度脫硫的同時，實現(xiàn)吸收塔的高效除塵，SO2和煙塵的排放達到燃氣機組排放標準。具體做法；①#1、#6吸收塔：漿池容積不變，新增一臺循環(huán)泵及第四層噴淋層，流量6900m3/h，將原有第一層至第三層噴淋層及噴嘴更換，設置單層托盤及壁環(huán)，原兩級平板除霧器更換為三級新型高效屋脊式除霧器。②#2、#3、#4、#5吸收塔：漿池容積不變，吸收塔更換第二層及第三層的流量為10500m3/h循環(huán)漿液泵，原有第一至第四層噴淋層及噴嘴更換，設置雙托盤及壁環(huán)，原兩級平板除霧器更換為三級新型高效屋脊式除霧器（足滿吸收塔出口液滴排放濃度≤15mg/Nm3）。其優(yōu)點是氣流均布、降低裝置消耗、檢修方便。

（2）脫硝：根據(jù)#1～#6鍋爐氮氧化物排放濃度，結合該電廠原有脫硝裝置運行的實際情況和現(xiàn)場脫硝場地情況，在減少脫硝裝置的建設投資、運行費用，采用原有脫硝裝置SCR法。具體做法：#1、#2、#4、#5、#6脫硝反應器需加裝第三層催化劑， #3脫硝反應器因單層催化劑加裝體積小于設計值，需將原兩層催化劑更換為原設計催化劑，并加裝第三層催化劑。

（3）除塵：為達到燃機排放標準，采用高效脫硫除塵一體化，吸收塔內設置托盤及高效除霧器，F(xiàn)GD入口粉塵≤30mg/m3，為使系統(tǒng)更加可靠，在FGD出口增設高效脫硫除塵一體化裝置加濕式除塵器，保證脫硫后煙囪出口最終煙塵排放濃度長期≤5mg/Nm3。具體做法：#1、#2、#3、#4、#5及#6機組凈煙道位置及長度調整，增設凈煙道支架，對原有凈煙道支架進行抬高及加固，將#2、#3、#4、#5機組的濕式除塵器截面為16.18mx11.50m布置在GGH框架上，并對GGH框架局部進行加固。#6機組濕式除塵器布置在#6機組CEMS小間上方，對CEMS小間進行加固，煙道上設置人孔門、檢修門。

2.4 改造后環(huán)境效益和經(jīng)濟效益

本項目屬環(huán)保改造項目，該項目的建成，對于降低所在大同市及周圍地區(qū)大氣污染指數(shù)，改善環(huán)境條件，為當?shù)鼐用駝?chuàng)造一個良好的生活和工作環(huán)境，具有深遠意義。其排煙中二氧化硫排放量減少99.13%以上，NOx排放量減少88.9%以上，達到國家和地方環(huán)保部門規(guī)定的排放要求。在脫硫改造完成后，一期改造后每年減少SO2排放量3143t，按每噸收費1263元計，每年可以少納排污費約397萬元；脫硝改造完成后，每年減少NOX排放量1112t，按每噸收費1263元計，每年可以少交納排污費約140萬元。

3 結語

脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)深度減排改造后，煙氣脫硫裝置脫硫率≥99.13%，脫硫裝置入口SO2濃度為4000mg/Nm3（標態(tài)、干基、實際氧）時，出口SO2濃度≤35mg/Nm3；脫硫裝置入口粉塵濃度為≤30mg/Nm3時，出口粉塵濃度≤5mg/Nm3。改造后煙氣脫硝裝置脫硫率≥88.9%， 脫硝裝置入口NO2濃度為450mg/Nm3時，出口SO2濃度≤50mg/Nm3。脫硝改造通過加裝備用層催化劑即可滿足潔凈排放要求，并且，除塵改造通過在FGD系統(tǒng)后加裝濕式除塵器可滿足超潔凈排放要求。

參考文獻：

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