1000MW超超临界机组超低排放改造工程的分析

环保网讯:煤炭是我国的主要一次能源，煤燃烧过程中产生的SO2、NOx和烟尘是我国大气的主要污染物。近年来我国频繁发生了大面积的严重雾霾天气，给工农业生产和人民的身体健康带来严重的影响，燃煤污染物控制形势日趋严峻。为此，2011年我国颁布了严格的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)[1]，将燃煤火力发电厂烟尘、SO2、NOx等污染物排放浓度限值分别降至30、100、100mg/m3，重点地区降至20、50、100mg/m3。

2014年《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》对燃煤烟气中烟尘、SO2、NOx的排放浓度提出了要求新建燃煤机组大气污染物排放基本达到燃气轮机机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx的排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3[2]。目前国内外对燃煤电厂烟气多种污染物超低排放与协同脱除开展了大量的研究与工程应用，欧美日等发达国家部分电厂已率先实现了燃煤烟气主要污染物排放浓度达到超低排放的要求。

日本碧南电厂1000MW机组采用低NOx燃烧器和空气分级燃烧技术、SCR烟气脱硝、低低温静电除尘器、湿法烟气脱硫和湿式静电除尘器实现了烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为3、30和25mg/m3[3]。

2014年5月浙江能源集团嘉兴电厂1000MW机组率先实施超低排放改造并投入运行，测试结果表明主要污染物烟尘、SO2、NOx排放浓度分别达到了2.12、17.47和38.94mg/m3[4]。

目前我国各发电集团相继实施了燃煤发电机组的超低排放技术改造，并制定了明确时间表，开启了我国燃煤火力发电机组超低排放改造的新局面。本文针对国内某1000MW燃烧发电机组主要污染物的排放现状，分析了燃煤机组主要污染物超低排放的技术路线，实施了切实可行的超低排放技术改造工程，进行了超低排放改造前后烟气脱硫、脱硝和除尘性能测试，烟气主要污染物烟尘、SO2、NOx排放浓度分别低于5、35、50mg/m3，有效改善了重点区域空气质量。

1 1000MW燃煤机组污染物排放现状

某电厂2台1000MW机组锅炉为东方锅炉厂制造的超超临界一次中间再热直流锅炉，为超超临界参数变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、全悬吊п型结构。采用东方锅炉厂引进技术生产的旋流燃烧器前后墙对冲燃烧，燃用晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种。燃烧系统采用空气分级燃烧和浓淡燃烧等技术，可有效降低NOx排放量和降低锅炉最低稳燃负荷。

烟气脱硫装置为一炉一塔配置的喷淋塔，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，吸收塔配置4层喷淋层和4台浆液循环泵。在燃用收到基含硫量为1.8%的设计煤种时(对应的脱硫塔入口SO2质量浓度为3900mg/m3)设计脱硫效率不小于95%，脱硫塔出口SO2排放浓度在195mg/m3左右。选择性催化还原烟气脱硝(SCR)装置催化剂层数按“2+1”模式布置，初装2层预留1层。目前投运2层催化剂，SCR脱硝装置可有效地控制NOx排放浓度在80mg/m3。锅炉尾部配备2台3室4电场的干式静电除尘器，对原有除尘器进行了高频电源改造后，除尘器出口烟尘质量浓度可达到39.8mg/m3。

从以上数据可以看出，虽然该机组依据2011年的排放标准进行了增容提效改造，但现有的烟气脱硫、脱硝、除尘装置不能满足超低排放NOx、SO2、烟尘排放分别低于50、35、5mg/m3。因此，该机组于2016年底实施了超低排放技术改造。

2 1000MW燃煤机组超低排放改造工程

环保岛超低排放技术是对目前燃煤电站的污染物控制技术的整合，在实现超低排放目标的同时有机协调各部分污染物减排装置，以达到NOx、SO2和烟尘等污染物的协同脱除。其中低低温静电除尘器和湿式静电除尘器以其高效的除尘性能及污染物联合脱除性能，逐渐成为多种污染物协同脱除技术的核心。

2.1烟气脱硫系统改造

该电厂2台1000MW机组脱硫装置自2012年投运以来，净烟气SO2浓度满足小于200mg/m3排放限值环保要求，但无法满足《火电厂大气污染物排放标准》中关于重点地区不超过50mg/m3的SO2排放限值，更无法满足超低排放SO2浓度不超过35mg/m3的要求。

为了满足新的超低排放要求，需要对1000MW燃煤机组脱硫装置进行增容提效改造。根据电厂近年来实际燃用煤种硫含量，结合当前石灰石-石膏湿法单塔脱硫装置提效改造的技术水平及改造后要达到的出口SO2质量浓度不超过35mg/m3的控制目标，本次脱硫提效改造设计煤种收到基含硫量(Sar)按1.5%考虑，即原烟气中SO2浓度按3350mg/m3(标态，干基，6%O2，下同)考虑，要求脱硫系统效率≥99%。

本次改造喷淋吸收塔新增1层喷淋层和1层合金托盘，改造后按5层喷淋层(其中4层投运1层备用)加1层合金托盘设置。原吸收塔入口烟道上沿至底层喷淋层之间距离为3m，利用此空间增设1层不锈钢材质、3mm厚度的合金托盘。

改造原有的4层喷淋层，并在原顶层喷淋层上方新增1层喷淋层，喷淋层间距为2m，新增喷淋层对应设置一台浆液循环泵，改造喷淋层及新增喷淋层对应循环泵流量均为14000m3/h。为保证可靠的脱硫效率，本次改造增加了喷淋层喷嘴数目，提高喷淋层覆盖率，单层喷淋覆盖率不小于300%，并采用单向双头高效喷嘴。为防止吸收塔边壁烟气逃逸，每2层喷淋层之间设置塔壁聚气环。

考虑吸收塔协同除尘效果，拆除原有两级屋脊式除雾器，新增塔内三级高效屋脊式除雾器和一级烟道除雾器，并增加相应的冲洗管路，烟道除雾器冲洗水按返回吸收塔设计。脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集，使净烟气的液滴含量不超过15mg/m3。

2.2SCR烟气脱硝系统改造

烟气脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝(SCR)技术，催化剂层数按“2+1”模式布置，脱硝还原剂用液氨，SCR脱硝装置设计入口NOx质量浓度为550mg/m3。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况(BMCR)、氨逃逸浓度不大于3μL/L情况下，初装的2层催化剂时SCR最大脱硝效率为83.3%。

此次SCR烟气脱硝改造方案为增加1层备用层催化剂并更换1层催化剂，改造后原入口NOx浓度不变，脱硝反应器出口NOx质量浓度要求降低到50mg/m3以内，其脱硝效率≥90.9%。改造后性能试验时脱硝效率不低于92.8%，NOx排放浓度为38.2mg/m3。

综合以上SCR装置性能评估，在现有SCR烟气脱硝基础上按照“2+1”模式增加1层备用层催化剂并更换1层催化剂，进一步提高了SCR脱硝效率，实现了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目标。

2.3烟尘超低排放改造

目前国内外燃煤电厂多采用静电除尘器、电袋复合除尘器等除尘技术，湿式脱硫吸收塔具有协同脱除烟尘的效果。为了进一步大幅度降低燃煤电厂烟尘排放浓度，目前主要采用低低温静电除尘器、湿式静电除尘器或其组合技术。

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