盧泓樾(浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江 蘭溪 321100)

自2013年開(kāi)始，霧霾在我國(guó)大范圍肆虐，火電廠燃煤機(jī)組排放的煙氣中的PM2.5，是導(dǎo)致大氣污染的一個(gè)重要原因[1]。為了進(jìn)一步落實(shí)大氣污染防治計(jì)劃，響應(yīng)國(guó)家節(jié)能減排政策，本文對(duì)提高國(guó)產(chǎn)600MW超臨界燃煤機(jī)組的煙氣處理能力使其達(dá)到天燃?xì)鈾C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)[2]的可行性進(jìn)行了分析，最終得出在目前技術(shù)條件下，可以實(shí)施的結(jié)論。

1 國(guó)產(chǎn)600MW超臨界燃煤機(jī)組煙氣排放

1.1 國(guó)產(chǎn)600MW超臨界燃煤機(jī)組設(shè)備簡(jiǎn)介

1.1.1 鍋爐

鍋爐為北京巴威公司提供的超臨界壓力、一次再熱直流鍋爐，采用單爐膛，π形島式露天布置，平衡通風(fēng)，前、后墻對(duì)沖燃燒方式，固態(tài)排渣，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。

1.1.2 脫硝系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原(SCR)技術(shù)[3]，在設(shè)計(jì)煤種、600MW工況處理100%煙氣量條件下，脫硝效率不小于80%，采用2+1模式布置。脫硝反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間，煙氣從省煤器引出，1臺(tái)爐配置2個(gè)反應(yīng)器，經(jīng)過(guò)脫硝后，煙氣接入空預(yù)器。

1.1.3 電除塵

每臺(tái)鍋爐配置浙江菲達(dá)機(jī)電集團(tuán)公司制造的靜電除塵器1套2臺(tái)，電除塵型號(hào)為：2-FAA4×45M-2×147.6-150，每臺(tái)靜電除塵器為雙室4電場(chǎng)除塵器，設(shè)計(jì)入口煙塵濃度為26.8g/m3，保證除塵效率≥99.68%(設(shè)計(jì)煤種)，除塵器本體阻力<200Pa，本體漏風(fēng)率<2%。該廠于2012年對(duì)干式靜電除塵器原工頻電源進(jìn)行了高頻電源改造，改造后靜電除塵器除塵效率要求≥99.68%。

1.1.4 脫硫系統(tǒng)

該電廠每臺(tái)機(jī)組原脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，無(wú)旁路、有回轉(zhuǎn)式GGH，無(wú)增壓風(fēng)機(jī)。其中吸收塔采用帶托盤(pán)的逆向噴淋塔，設(shè)計(jì)配備3臺(tái)循環(huán)泵及3層標(biāo)準(zhǔn)型噴淋層，1層托盤(pán)。

1.2 某電廠國(guó)產(chǎn)600MW超臨界燃煤機(jī)組環(huán)保設(shè)施運(yùn)行情況

1.2.1 SCR脫硝系統(tǒng)運(yùn)行情況

該廠已對(duì)1、2、4號(hào)機(jī)組進(jìn)行了SCR脫硝裝置的加裝改造，圖1和圖2是近期2013年各月平均SCR系統(tǒng)進(jìn)、出口NOx濃度變化趨勢(shì)，可以看出進(jìn)口濃度基本在350～400mg/m3，機(jī)組的SCR出口濃度基本低于100mg/m3，滿足現(xiàn)有排放標(biāo)準(zhǔn)要求，但距50mg/m3有一定的差距。

圖1 2013年度各機(jī)組SCR進(jìn)口NOx濃度變化趨勢(shì)

圖2 2013年度各機(jī)組SCR出口NOx濃度變化趨勢(shì)

1.2.2 除塵系統(tǒng)運(yùn)行情況

圖3顯示為該廠各臺(tái)機(jī)組靜電除塵器高頻電源改造完成后煙囪出口月平均煙塵排放濃度。從圖3中看出最大值在20mg/m3左右，根據(jù)月平均排放濃度數(shù)據(jù)計(jì)算得出年平均煙塵排放濃度為13mg/m3。

圖3 2013年度4臺(tái)機(jī)組煙塵排放濃度

1.2.3 脫硫系統(tǒng)運(yùn)行情況

機(jī)組燃煤的實(shí)際分硫?yàn)?.6%～1.0%，脫硫裝置入口SO2濃度范圍為1326～2210mg/m3。由于該廠環(huán)評(píng)要求脫硫效率保證在90%以上，因此電廠一般運(yùn)行2臺(tái)循環(huán)泵，脫硫效率91.5%～92.5%，煙囪出口SO2濃度為99～188mg/m3。

2 煙氣超低排放改造方案

2.1 脫硝系統(tǒng)提效改造方案

2.1.1 超低排放目標(biāo)

SCR系統(tǒng)出口NOx的排放濃度從原設(shè)計(jì)的90mg/m3降低到50mg/m3以下，達(dá)到《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011)中天然氣機(jī)組的NOx排放指標(biāo)，實(shí)現(xiàn)超低排放。

2.1.2 脫硝系統(tǒng)提效技術(shù)方案

(1)鍋爐低氮燃燒器改造

鍋爐廠對(duì)低氮燃燒器改造提出了兩種方案，方案一為NOx噴口標(biāo)高不變，在左右側(cè)墻各增加2只NOx噴口，燃燒器改造為巴威公司最新型的AireJet 低氮高效燃燒器，可以取得更好的低氮燃燒效果。方案二是調(diào)整NOx噴口的標(biāo)高，并重新設(shè)計(jì)NOx噴口，而燃燒器保持不變。經(jīng)測(cè)算能保證改造后省煤器出口NOx排放濃度低于280mg/m3。

(2)SCR脫硝裝置提效方案

脫硝系統(tǒng)提效改造考慮一定的余量，按入口NOx濃度330mg/m3，脫硝效率87%進(jìn)行設(shè)計(jì)，改造后SCR 出口NOx濃度降低到50mg/m3以下。該機(jī)組脫硝裝置原設(shè)計(jì)初裝兩層催化劑，設(shè)計(jì)脫硝效率80%，預(yù)留第三層催化劑安裝空間。脫硝提效需增加催化劑體積，可采用在預(yù)留層增加催化劑或更換兩層原催化劑[4]。

經(jīng)核算，SCR提效前后的還原劑消耗量有所減小，主要是因?yàn)樵邢到y(tǒng)設(shè)計(jì)要求從450mg/m3脫除到90mg/m3，脫除量為360mg/3(干基，6%O2)；而本次改造由于低氮燃燒器的改造，脫硝系統(tǒng)入口濃度為330mg/m3(干基，6%O2)，出口濃度要求達(dá)到50mg/m3，脫除量為280mg/m3，單位體積煙氣NOx脫除量相比原系統(tǒng)設(shè)計(jì)減少了22%左右，因此系統(tǒng)改造后還原劑消耗量相對(duì)之前會(huì)減少。

綜上所述，在鍋爐實(shí)施低氮燃燒改造的基礎(chǔ)上，通過(guò)SCR脫硝裝置更換催化劑等措施，該廠機(jī)組煙氣的NOx排放可滿足超低排放要求，但改造后催化劑的阻力有所增加，引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行電耗會(huì)上升。

2.2 脫硫系統(tǒng)提效改造方案

2.2.1 超低排放目標(biāo)

脫硫裝置提效后，煙囪入口SO2排放濃度從111mg/m3降低到35mg/m3以下，實(shí)現(xiàn)超低排放。

2.2.2 脫硫系統(tǒng)提效技術(shù)方案

石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)[5]是目前世界上最為成熟、應(yīng)用業(yè)績(jī)最多的脫硫工藝，單機(jī)容量已達(dá)1000MW，吸收塔脫硫效率最高可達(dá)到99%。因此，通過(guò)適當(dāng)控制燃煤含硫量，在燃煤電廠濕法脫硫裝置上使SO2排放值低于35mg/m3是可以實(shí)現(xiàn)的。影響脫硫效率的主要有液氣比、煙氣分布均勻性、吸收區(qū)高度、吸收塔漿池容量等因素，根據(jù)該廠的實(shí)際情況，可采用以下技術(shù)手段：

(1)增加液氣比

液氣比對(duì)脫硫效率有著重要的影響。在吸收塔設(shè)計(jì)中，循環(huán)漿液量的多少?zèng)Q定了SO2吸收表面積的大小，在其他參數(shù)恒定的情況下，提高液氣比相當(dāng)于增大了吸收塔內(nèi)的漿液噴淋密度，從而增大了氣液傳質(zhì)表面積，強(qiáng)化了氣液兩相間的傳質(zhì)，提高了系統(tǒng)的脫硫效率。當(dāng)然，液氣比增大會(huì)促使循環(huán)泵流量和吸收塔阻力增大，從而增加電耗。

(2)采用托盤(pán)提高脫硫效率

吸收塔托盤(pán)能改善吸收塔內(nèi)煙氣分布，煙氣和漿液的流場(chǎng)分布直接決定著吸收塔內(nèi)的傳質(zhì)、傳熱和反應(yīng)進(jìn)行程度。對(duì)于無(wú)托盤(pán)塔，改善煙氣分布最有效的措施是增加托盤(pán)，使進(jìn)入吸收塔內(nèi)的煙氣分布均勻，避免偏流問(wèn)題[6]；而對(duì)于已有托盤(pán)的吸收塔，可以通過(guò)調(diào)節(jié)托盤(pán)開(kāi)孔率、加裝第二層托盤(pán)來(lái)達(dá)到目的。托盤(pán)塔相對(duì)于空塔的缺點(diǎn)是吸收塔阻力相對(duì)較高，相應(yīng)的引風(fēng)機(jī)電耗較高。

雙托盤(pán)脫硫系統(tǒng)是在原有單層托盤(pán)的基礎(chǔ)上新增一層合金托盤(pán)，從而起到脫硫增效的作用。該技術(shù)在脫硫效率高于98%或燃用高硫煤時(shí)優(yōu)勢(shì)更為明顯。雙托盤(pán)的氣流均質(zhì)作用：煙氣進(jìn)入吸收塔后，首先通過(guò)塔內(nèi)托盤(pán)，并與托盤(pán)上的液膜進(jìn)行氣、液相的均質(zhì)調(diào)整，在吸收區(qū)域的整個(gè)高度上可以實(shí)現(xiàn)煙氣與漿液的有效接觸。雙托盤(pán)比單托盤(pán)氣液相均質(zhì)調(diào)整更為充分，氣相均布更好，脫硫增效明顯。

雙托盤(pán)提高煙氣與漿液的接觸功效：由于托盤(pán)可保持一定高度液膜，增加了煙氣在吸收塔中與漿液的接觸時(shí)間，提高了吸收劑的利用率。雙托盤(pán)比單托盤(pán)多了一層液膜，氣液相傳質(zhì)更為充分，從而增加了脫硫效率。

(3)拆除回轉(zhuǎn)式GGH

回轉(zhuǎn)式GGH的漏風(fēng)對(duì)系統(tǒng)脫硫效率影響明顯，以2%漏風(fēng)率計(jì)算，在設(shè)計(jì)工況時(shí)原煙氣側(cè)向凈煙氣側(cè)泄漏的SO2形成的濃度約為35mg/m3，此時(shí)再對(duì)脫硫系統(tǒng)進(jìn)行提效也無(wú)法滿足要求。為保證系統(tǒng)脫硫效率，將回轉(zhuǎn)式GGH拆除，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行脫硫提效改造，可以滿足超低排放要求。

(4)脫硫系統(tǒng)提效技術(shù)方案

按煙氣超低排放要求，煙囪出口SO2濃度需控制在35mg/m3以下，原有的脫硫裝置已無(wú)法滿足要求，必須進(jìn)行提效改造。根據(jù)場(chǎng)地條件、工期等原因，脫硫提效方案設(shè)計(jì)須考慮以下問(wèn)題：一是因現(xiàn)場(chǎng)場(chǎng)地條件有限，只能新增一臺(tái)漿液循環(huán)泵，無(wú)法再增加更多的循環(huán)泵和吸收塔漿池；二是如再加高吸收塔，則吸收塔改造工程量較大，改造時(shí)間長(zhǎng)，無(wú)法滿足停機(jī)時(shí)間要求。

基于以上兩個(gè)因素，脫硫提效方案以新增1臺(tái)循環(huán)泵，吸收塔高度不增加為原則進(jìn)行設(shè)計(jì)，方案如下：雙層交互式噴淋層+雙托盤(pán)方案，即將原有的三層標(biāo)準(zhǔn)型吸收塔噴淋層改造為雙層交互式噴淋層；同時(shí)增加一層吸收塔托盤(pán)，與原有的托盤(pán)形成雙托盤(pán)，在液氣比不增加的情況下，通過(guò)改善塔內(nèi)氣流分布，強(qiáng)化脫硫傳質(zhì)效果實(shí)現(xiàn)脫硫增效。

改造后，脫硫裝置在鍋爐燃用設(shè)計(jì)煤種(含硫量≤0.8%)時(shí)，開(kāi)3臺(tái)循環(huán)泵(三用一備)可滿足超低排放要求。

綜上所述，脫硫系統(tǒng)在拆除回轉(zhuǎn)式GGH，采用雙托盤(pán)+雙層交互式噴淋系統(tǒng)的技術(shù)方案進(jìn)行提效改造后，在設(shè)計(jì)煤質(zhì)工況下可以滿足超低排放要求，且改造后增加了1臺(tái)備用漿液循環(huán)泵，大大提高了系統(tǒng)的可靠性。改造后，系統(tǒng)煙氣系統(tǒng)阻力和循環(huán)泵電耗均有所增加，電廠運(yùn)行費(fèi)用也會(huì)有所增加。改造采用的雙托盤(pán)技術(shù)和雙層交互式噴淋系統(tǒng)在國(guó)內(nèi)外燃煤電廠脫硫工程中均有應(yīng)用實(shí)例，技術(shù)成熟可靠，改造的技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較小。

2.3 除塵提效改造方案

2.3.1 超低排放目標(biāo)

除塵系統(tǒng)提效后，煙囪出口的煙塵排放濃度從約30mg/m3降低到5mg/m3以下，滿足煙氣超低排放要求。

2.3.2 除塵系統(tǒng)提效技術(shù)方案

(1)除塵系統(tǒng)提效技術(shù)簡(jiǎn)介

目前降低煙塵排放濃度、提高除塵系統(tǒng)效率的主流技術(shù)有濕式靜電除塵技術(shù)[7]、低低溫電除塵技術(shù)、旋轉(zhuǎn)電極式電除塵技術(shù)[8]以及電袋復(fù)合除塵技術(shù)等方式。

濕式靜電除塵器通常布置在脫硫吸收塔后，可以有效去除煙氣中的煙塵微粒、PM2.5、SO3微液滴、汞及除霧器后煙氣中攜帶的脫硫石膏霧滴等污染物，是一種高效的靜電除塵器。與干式電除塵器通過(guò)振打?qū)O板上的灰振落至灰斗不同的是，濕式電除塵器是將水噴至集塵極上形成連續(xù)的水膜，流動(dòng)水將捕獲的煙塵沖刷到灰斗中隨水排出。由于沒(méi)有振打裝置，濕式靜電除塵器除塵過(guò)程中不會(huì)產(chǎn)生二次揚(yáng)塵，并且放電極被水浸潤(rùn)后，使得電場(chǎng)中存在大量帶電霧滴，大大增加亞微米粒子碰撞帶電的機(jī)率，可以在較高的煙氣流速下，捕獲更多的微粒。濕式靜電除塵器可明顯提高除塵和除SO3效果。

低低溫電除塵技術(shù)通過(guò)降低電除塵器入口煙氣溫度，一般降到酸露點(diǎn)溫度以下，從而降低煙塵的比電阻[9]，使除塵器性能提高，達(dá)到提高除塵效率效果。低低溫除塵技術(shù)可以有效防止電除塵器發(fā)生電暈，同時(shí)煙氣溫度降低后煙氣量降低，煙氣流速也相應(yīng)減小，在電除塵器內(nèi)的停留時(shí)間有所增加，電除塵裝置可以更有效地對(duì)煙塵進(jìn)行捕獲，從而達(dá)到更好的除塵效果[10]。另外，溫度降低到酸露點(diǎn)以下，煙氣中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，可以吸附于煙塵并與煙塵一起收集至集塵板，從而除掉大部分的SO3，同時(shí)煙塵中的堿性物質(zhì)可以中和硫酸液滴。低低溫電除塵、濕式電除塵在國(guó)內(nèi)電廠應(yīng)用尚處于起步階段，但在日本、美國(guó)等國(guó)家已經(jīng)成熟運(yùn)用較長(zhǎng)時(shí)間，技術(shù)成熟可靠。

(2)除塵系統(tǒng)提效技術(shù)方案

根據(jù)機(jī)組目前的實(shí)際情況，在脫硫系統(tǒng)拆除回轉(zhuǎn)式GGH后，要實(shí)現(xiàn)煙塵的超低排放，同時(shí)提高煙囪入口煙氣溫度至80℃以上，可采用的除塵提效技術(shù)方案：管式GGH+低低溫電除塵+一電場(chǎng)濕式電除塵器方案，即安裝管式GGH，并對(duì)原干式靜電除塵器進(jìn)行改造，在吸收塔出口增加一電場(chǎng)的濕式靜電除塵器。鍋爐空預(yù)器出口的煙氣經(jīng)過(guò)管式GGH 煙氣冷卻器降溫至90℃以下，然后進(jìn)入低低溫電除塵器，經(jīng)過(guò)除塵后通過(guò)引風(fēng)機(jī)進(jìn)入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進(jìn)入一電場(chǎng)濕式靜電除塵器，除塵凈化后進(jìn)入管式GGH 煙氣加熱器升溫至80℃后通過(guò)煙囪排放。

該方案在設(shè)計(jì)工況下(燃煤含灰量為20.09%，除塵系統(tǒng)入口煙塵濃度23.06g/m3)，低低溫電除塵、脫硫吸收塔和濕式電除塵器的除塵效率分別為99.88%、50%、80%，煙塵排放濃度4.4mg/m3。

綜上所述，拆除回轉(zhuǎn)式GGH后采用低低溫電除塵器+一電場(chǎng)濕電的方式可實(shí)現(xiàn)煙塵超低排放目標(biāo)，滿足煙塵排放濃度≤5mg/m3的要求。

3 結(jié)語(yǔ)

借鑒國(guó)際的成功運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，該電廠國(guó)產(chǎn)600MW超臨界燃煤機(jī)組通過(guò)SCR裝置更換催化劑、低低溫電除塵系統(tǒng)改造、增設(shè)濕式電除塵器、吸收塔雙托盤(pán)加交互式噴淋系統(tǒng)改造、拆除回轉(zhuǎn)式GGH等多項(xiàng)技術(shù)措施后，煙氣主要污染物排放能夠達(dá)到天燃?xì)鈾C(jī)組排放要求(煙塵排放濃度≤5mg/m3，SO2排放濃度≤35mg/m3，NOx排放濃度≤50mg/m3)，實(shí)現(xiàn)煙氣超低排放的目標(biāo)。

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