燃煤发电机组超低排放改造及其运行稳定性研究

2016-03-13倪吴忠徐继先林阳春

环境污染与防治 2016年8期

倪吴忠徐继先王成林阳春

(1.杭州环量环保技术有限公司，浙江杭州 310015；2.浙江环境监测工程有限公司，浙江杭州 310015)

近年来，随着环境问题日趋严峻，燃煤电厂面临的压力越来越大。2014年，国家发展和改革委员会、环境保护部和国家能源局联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，要求到2020年现役600 MW及以上燃煤发电机组、东部地区300 MW及以上公用燃煤发电机组、100 MW及以上自备燃煤发电机组及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物实现超低排放，即要达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)规定的在6%含氧量下，烟尘排放质量浓度不超过5 mg/m3，SO2排放质量浓度不超过35 mg/m3，NOX排放质量浓度不超过50 mg/m3。当前，沿海地区许多发电厂就燃煤发电机组满足超低排放要求进行了探索和研究，并逐步开展了超低排放改造工程示范[1]。

当前的超低排放改造技术路线主要是多种污染物协同治理技术[2]，即充分考虑各污染物之间的特点及相互影响，对烟尘、SO2和NOX等污染物进行协同治理，并尽可能降低能耗和成本[3-4]。本研究以沿海地区某发电厂的1台1 000 MW燃煤发电机组为例，对其烟尘、SO2和NOX超低排放改造的路线进行了介绍，并对其运行稳定性进行了研究。

1 超低排放改造技术路线

烟尘超低排放改造主要是将干式静电除尘器改造为低低温电除尘器，还包括增设管式烟气再加热器(GGH)和增设湿式静电除尘器等。SO2超低排放改造是在石灰石+石膏湿法脱硫系统基础上增设单吸收塔双循环工艺，并改造和增设吸收塔浆液循环泵。NOX超低排放改造主要是加装1层催化剂。

1.1 烟尘超低排放改造技术

1.1.1 改造低低温电除尘器

低低温电除尘器改造主要是改造现有的干式静电除尘器。由于烟气温度降低后灰的流动性变差，关键部位会产生结露爬电和腐蚀现象，因此需要进行相应的改造。改造后低低温电除尘器出口烟尘质量浓度由原来的20.0 mg/m3降到了16.5 mg/m3以下。

1.1.2 增设管式GGH

管式GGH主要包括两级换热器(烟气冷却器和烟气加热器)、热媒辅助加热系统、热媒增压系统及附属管道、阀门、附件等。热媒辅助加热系统采用辅助蒸汽加热，热媒介质采用除盐水，增压泵驱动，闭式循环。

1.1.3 增设湿式电除尘器

湿式静电除尘器，是一种高效的静电除尘器，可以有效去除烟气中的烟尘微粒、SO3微液滴、汞及烟气中携带的脱硫石膏雾滴等污染物，将其增设在脱硫吸收塔后烟道上。湿式静电除尘器设计除尘效率不小于85.0%，可将烟尘质量浓度从20.0 mg/m3降到4.5 mg/m3以下。

1.2 SO2超低排放改造技术

1.2.1 增设单吸收塔双循环工艺

在现有石灰石+石膏湿法脱硫系统基础上，在吸收塔前不设置预洗涤塔的情况下新建单吸收塔双循环工艺，吸收塔浆池与塔体为一体结构，设置外置带搅拌系统的浆液池。优化现有脱硫工艺和设备，整体提高脱硫效率，将脱硫效率从原来90.0%提高到98.5%。

吸收塔内部的浆液喷淋系统由分配管网和喷嘴组成，喷淋系统的设计要求能均匀分布喷淋量，并确保石灰石浆液与烟气充分接触和反应。喷淋系统采用玻璃钢等防腐材料制成。

1.2.2 改造和新增吸收塔浆液循环泵

原有的3台吸收塔浆液循环泵的流量均为8 163 m3/h，扬程分别为21.6、23.8、25.8 m，电机功率分别为800、800、900 kW；改造后流量不变，扬程分别为23.8、23.8、25.8 m。另外，新增加1台吸收塔浆液循环泵，流量为8 163 m3/h，扬程为25.8 m，电机功率为1 000 kW。

1.3 NOX超低排放改造技术

为了充分利用原有催化剂的剩余活性，节约投资成本，保留现有选择性催化还原(SCR)装置的两层催化剂基础上，在第3层预留层上加装1层新的催化剂，使脱硝效率由60.0%提升至84.0%，SCR装置的出口NOX质量浓度降到50 mg/m3以下。

此外，机组锅炉在50%负荷运行时，应保证省煤器出口的烟气温度大于310 ℃，避免硫酸氢氨堵塞催化剂和空气预热器，保证锅炉的安全运行。

2 超低排放改造后运行稳定性研究

用烟气排放连续监测系统(CEMS)对超低排放改造后的机组总排口大气污染物浓度进行观测，开展运行稳定性研究。2015年3月16日20:00至23日19:00为试运行，3月24日0:00至4月22日22:00为正式在网运行，监测数据每小时采集1次，监测指标为烟尘、SO2和NOX3项。

根据GB 13223—2011的限值要求，计算各个指标低于限值要求的保证率，若3项指标的保证率均大于等于95%，则认为机组稳定达标运行，满足超低排放改造要求；若有1项指标的保证率小于95%，则认定为未稳定达标运行，不满足超低排放改造要求。

2.1 烟尘排放稳定性研究

由图1(a)可见，机组超低排放改造后试运行期间总排口的烟尘质量浓度为2.39～6.17 mg/m3，平均质量浓度为3.58 mg/m3，以5 mg/m3为烟尘的超低排放标准限值，计算得到保证率为95.8%，超标观测点主要出现25 h之前，25 h以后机组处于稳定运行状态。由图1(b)可见，机组正式在网运行期间总排口的烟尘质量浓度为0.75～3.66 mg/m3，平均质量浓度为2.33 mg/m3，以5 mg/m3为超低排放标准限值的保证率为100.0%。因此，超低排放改造后烟尘可以稳定达标排放。

图1 烟尘观测浓度分布Fig.1 Observation concentration distribution of soot

2.2 SO2排放稳定性研究

由图2(a)可见，机组超低排放改造后试运行期间总排口的SO2质量浓度为1.88～20.96 mg/m3，平均质量浓度10.01 mg/m3，以35 mg/m3为SO2的超低排放标准限值，计算得到保证率为100.0%。由图2(b)可见，机组正式在网运行期间总排口的SO2质量浓度为0.94～29.48 mg/m3，平均质量浓度16.39 mg/m3，以35 mg/m3为超低排放标准限值的保证率为100.0%。因此，从保证率的角度判断，可以认为SO2已经稳定达标排放。但是，从图2来看，SO2排放浓度波动较大，而且正式在网运行期间的波动甚至比试运行期间还大，因此从长期运行来看，要使SO2稳定达标排放，可能还要解决煤炭含硫率变化、机组负荷突变以及故障等引起的脱硫效率变化问题。

图2 SO2观测浓度分布Fig.2 Observation concentration distribution of SO2

2.3 NOX排放稳定性研究

由图3(a)可见，机组超低排放改造后试运行期间总排口的NOX质量浓度为25.54～50.17 mg/m3，平均质量浓度为41.92 mg/m3，以50 mg/m3为NOX的超低排放标准限值，计算得到保证率为99.4%，由于试运行期间机组还处于相对不稳定运行状态，所以NOX浓度相对较高，部分观测浓度接近甚至超过50 mg/m3。由图3(b)可见，机组正式在网运行期间总排口的NOX浓度为31.60～47.41 mg/m3，平均质量浓度为41.89 mg/m3，以50 mg/m3为超低排放标准限值的保证率为100.0%。因此，超低排放改造后可以稳定达标排放。在日常运行中，为保证NOX稳定达标排放，应保证低氮燃烧器出口的NOX浓度达到设计要求，控制低负荷下省煤器的出口烟气温度，同时控制好氨逃逸[5]。