600 MW燃煤機組煙氣超低排放改造前后性能比較分析

竺浩煒，王 剛

（1.浙江越華能源檢測有限公司，浙江 寧波 315200；2.浙江浙能樂清發(fā)電有限責任公司，浙江 溫州 325609）

傳統(tǒng)電力行業(yè)的環(huán)保核心發(fā)展方向在于控制和降低燃煤電廠的煙氣污染物的排放量。盡管300 MW及以上的大型燃煤電廠均已采取了脫硝、除塵、脫硫等煙氣處理設(shè)施，但在龐大的用煤量和日趨緊張的環(huán)境容量束縛下，環(huán)保部門依然對燃煤電廠的污染物排放進行嚴格控制管理，根據(jù)國家和浙江省的有關(guān)文件的要求，浙江省的部分火電廠于2014年率先開展了以達到GB 13223—2011標準中燃氣輪機的排放限值為目標的煙氣超低排放改造項目，即二氧化硫排放、氮氧化物、煙塵排放濃度（6%氧量下）分別不超過35 mg/m3、50 mg/m3、5 mg/m3。

1 600 MW燃煤機組超低排放改造情況

1.1 改造簡介

浙能樂清電廠#1機組是浙江省內(nèi)首批進行煙氣超低排放改造的600 MW等級的超臨界燃煤機組，于2014-12投產(chǎn)，通過脫硝、脫硫提效，低低溫電除塵改造并增設(shè)濕式靜電除塵器來實現(xiàn)煙氣超低排放，其余3臺機組分別于2015年、2016年實現(xiàn)煙氣超低排放。

1.2 改造內(nèi)容

采用催化劑加層提升SCR裝置的脫硝效率，催化劑布置3層，新加1層催化劑體積為181.3 m3，合計為535.11 m3，并新加裝10個聲波吹灰器。

脫硫吸收塔內(nèi)部原二、三層噴淋層改為交互式噴淋系統(tǒng)，第一層噴淋拆除后新增一層均流增效板和支撐梁，與原有的一層均流增效板構(gòu)成雙均流增效板系統(tǒng)，同時，安裝吸收塔增效裝置，新增加1臺吸收塔漿液循環(huán)泵，流量8163 m3/h，揚程25.8 m，電機功率1000 kW，變成4臺漿液再循環(huán)泵，設(shè)計脫硫效率從原先95%達到98%以上。

干式電除塵改造：采用水媒管式煙氣換熱器（GGH）代替回轉(zhuǎn)式換熱器，降溫段布置在電除塵入口，使得其變?yōu)榈偷蜏仉姵龎m器，加熱段布置在濕式電除塵之后，升溫至80℃后通過煙囪排放。兩級換熱器之間的換熱通過閉式循環(huán)的熱媒水實現(xiàn)，通過熱媒增壓泵驅(qū)動，為了保證煙氣的排煙溫度，管式GGH系統(tǒng)增設(shè)熱媒輔助加熱系統(tǒng)。熱媒輔助加熱介質(zhì)采用輔助蒸汽，輔助蒸汽從各機組輔汽聯(lián)箱引接，蒸汽冷凝水進入鍋爐疏水擴容器。

脫硫吸收塔之后增設(shè)雙室兩電場臥式濕式電除塵器，每臺機組合計8個電場小室，設(shè)計除塵效率為85%，可以有效去除煙氣中的煙塵微粒、PM2.5、SO3微液滴、汞及煙氣中攜帶的脫硫石膏霧滴等污染物，尤其是消除氣溶膠、藍色煙羽等現(xiàn)象較為明顯。其出口安裝了水平煙道除霧器，以降低進入管式GGH煙氣加熱器的煙氣霧滴含量，降低了煙氣對管式GGH加熱器的腐蝕。

1.3 污染物排放指標變化

煙氣超低排放改造前后的脫硫、脫硝效率和污染物排放濃度有了明顯的變化，如圖1和圖2所示。

從圖1和圖2可知，主要污染物排放指標均能長期穩(wěn)定在標準值要求以內(nèi)，使燃煤機組真正達到，并優(yōu)于天然氣燃氣輪機的排放水平。

隨著環(huán)保電價、超低排放電價補貼考核細則的明確，樂清電廠從實現(xiàn)經(jīng)濟效益和履行社會責任角度出發(fā)，不僅進一步提升了環(huán)保設(shè)備的精細化運行和維護管理，也在深度調(diào)峰期間提高了脫硝投運率，優(yōu)化了脫硝投撤溫度控制邏輯，放低了投撤的煙溫門檻，延長了脫硝運行時間；2016年在#1機鍋爐增設(shè)了省煤器給水旁路，提高了脫硝設(shè)施在低負荷運行時的煙氣溫度，并對#1機兩層脫硝催化劑進行了再生工作，提高了反應活性。通過以上措施，脫硝投運率從改造前的95%提升到了99%.

2 脫硫系統(tǒng)的物耗變化情況

脫硫系統(tǒng)主要運行原理示意圖如圖3所示，從運行數(shù)據(jù)看，脫硫系統(tǒng)中的耗水量和石灰石消耗量發(fā)生了變化。

2.1 脫硫工藝水消耗量

脫硫工藝水用于石灰石制漿，除霧器、設(shè)備冷卻用水，濕式電除塵器的排水已經(jīng)被應用在循環(huán)系統(tǒng)中，主要產(chǎn)生水耗的部分為煙氣攜帶液滴和水分蒸發(fā)、廢水排放、石膏攜帶水等。樂清電廠#1和#2機組的脫硫工藝水耗量為公用，2014年，脫硫工藝水耗量為7976 t/億千瓦時，經(jīng)改造后，2015年的脫硫工藝水耗量（含濕電用水）降為6991 t/億千瓦時。

經(jīng)分析，總結(jié)原因有以下3點：①增加了濕電后的煙道除霧器，相應降低煙氣所攜帶的滴液濃度，降低了水耗；②干式靜電除塵器改成低低溫電除塵后，脫硫吸收塔前的煙氣溫度降低后，煙氣量減少，減少了吸收塔水耗；③濕式電除塵的廢水澄清系統(tǒng)排水排至脫硫吸收塔中，降低了吸收塔的補水量。

2.2 石灰石消耗量變化情況

2014年、2015年#1機入爐煤硫份均為0.42%，入口煙氣量與耗煤量有關(guān)，2015年耗煤量約為2014年耗煤量的1.07倍，2014年脫硫效率為94.29%，2015年脫硫效率為98.87%，2014年#1機單位電量石灰石用量為448.8 t/億千瓦時，煙氣超低排放改造后，石灰石用量為改造前的1.16倍，達到518.9 t/億千瓦時。

2.3 電除塵系統(tǒng)的能耗情況

以2017-01—2017-09電除塵耗電量統(tǒng)計數(shù)據(jù)為例說明，煙氣超低排放改造后各臺機組電除塵系統(tǒng)增加了濕式電除塵器的耗電量約為干式電除塵耗電量的55%，如圖4所示。

3 脫硝系統(tǒng)的物耗及能耗情況

3.1 能耗變化情況

脫硝系統(tǒng)的稀釋風機在單臺運行模式下，日耗電量約為264 kW·h，每臺機組月耗電量約為8000 kW·h；氨區(qū)耗電量折算到每臺機組月耗電量約為2000 kW·h。此外，增加了空壓機與自動控制設(shè)備用電等，每臺機組月耗電量約2000～2500 kW·h；每臺機組的風機年耗電量隨鍋爐風煙系統(tǒng)阻力增加而增加，估算為1×105kW·h；脫硝系統(tǒng)年增加的廠用電量約為0.07%.

3.2 物耗變化情況

脫硝的物耗為液氨消耗和催化劑更換，煙氣超低排放改造后，NOX排放濃度日常控制在35 mg/Nm3左右，催化劑用量、液氨消耗量增加，催化劑使用壽命一般為2.7年，為了保持活性和降低氨逃逸濃度，催化劑的再生頻次會增加。

3.2.1 催化劑再生和增加的情況

#1機組于2016-03再生兩層催化劑，合計353.81 m3，2014年煙氣超低排放改造后增加一層催化劑，提高了再生和改造成本。

3.2.2 脫硝液氨增加的情況

煙氣超低排放改造完畢后，脫硝噴氨量從效率控制邏輯變?yōu)榘碨CR出口NOX（6%氧量下）濃度控制邏輯，2014—2017年各機組的單位發(fā)電量所消耗的氨量如表1所示。

由此發(fā)現(xiàn)，各機組在煙氣超低排放改造后，液氨使用量有著明顯的增加，2017年各機組的平均值比2014年增加了3 t/億千瓦時，增長了20.5%.

4 結(jié)束語

樂清電廠煙氣超低排放改造后，脫硫、除塵和脫硝效率均有明顯提升。雖然發(fā)改委、環(huán)保部和國家能源局三部委決定于2016-01-01起在環(huán)保電價補貼的基礎(chǔ)上增加了超低排放電價，以鼓勵和支持相關(guān)設(shè)施改造，補貼費用還是低于改造投入所花費的資金。長期來看，這樣的改造有助于大氣環(huán)境質(zhì)量的提升，對于火電行業(yè)的發(fā)展也有著積極作用。國內(nèi)已經(jīng)有河南、河北、上海、山東、浙江和天津已經(jīng)將超低排放寫入地方標準，燃煤電廠應以積極的態(tài)度面對新的環(huán)保要求，要管理和維護好新增設(shè)備，保持長期穩(wěn)定地達到超低排放的限值要求，提升低負荷段的脫硝投運率，從根本上提升環(huán)境質(zhì)量，使循環(huán)經(jīng)濟得到長足的發(fā)展。

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