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.浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江 溫州 325609）

傳統電力行業的環保核心發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、脫硫等煙氣處理設施，但在龐大的用煤量和日趨緊張的環境容量束縛下，環保部門依然對燃煤電廠的污染物排放進行嚴格控制管理，根據國家和浙江省的有關文件的要求，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，通過脫硝、脫硫提效，低低溫電除塵改造并增設濕式靜電除塵器來實現煙氣超低排放，其余3臺機組分別于2015年、2016年實現煙氣超低排放。

1.2 改造內容

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。

脫硫吸收塔內部原二、三層噴淋層改為交互式噴淋系統，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成雙均流增效板系統，同時，安裝吸收塔增效裝置，新增加1臺吸收塔漿液循環泵，流量8163 m3/h，揚程25.8 m，電機功率1000 kW，變成4臺漿液再循環泵，設計脫硫效率從原先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）代替回轉式換熱器，降溫段布置在電除塵入口，使得其變為低低溫電除塵器，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的熱媒水實現，通過熱媒增壓泵驅動，為了保證煙氣的排煙溫度，管式GGH系統增設熱媒輔助加熱系統。熱媒輔助加熱介質采用輔助蒸汽，輔助蒸汽從各機組輔汽聯箱引接，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定在標準值要求以內，使燃煤機組真正達到，并優于天然氣燃氣輪機的排放水平。

隨著環保電價、超低排放電價補貼考核細則的明確，樂清電廠從實現經濟效益和履行社會責任角度出發，不僅進一步提升了環保設備的精細化運行和維護管理，也在深度調峰期間提高了脫硝投運率，優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機鍋爐增設了省煤器給水旁路，提高了脫硝設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 脫硫系統的物耗變化情況

脫硫系統主要運行原理示意圖如圖3所示，從運行數據看，脫硫系統中的耗水量和石灰石消耗量發生了變化。

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、設備冷卻用水，濕式電除塵器的排水已經被應用在循環系統中，主要產生水耗的部分為煙氣攜帶液滴和水分蒸發、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。

經分析，總結原因有以下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，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 電除塵系統的能耗情況

以2017-01—2017-09電除塵耗電量統計數據為例說明，煙氣超低排放改造后各臺機組電除塵系統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 脫硝系統的物耗及能耗情況

3.1 能耗變化情況

脫硝系統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阻力增加而增加，估算為1×105kW·h；脫硝系統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為按SCR出口NOX（6%氧量下）濃度控制邏輯，2014—2017年各機組的單位發電量所消耗的氨量如表1所示。

由此發現，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。雖然發改委、環保部和國家能源局三部委決定于2016-01-01起在環保電價補貼的基礎上增加了超低排放電價，以鼓勵和支持相關設施改造，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境質量的提升，對于火電行業的發展也有著積極作用。國內已經有河南、河北、上海、山東、浙江和天津已經將超低排放寫入地方標準，燃煤電廠應以積極的態度面對新的環保要求，要管理和維護好新增設備，保持長期穩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，從根本上提升環境質量，使循環經濟得到長足的發展。

［1］ 王巍，別璇，楊遠航，等.燃煤電廠超低排放控制設備改造前后物耗和能耗分析［J］.電力科學與工程，2017，33（01）：15-20.

［2］ 呂敬友，徐嶸，陸云.應對超低排放上海火電環保設施協同改造的研究與實踐［J］.電力與能源，2016，37（06）：757-761.

［3］ 王家偉，安連鎖，張永生，等.燃煤電廠超低排放改造前后汞污染排放特征［J］.環境科學研究，2017，30（05）：672-677.