超低排放改造技術在某630MW燃煤火電機組的應用探討

趙尚昭

摘要：通過對已投運機組的調查摸排發現，我國許多燃煤電廠鍋爐排煙溫度普遍高于設計值，使得機組發電效率下降、煙氣體積流量增大、發電成本上升。在采用低低溫技術后，煙溫降低后的煙氣量得以減小，使得原電除塵電場的風速也得到相應降低，從而實現廠用電的減少，真正實現了既節能又環保的目的。該項技術在日本得到迅速發展，三菱、日立等配套機組容量累計已超13000MW，現在幾乎成了日本燃煤電廠一種標準的除塵系統配置方式。在國內也有部分電廠采用低低溫電除塵技術，比如上海漕涇、粵嘉電力等。本文以我廠3、4號機組超低排放改造為例，介紹該技術的具體實施情況和效果。

關鍵詞：超低排放；630MW燃煤機組；提效方案

隨著我國環境問題的日益凸顯，環保問題已經成為了一個國民性話題。霧霾、酸雨的頻繁出現使得國家對于工廠排放指標的要求逐年提高，而傳統燃煤機組則成為了國家環保部門監控的重點對象之一。隨著國家控制火電廠煙塵排放政策的日益嚴格、煙塵排污收費力度的增大和排放權交易制度的試行，火電廠實施煙塵微量排放的必要性進一步增大。為此，各大電力企業均對燃煤機組的節能減排改造投入了大量人力、物力，各種先進的減排技術也不斷涌現，低低溫靜電除塵技術就是其中之一。低低溫靜電除塵技術，是指在鍋爐空氣預熱器與電除塵器之間的煙道上，加裝一組換熱器（即低低溫煙冷器），將煙氣溫度降低到85℃左右。同時，煙氣降低到酸露點以下后，煙氣中大部分的SO3因溫度降低而在換熱系統中冷凝成硫酸霧，并被粉塵吸附、中和，粉塵比電阻顯著降低，反電暈得到有效避免，從而大大提高除塵效率，擴大電除塵器對煤種的適應性，并去除大部分的SO3。

1緒論

1.1超低排放的概念

超低排放，是指火電廠燃煤鍋爐在發電運行、末端治理等過程中，采用多種污染物高效協同脫除集成系統技術，使其大氣污染物排放濃度基本符合燃氣機組排放限值，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度（基準含氧量6%）分別不超過10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，比《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中規定的燃煤鍋爐重點地區特別排放限值分別下降50%、30%和50%，是燃煤發電機組清潔生產水平的新標桿[1]。

1.2論文研究背景及意義

傳統的燃煤電廠歷來被視為大氣污染物的主要來源，是國家環保監管的重點。隨著國家對環境保護的高度重視，實施煙氣超低排放改造既滿足了國家日趨嚴格的環保標準的需要，又是國有企業保證環境質量、保護公眾健康的社會責任；是創新傳統燃煤發電發展方式，也是發電企業拓展燃煤發電產業的新思路；有助于推廣先進的高效協同污染物控制技術，推進環保產業鏈的發展。

2改造內容

我廠二期2×630MW燃煤機組同步配套建有SCR脫硝系統及石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統，目前機組運行穩定。本改造工程只對二期實施超低排放改造，對現有的除塵、脫硫、脫硝系統進行提效，采用高效協同脫除技術，使機組煙氣的主要污染物（煙塵、二氧化硫、氮氧化物）排放濃度達到燃氣輪機組排放控制水平（煙塵5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3），實現煙氣超低排放。

3改造方案

3.1脫硝系統提效

3.1.1原有SCR脫硝系統簡介

二期機組采用哈爾濱鍋爐廠生產的超臨界壓力變壓運行帶內置式再循環泵啟動系統的本生直流爐，已安裝低NOx燃燒器。原二期機組煙氣脫硝改造采用美國巴威公司的選擇性催化還原（SCR）技術。煙氣從省煤器引出，一臺爐配置兩個反應器，經過脫硝后，煙氣接入空預器。配有煙氣系統、SCR反應器吹灰系統、氨空氣混合及噴射系統等。系統設計脫硝效率為70%。

3.1.2SCR脫硝裝置提效方案

通過脫硝系統提效的方式，使得SCR的出口NOx濃度降低到50mg/Nm3以下，SCR系統按照85%效率進行設計。

二期機組脫硝裝置原設計初裝兩層催化劑，設計脫硝效率70%，預留第三層催化劑安裝空間。本次脫硝提效需增加催化劑體積，加裝預留層或者更換初裝兩層原催化劑，使脫硝效率由80%提高至85%。

SCR提效前后的還原劑消耗量減小，原有系統絕大部分設備可利舊，只需在預留層新增催化劑及吹灰器，SCR氨氣調節閥需更換，可在機組檢修時進行方案的實施。

3.2除塵系統提效

3.2.1原有除塵系統情況簡介

3.2.1.1設計標準起點低。該系統于2009年隨機組同時投入運行，執行標準為GB13223-2003，設計入口煙塵濃度為33.306g/m3、除塵效率不小于99.75%，設計的出口煙塵濃度為83.3mg/m3，無法滿足GB13223-2011新的環保排放要求。

3.2.1.2除塵器入口煙溫偏高。根據試驗測得，望亭電廠3、4號機組除塵器入口煙溫在140℃左右，超出原設計入口煙溫127℃。煙溫偏高導致除塵器入口煙氣量增大，這也造成當前實際排放濃度明顯超出除塵器原設計值。

3.2.1.3振打引起的二次揚灰。由于粉塵本身具有一定的粘附性，能夠粘附在電極上，電極上的粉塵量雖小，但對放電影響較大，如粉塵未及時清除掉，就會增大局部擊穿的可能性，因此及時地清除電極上粉塵，是保證電除塵器正常工作的重要條件之一。望亭電廠3、4號機組電除塵器運行過程中振打系統的振打力及振打頻率均進行過調整，但由于燃煤煤質的差異較大，振打方式調整無法滿足煤質的變化，易造成極板、極針積灰及二次揚塵，影響除塵效率。

3.2.2除塵提效方案

鍋爐空預器出口的煙氣經過管式GGH煙氣冷卻器降溫至90℃以下，然后進入低低溫電除塵，經過除塵后通過聯合風機進入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進入管式GGH煙氣加熱器升溫至80℃后，通過煙囪排放[2]。

經過同類型機組調研及機組運行數據分析，考慮到望亭電廠3、4號機組SO2排放標準進一步嚴格化，必須取消GGH。而取消GGH后將面臨煙囪防腐的問題。因此為解決煙囪防腐和煙囪“白煙”的問題，最終決定采用低低溫電除塵技術改造方案。現有除塵器入口平均煙溫在140℃左右，進行低低溫煙氣余熱利用改造，不僅可以降低除塵器入口的煙溫，減少入口煙氣量，又可進一步降低煙塵的比電阻，提高粉塵的驅進速度。低低溫電除塵技術相對于常規電除塵器所增加的成本非常低，在提高除塵器除塵效果的同時可有效實現煙氣余熱綜合利用、節省電煤消耗，另外通過降低煙氣溫度，使得進入電除塵的煙氣量減少10%～15%左右，從而有效減小電除塵電場內的煙氣流速，延長煙氣處理時間，減小二次揚塵，進一步提高和穩定電除塵效率，減緩粉塵顆粒對內部構件的沖刷磨損，提高裝備壽命，同時減輕除塵相關設備的運行能耗。在低低溫技術煙氣余熱利用方面，根據國內外經驗，主要有加熱汽輪機凝結水、加熱鍋爐燃燒用空氣和脫硫凈煙氣再加熱三種方式。但是如將煙氣余熱用來加熱凝結水將會使改造范圍擴大，使系統更復雜。且在中低負荷或冬季時，排煙溫度一般在130℃～135℃，所能回收的熱量十分有限。因此，本次實踐將余熱利用段回收的熱量全部用來加熱再熱段煙氣。

3.3脫硫系統提效

3.3.1原有脫硫系統簡介

二期機組原脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，無旁路、有GGH，無增壓風機（脫硝改造已拆除，已并入聯合風機）。其中吸收塔采用帶托盤的逆向噴淋塔，設計有三臺循環泵及三層標準型噴淋層，一層托盤。脫硫裝置設計煤種含硫量為0.7%，設計脫硫效率95%，煙囪出口SO2濃度為81mg/Nm3（標態，6%O2）。

二期機組自投運以來，燃煤的實際含硫量約為0.25%-0.6%，脫硫裝置入口SO2濃度范圍為580～1395mg/Nm3。此時一般運行二臺循環泵，脫硫效率94%-95.5%，煙囪出口SO2濃度為26～86mg/Nm3。

3.3.2脫硫系統提效技術方案

采用拆除GGH+雙層交互式噴淋層+雙托盤方案。

a）拆除原有的三層噴淋母管及支撐梁，將第二、三層標準型噴淋母管及噴嘴改為交互式噴淋系統；原第一層循環泵增加揚程后與原第二層循環泵構成第一層交互式噴淋系統；同時增加一臺備用循環泵，與原第三層循環泵構成第二層交互式噴淋系統。

b）對原有三臺漿液循環泵進行改造；另新增一臺循環泵。由于原有第一、三層循環泵的揚程有所變化，因此需進行改造。

c）在第一層噴淋母管拆除后留下的空間新增設一層合金托盤及支撐梁；與原有的一層托盤構成雙托盤系統。

d）托盤的開孔率由33%調整為32%。

e）增加一臺備用循環泵后，相應增加配套的土建、電氣及儀控設施。

f）原有第一層與第三層的漿液循環泵互換時，土建基礎無須改動。

g）拆除GGH及附屬設備，并改造GGH進出口煙道及支架。

3.4聯合風機改造

現有聯合風機在提效改造后已無法滿足要求，必須進行改造。

a）提效改造后聯合風機入口流量：

根據MGGH設備廠家提供的方案，經MGGH降溫后聯合風機入口煙氣溫度降低到約92℃，此時聯合風機入口煙氣流量減少到393.35m3/s。

b）由于改造后煙氣阻力增加較多，現有引風機已無法滿足改造后的工況要求，需擴容改造，改造后引風機參數為（TB工況）：風機入口體積流量444.6m3/s，風機入口溫度100℃，風機入口全壓-6758Pa，風機出口全壓6204Pa，風機全壓升12962Pa，電機功率約7000kW。

4結論

借鑒日本等國際的成功運行經驗，二期機組通過增加備用層催化劑、省煤器分級、低低溫靜電除塵系統、增設濕式電除塵（一電場）、雙托盤、交互式噴淋系統改造等多項技術措施后，設計煙氣污染物排放值能夠達到燃氣輪機組排放控制水平，實現煙氣超低排放。

參考文獻

[1]漲知識，什么是火電機組超低排放[OL].北極星電力網.

[2]薛建明，縱寧生.濕式電除塵器的特性及其發展方向[J].1997（3）.

[3]國務院：全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造[OL].中國新聞網，2015-12-02.

（作者單位：大唐三門峽發電有限責任公司）