燃煤电厂1000MW机组超低排放改造项目实践

秦文学 尹琦 李玉洲 李红狮

摘 要 某燃煤电厂1000MW机组超低排放改造采用對原有SCR脱硝系统加装第三层催化剂，加装低低温省煤器+静电除尘提效，石灰石-石膏湿法脱硫提效，新增一层喷淋层，新增一层管式除雾器、一层屋脊除雾器的方式。改造后对改造效果、设备稳定性及排放数据进行分析，认为该改造工艺是一种适合燃煤电厂烟气超低排放改造的可靠工艺。

关键词 超低排放;脱硝;低低温省煤器;静电除尘;湿法脱硫

引言

近年来，我国大气污染形势严峻，以可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出，损坏人民群众身体健康，影响社会和谐稳定，大气污染问题已成为社会舆论关注的焦点问题[1]。根据国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》[2]、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》[3]及山东省发展和改革委员会、山东省环境保护厅制定的《关于尽快制定现役燃煤机组节能减排升级与改造计划的通知》[4]，到 2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即粉尘、SO2、NOX排放浓度（基准含氧量为6%）分别为5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

随着《山东省火电厂大气污染物排放标准》[5]（DB37/664-2013）第2号修改单超低排放标准的提出，超低排放已成为国内发电企业污染物排放的新常态，有必要采用新的“一体化协同治理”的技术应对越来越严格的环保要求。当粉尘排放浓度≦5mg/m3的时候，仅在湿法脱硫前改造电除尘器进行提质增效已无法满足排放要求，目前常见的超低技术有低低温省煤器、袋式除尘器、电-袋除尘器、加装湿式除尘器等。当前烟气脱硫技术多采用石灰石-石膏湿法脱硫，主流的脱硫改造技术为增加托盘、增加喷淋层、改造除雾器、单塔双循环、双塔双循环等。对于燃烧低硫煤的区域，火电机组通过增加喷淋层提高吸收塔液气比或者采用增强汽液传质措施（增设托盘、湍流层、聚气环等），可提高吸收塔的脱硫效率，满足超低排放的要求。二级塔串联的改造方案可以通过控制一级、二级吸收塔的pH值实现分区控制，利于高效脱硫，满足超低排放要求。NOX控制采用低氮燃烧和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，低氮燃烧技术作为燃煤电厂NOX控制的首选技术，主要有低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术等，烟气脱硝技术以高效SCR为主[6]。在超低排放改造工程实际应用中，现场情况复杂，在工艺和技术路线选择中没有统一的标准，需要根据实际情况进行综合设计[7]。本文中某电厂1000MW机组所选用的超低排放改造技术是成熟可行技术，对其方案路线及运行数据研究分析，为燃煤电厂超低排放改造提供工程解决方案和数据支撑。

1超低排放改造工程方案

该电厂原环保设施为脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）工艺，单台机组脱硝催化剂按“2+1”层设计，初装2层催化剂。脱硫部分采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺、“一炉一塔”配置，脱硫吸收剂采用石灰石，吸收塔内设置5层喷淋层。除尘设施配备两台三室四电场卧室静电除尘器。

1.1 脱硫部分改造

脱硫超低排放改造按吸收塔改造拆除吸收塔内原有全部喷淋层，重新安装6层FRP喷淋层（5运1备）及螺旋喷嘴，同时在新增喷淋层下方增设聚气环，原有最底层的喷淋层新增1台浆液循环泵，循环泵入口均设置合金滤网，并采用三级屋脊式除雾器+一级管式除雾器。原烟道增设喷淋降温系统，更换除雾器冲洗水泵和供浆泵，新增1个回流水箱、搅拌器及泵。

1.2 脱硝部分改造

脱硝超低排放改造在原SCR脱硝装置基础上进行提效改造，增加备用层催化剂。催化剂采用蜂窝式，采取声波吹灰器和蒸汽吹灰器相结合的吹灰措施，吹灰器的布置不得影响催化剂的安装或更换。反应器内部流场进行校核调整。

1.3 除尘部分改造

除尘部分超低排放改造在原电除尘器前端增设低低温烟气余热利用装置，并对原除尘器进行恢复性检修，改造后形成低低温电除尘器，同期进行一、四电场高效电源更换，二、三电场高频电源控制系统、冷却系统进行改造，一、二电场阴极线换型，腐蚀及变形严重的阳极板更换等。综上所述，该电厂项目改造后，机组通过低氮燃烧器降低锅炉出口烟气中NOX浓度，烟气再经过SCR脱硝装置脱硝（三层催化剂），低低温省煤器和高效静电除尘器除尘后，进入石灰石-石膏湿法脱硫塔脱硫、除尘，最后烟气经脱硫塔顶部四层高效除雾器的进一步除尘、脱硫后，通过240m烟囱高空排放。

2改造效果

2.1 脱硫效果分析

图1 机组脱硫运行主要参数（DCS画面数据）

调取现场运行情况数据，现场脱硫DCS画面清晰，未出现测点坏点，脱硫运行关键监控参数如pH、密度、压差等数据准确，能够有效指导脱硫系统运行调整。调取期间，机组负荷为1051.5MW，为满负荷运行，此期间原烟气SO2浓度为此时仅开启1A、1B、1D 三台浆液循环泵，三台泵处于备用状态，且浆液pH值为5.09，处于较低水平。从日常运行情况来看，现有脱硫系统裕量充足。机组脱硫运行主要参数（DCS画面数据）如图1所示。

同时该机组超低排放改造后调取1月-12月SO2排放浓度数据分析，改造后排放浓度较为稳定，未出现超标现象。如表1所示：

表1 1-12月份SO2排放浓度月均值

根据性能考核试验结果[8]，满负荷工况下，原烟气SO2浓度为2931mg/m3（设计值3157mg/m3的92.8%）的前提下，脱硫出口净烟气SO2排放浓度为29.9mg/m3 ，修正到设计条件下为31.1mg/m3，优于保证值要求，达到超低排放改造的目标和要求。

2.2 脱硝效果分析

根據表2所示，NOX排放浓度数据稳定，且未出现超标现象。

表2 1-12月份NOX排放浓度月均值

根据性能考核试验结果[8]，机组NOx排放浓度为40mg/m3（标态、干基、6%O2）。机组脱硝效率为 88.7%。优于性能保证值85.7%。氨逃逸浓度为1.98mg/m3。优于性能保证值2.28mg/m3。脱硝系统SO2/SO3转化率为0.81%，优于性能保证值1.1%。

2.3 除尘效果分析

根据现场测试结果[8]，满负荷工况下机组电除尘器出口烟尘排放浓度为17mg/m3，低于设计性能保证值（20mg/m3）。同时调取机组1月至12月统计报表数据，总排口粉尘平均排放浓度为1.31～1.76mg/m3 ，满足超低排放限值（5mg/m3）要求。图表3所示。

根据运行记录、检修记录、故障记录及月度运行分析报告，低低温电除尘器整体性能良好。节能模式下，二次电压和二次电流长期稳定在45～50kV和800mA运行，且净烟气粉尘控制达标。

3结束语

根据表1、表2和表3的排放数据，超低排放改造后SO2、NOX、粉尘排放浓度优于设计排放要求。根据现场测试结果显示脱硝系统超低排放改造设计的主要性能指标均与可研设计指标相一致，满足超低排放改造的设计要求。低低温电除尘器出口烟尘排放浓度满足性能保证值要求，脱硫系统超低排放改造设计的主要性能指标能够与可研设计指标要求保持一致。达到超低排放改造的目标。

实际运行过程中，部分电场出现火花率高、除尘器部分极线螺栓脱落、阳极板限位板缺失等现象，其他改造单位可相互借鉴。

表3 1-12月份粉尘排放浓度月均值

参考文献

[1] 佚名.【关注】环保部发布《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范（征求意见稿）》[ED/OL].https：//www.sohu.com/a/152488433_806315，2017-06-27.

[2] 国家发展改革委、环保部、国家能源局关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》：发改能源[2014]2093号[S].北京：中国标准出版社，2014.

[3] 环境保护部、发展改革委、能源局.关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知：环发[2015]164号[ED/OL]. http：//www.mee.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm ，2015-12-11.

[4] 山东省发展和改革委员会、山东省环境保护厅.关于尽快制定现役燃煤机组节能减排升级与改造计划的通知[ED/OL]. http：//www.dztianjie.com/content/？722.html，2014-11-28.

[5] 山东省火电厂大气污染物排放标准：DB37/664-2013[S].北京：中国标准出版社，2013.

[6] 盛洪产，周为莉，楼军，等.燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践[J].环境工程，2019，37（3）：124-127，151.

[7] 陈辉.燃煤电厂烟气超低排放改造土建设计经验浅谈[J].浙江电力，2016，35（7）：73-76.

[8] 杨应龙.华电莱州发电有限公司超低排放改造后评估报告[R].华电电力科学研究院有限公司，2018.

作者简介

秦文学（1962-），男，山东省莱芜市人;学历：硕士，职称：高工，现就职单位：华电莱州发电有限公司，研究方向：电力生产、管理。

尹琦（1984-），女，山东省菏泽市人;学历：硕士，职称：工程师，现就职单位：华电莱州发电有限公司，研究方向：电力生产环保。

李玉洲（1971-），男，山东省莱州市人;学历：本科，职称：技师，现就职单位：华电莱州发电有限公司，研究方向：电力生产环保。

李红狮（1977-），男，山西省绛县人;学历：本科，职称：环保工程（中级），现就职单位：烟台生态环境局，研究方向：环境自动监测监控。