燃煤電廠1000MW機(jī)組超低排放改造項(xiàng)目實(shí)踐

秦文學(xué) 尹琦 李玉洲 李紅獅

摘 要 某燃煤電廠1000MW機(jī)組超低排放改造采用對(duì)原有SCR脫硝系統(tǒng)加裝第三層催化劑，加裝低低溫省煤器+靜電除塵提效，石灰石-石膏濕法脫硫提效，新增一層噴淋層，新增一層管式除霧器、一層屋脊除霧器的方式。改造后對(duì)改造效果、設(shè)備穩(wěn)定性及排放數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，認(rèn)為該改造工藝是一種適合燃煤電廠煙氣超低排放改造的可靠工藝。

關(guān)鍵詞 超低排放;脫硝;低低溫省煤器;靜電除塵;濕法脫硫

引言

近年來(lái)，我國(guó)大氣污染形勢(shì)嚴(yán)峻，以可吸入顆粒物（PM10）、細(xì)顆粒物（PM2.5）為特征污染物的區(qū)域性大氣環(huán)境問(wèn)題日益突出，損壞人民群眾身體健康，影響社會(huì)和諧穩(wěn)定，大氣污染問(wèn)題已成為社會(huì)輿論關(guān)注的焦點(diǎn)問(wèn)題[1]。根據(jù)國(guó)家發(fā)展改革委、環(huán)境保護(hù)部、國(guó)家能源局聯(lián)合下發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014-2020年）》[2]、《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》[3]及山東省發(fā)展和改革委員會(huì)、山東省環(huán)境保護(hù)廳制定的《關(guān)于盡快制定現(xiàn)役燃煤機(jī)組節(jié)能減排升級(jí)與改造計(jì)劃的通知》[4]，到 2020年，東部地區(qū)現(xiàn)役30萬(wàn)千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機(jī)組、10萬(wàn)千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機(jī)組以及其他有條件的燃煤發(fā)電機(jī)組，改造后大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值，即粉塵、SO2、NOX排放濃度（基準(zhǔn)含氧量為6%）分別為5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

隨著《山東省火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[5]（DB37/664-2013）第2號(hào)修改單超低排放標(biāo)準(zhǔn)的提出，超低排放已成為國(guó)內(nèi)發(fā)電企業(yè)污染物排放的新常態(tài)，有必要采用新的“一體化協(xié)同治理”的技術(shù)應(yīng)對(duì)越來(lái)越嚴(yán)格的環(huán)保要求。當(dāng)粉塵排放濃度≦5mg/m3的時(shí)候，僅在濕法脫硫前改造電除塵器進(jìn)行提質(zhì)增效已無(wú)法滿足排放要求，目前常見(jiàn)的超低技術(shù)有低低溫省煤器、袋式除塵器、電-袋除塵器、加裝濕式除塵器等。當(dāng)前煙氣脫硫技術(shù)多采用石灰石-石膏濕法脫硫，主流的脫硫改造技術(shù)為增加托盤、增加噴淋層、改造除霧器、單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等。對(duì)于燃燒低硫煤的區(qū)域，火電機(jī)組通過(guò)增加噴淋層提高吸收塔液氣比或者采用增強(qiáng)汽液傳質(zhì)措施（增設(shè)托盤、湍流層、聚氣環(huán)等），可提高吸收塔的脫硫效率，滿足超低排放的要求。二級(jí)塔串聯(lián)的改造方案可以通過(guò)控制一級(jí)、二級(jí)吸收塔的pH值實(shí)現(xiàn)分區(qū)控制，利于高效脫硫，滿足超低排放要求。NOX控制采用低氮燃燒和煙氣脫硝技術(shù)相結(jié)合的綜合防治措施，低氮燃燒技術(shù)作為燃煤電廠NOX控制的首選技術(shù)，主要有低氮燃燒器、空氣分級(jí)燃燒技術(shù)和燃料分級(jí)燃燒技術(shù)等，煙氣脫硝技術(shù)以高效SCR為主[6]。在超低排放改造工程實(shí)際應(yīng)用中，現(xiàn)場(chǎng)情況復(fù)雜，在工藝和技術(shù)路線選擇中沒(méi)有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)，需要根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行綜合設(shè)計(jì)[7]。本文中某電廠1000MW機(jī)組所選用的超低排放改造技術(shù)是成熟可行技術(shù)，對(duì)其方案路線及運(yùn)行數(shù)據(jù)研究分析，為燃煤電廠超低排放改造提供工程解決方案和數(shù)據(jù)支撐。

1超低排放改造工程方案

該電廠原環(huán)保設(shè)施為脫硝裝置采用選擇性催化還原（SCR）工藝，單臺(tái)機(jī)組脫硝催化劑按“2+1”層設(shè)計(jì)，初裝2層催化劑。脫硫部分采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝、“一爐一塔”配置，脫硫吸收劑采用石灰石，吸收塔內(nèi)設(shè)置5層噴淋層。除塵設(shè)施配備兩臺(tái)三室四電場(chǎng)臥室靜電除塵器。

1.1 脫硫部分改造

脫硫超低排放改造按吸收塔改造拆除吸收塔內(nèi)原有全部噴淋層，重新安裝6層FRP噴淋層（5運(yùn)1備）及螺旋噴嘴，同時(shí)在新增噴淋層下方增設(shè)聚氣環(huán)，原有最底層的噴淋層新增1臺(tái)漿液循環(huán)泵，循環(huán)泵入口均設(shè)置合金濾網(wǎng)，并采用三級(jí)屋脊式除霧器+一級(jí)管式除霧器。原煙道增設(shè)噴淋降溫系統(tǒng)，更換除霧器沖洗水泵和供漿泵，新增1個(gè)回流水箱、攪拌器及泵。

1.2 脫硝部分改造

脫硝超低排放改造在原SCR脫硝裝置基礎(chǔ)上進(jìn)行提效改造，增加備用層催化劑。催化劑采用蜂窩式，采取聲波吹灰器和蒸汽吹灰器相結(jié)合的吹灰措施，吹灰器的布置不得影響催化劑的安裝或更換。反應(yīng)器內(nèi)部流場(chǎng)進(jìn)行校核調(diào)整。

1.3 除塵部分改造

除塵部分超低排放改造在原電除塵器前端增設(shè)低低溫?zé)煔庥酂崂醚b置，并對(duì)原除塵器進(jìn)行恢復(fù)性檢修，改造后形成低低溫電除塵器，同期進(jìn)行一、四電場(chǎng)高效電源更換，二、三電場(chǎng)高頻電源控制系統(tǒng)、冷卻系統(tǒng)進(jìn)行改造，一、二電場(chǎng)陰極線換型，腐蝕及變形嚴(yán)重的陽(yáng)極板更換等。綜上所述，該電廠項(xiàng)目改造后，機(jī)組通過(guò)低氮燃燒器降低鍋爐出口煙氣中NOX濃度，煙氣再經(jīng)過(guò)SCR脫硝裝置脫硝（三層催化劑），低低溫省煤器和高效靜電除塵器除塵后，進(jìn)入石灰石-石膏濕法脫硫塔脫硫、除塵，最后煙氣經(jīng)脫硫塔頂部四層高效除霧器的進(jìn)一步除塵、脫硫后，通過(guò)240m煙囪高空排放。

2改造效果

2.1 脫硫效果分析

圖1 機(jī)組脫硫運(yùn)行主要參數(shù)（DCS畫(huà)面數(shù)據(jù)）

調(diào)取現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行情況數(shù)據(jù)，現(xiàn)場(chǎng)脫硫DCS畫(huà)面清晰，未出現(xiàn)測(cè)點(diǎn)壞點(diǎn)，脫硫運(yùn)行關(guān)鍵監(jiān)控參數(shù)如pH、密度、壓差等數(shù)據(jù)準(zhǔn)確，能夠有效指導(dǎo)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)整。調(diào)取期間，機(jī)組負(fù)荷為1051.5MW，為滿負(fù)荷運(yùn)行，此期間原煙氣SO2濃度為此時(shí)僅開(kāi)啟1A、1B、1D 三臺(tái)漿液循環(huán)泵，三臺(tái)泵處于備用狀態(tài)，且漿液pH值為5.09，處于較低水平。從日常運(yùn)行情況來(lái)看，現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)裕量充足。機(jī)組脫硫運(yùn)行主要參數(shù)（DCS畫(huà)面數(shù)據(jù)）如圖1所示。

同時(shí)該機(jī)組超低排放改造后調(diào)取1月-12月SO2排放濃度數(shù)據(jù)分析，改造后排放濃度較為穩(wěn)定，未出現(xiàn)超標(biāo)現(xiàn)象。如表1所示：

表1 1-12月份SO2排放濃度月均值

根據(jù)性能考核試驗(yàn)結(jié)果[8]，滿負(fù)荷工況下，原煙氣SO2濃度為2931mg/m3（設(shè)計(jì)值3157mg/m3的92.8%）的前提下，脫硫出口凈煙氣SO2排放濃度為29.9mg/m3 ，修正到設(shè)計(jì)條件下為31.1mg/m3，優(yōu)于保證值要求，達(dá)到超低排放改造的目標(biāo)和要求。

2.2 脫硝效果分析

根據(jù)表2所示，NOX排放濃度數(shù)據(jù)穩(wěn)定，且未出現(xiàn)超標(biāo)現(xiàn)象。

表2 1-12月份NOX排放濃度月均值

根據(jù)性能考核試驗(yàn)結(jié)果[8]，機(jī)組NOx排放濃度為40mg/m3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。機(jī)組脫硝效率為 88.7%。優(yōu)于性能保證值85.7%。氨逃逸濃度為1.98mg/m3。優(yōu)于性能保證值2.28mg/m3。脫硝系統(tǒng)SO2/SO3轉(zhuǎn)化率為0.81%，優(yōu)于性能保證值1.1%。

2.3 除塵效果分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果[8]，滿負(fù)荷工況下機(jī)組電除塵器出口煙塵排放濃度為17mg/m3，低于設(shè)計(jì)性能保證值（20mg/m3）。同時(shí)調(diào)取機(jī)組1月至12月統(tǒng)計(jì)報(bào)表數(shù)據(jù)，總排口粉塵平均排放濃度為1.31～1.76mg/m3 ，滿足超低排放限值（5mg/m3）要求。圖表3所示。

根據(jù)運(yùn)行記錄、檢修記錄、故障記錄及月度運(yùn)行分析報(bào)告，低低溫電除塵器整體性能良好。節(jié)能模式下，二次電壓和二次電流長(zhǎng)期穩(wěn)定在45～50kV和800mA運(yùn)行，且凈煙氣粉塵控制達(dá)標(biāo)。

3結(jié)束語(yǔ)

根據(jù)表1、表2和表3的排放數(shù)據(jù)，超低排放改造后SO2、NOX、粉塵排放濃度優(yōu)于設(shè)計(jì)排放要求。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果顯示脫硝系統(tǒng)超低排放改造設(shè)計(jì)的主要性能指標(biāo)均與可研設(shè)計(jì)指標(biāo)相一致，滿足超低排放改造的設(shè)計(jì)要求。低低溫電除塵器出口煙塵排放濃度滿足性能保證值要求，脫硫系統(tǒng)超低排放改造設(shè)計(jì)的主要性能指標(biāo)能夠與可研設(shè)計(jì)指標(biāo)要求保持一致。達(dá)到超低排放改造的目標(biāo)。

實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，部分電場(chǎng)出現(xiàn)火花率高、除塵器部分極線螺栓脫落、陽(yáng)極板限位板缺失等現(xiàn)象，其他改造單位可相互借鑒。

表3 1-12月份粉塵排放濃度月均值

參考文獻(xiàn)

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作者簡(jiǎn)介

秦文學(xué)（1962-），男，山東省萊蕪市人;學(xué)歷：碩士，職稱：高工，現(xiàn)就職單位：華電萊州發(fā)電有限公司，研究方向：電力生產(chǎn)、管理。

尹琦（1984-），女，山東省菏澤市人;學(xué)歷：碩士，職稱：工程師，現(xiàn)就職單位：華電萊州發(fā)電有限公司，研究方向：電力生產(chǎn)環(huán)保。

李玉洲（1971-），男，山東省萊州市人;學(xué)歷：本科，職稱：技師，現(xiàn)就職單位：華電萊州發(fā)電有限公司，研究方向：電力生產(chǎn)環(huán)保。

李紅獅（1977-），男，山西省絳縣人;學(xué)歷：本科，職稱：環(huán)保工程（中級(jí)），現(xiàn)就職單位：煙臺(tái)生態(tài)環(huán)境局，研究方向：環(huán)境自動(dòng)監(jiān)測(cè)監(jiān)控。