倪吳忠 徐繼先 王 成 林陽春

(1.杭州環(huán)量環(huán)保技術(shù)有限公司，浙江 杭州 310015；2.浙江環(huán)境監(jiān)測工程有限公司，浙江 杭州 310015)

近年來，隨著環(huán)境問題日趨嚴峻，燃煤電廠面臨的壓力越來越大。2014年，國家發(fā)展和改革委員會、環(huán)境保護部和國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》，要求到2020年現(xiàn)役600 MW及以上燃煤發(fā)電機組、東部地區(qū)300 MW及以上公用燃煤發(fā)電機組、100 MW及以上自備燃煤發(fā)電機組及其他有條件的燃煤發(fā)電機組，改造后大氣污染物實現(xiàn)超低排放，即要達到《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)規(guī)定的在6%含氧量下，煙塵排放質(zhì)量濃度不超過5 mg/m3，SO2排放質(zhì)量濃度不超過35 mg/m3，NOX排放質(zhì)量濃度不超過50 mg/m3。當(dāng)前，沿海地區(qū)許多發(fā)電廠就燃煤發(fā)電機組滿足超低排放要求進行了探索和研究，并逐步開展了超低排放改造工程示范[1]。

當(dāng)前的超低排放改造技術(shù)路線主要是多種污染物協(xié)同治理技術(shù)[2]，即充分考慮各污染物之間的特點及相互影響，對煙塵、SO2和NOX等污染物進行協(xié)同治理，并盡可能降低能耗和成本[3-4]。本研究以沿海地區(qū)某發(fā)電廠的1臺1 000 MW燃煤發(fā)電機組為例，對其煙塵、SO2和NOX超低排放改造的路線進行了介紹，并對其運行穩(wěn)定性進行了研究。

1 超低排放改造技術(shù)路線

煙塵超低排放改造主要是將干式靜電除塵器改造為低低溫電除塵器，還包括增設(shè)管式煙氣再加熱器(GGH)和增設(shè)濕式靜電除塵器等。SO2超低排放改造是在石灰石+石膏濕法脫硫系統(tǒng)基礎(chǔ)上增設(shè)單吸收塔雙循環(huán)工藝，并改造和增設(shè)吸收塔漿液循環(huán)泵。NOX超低排放改造主要是加裝1層催化劑。

1.1 煙塵超低排放改造技術(shù)

1.1.1 改造低低溫電除塵器

低低溫電除塵器改造主要是改造現(xiàn)有的干式靜電除塵器。由于煙氣溫度降低后灰的流動性變差，關(guān)鍵部位會產(chǎn)生結(jié)露爬電和腐蝕現(xiàn)象，因此需要進行相應(yīng)的改造。改造后低低溫電除塵器出口煙塵質(zhì)量濃度由原來的20.0 mg/m3降到了16.5 mg/m3以下。

1.1.2 增設(shè)管式GGH

管式GGH主要包括兩級換熱器(煙氣冷卻器和煙氣加熱器)、熱媒輔助加熱系統(tǒng)、熱媒增壓系統(tǒng)及附屬管道、閥門、附件等。熱媒輔助加熱系統(tǒng)采用輔助蒸汽加熱，熱媒介質(zhì)采用除鹽水，增壓泵驅(qū)動，閉式循環(huán)。

1.1.3 增設(shè)濕式電除塵器

濕式靜電除塵器，是一種高效的靜電除塵器，可以有效去除煙氣中的煙塵微粒、SO3微液滴、汞及煙氣中攜帶的脫硫石膏霧滴等污染物，將其增設(shè)在脫硫吸收塔后煙道上。濕式靜電除塵器設(shè)計除塵效率不小于85.0%，可將煙塵質(zhì)量濃度從20.0 mg/m3降到4.5 mg/m3以下。

1.2 SO2超低排放改造技術(shù)

1.2.1 增設(shè)單吸收塔雙循環(huán)工藝

在現(xiàn)有石灰石+石膏濕法脫硫系統(tǒng)基礎(chǔ)上，在吸收塔前不設(shè)置預(yù)洗滌塔的情況下新建單吸收塔雙循環(huán)工藝，吸收塔漿池與塔體為一體結(jié)構(gòu)，設(shè)置外置帶攪拌系統(tǒng)的漿液池。優(yōu)化現(xiàn)有脫硫工藝和設(shè)備，整體提高脫硫效率，將脫硫效率從原來90.0%提高到98.5%。

吸收塔內(nèi)部的漿液噴淋系統(tǒng)由分配管網(wǎng)和噴嘴組成，噴淋系統(tǒng)的設(shè)計要求能均勻分布噴淋量，并確保石灰石漿液與煙氣充分接觸和反應(yīng)。噴淋系統(tǒng)采用玻璃鋼等防腐材料制成。

1.2.2 改造和新增吸收塔漿液循環(huán)泵

原有的3臺吸收塔漿液循環(huán)泵的流量均為8 163 m3/h，揚程分別為21.6、23.8、25.8 m，電機功率分別為800、800、900 kW；改造后流量不變，揚程分別為23.8、23.8、25.8 m。另外，新增加1臺吸收塔漿液循環(huán)泵，流量為8 163 m3/h，揚程為25.8 m，電機功率為1 000 kW。

1.3 NOX超低排放改造技術(shù)

為了充分利用原有催化劑的剩余活性，節(jié)約投資成本，保留現(xiàn)有選擇性催化還原(SCR)裝置的兩層催化劑基礎(chǔ)上，在第3層預(yù)留層上加裝1層新的催化劑，使脫硝效率由60.0%提升至84.0%，SCR裝置的出口NOX質(zhì)量濃度降到50 mg/m3以下。

此外，機組鍋爐在50%負荷運行時，應(yīng)保證省煤器出口的煙氣溫度大于310 ℃，避免硫酸氫氨堵塞催化劑和空氣預(yù)熱器，保證鍋爐的安全運行。

2 超低排放改造后運行穩(wěn)定性研究

用煙氣排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)(CEMS)對超低排放改造后的機組總排口大氣污染物濃度進行觀測，開展運行穩(wěn)定性研究。2015年3月16日20:00至23日19:00為試運行，3月24日0:00至4月22日22:00為正式在網(wǎng)運行，監(jiān)測數(shù)據(jù)每小時采集1次，監(jiān)測指標為煙塵、SO2和NOX3項。

根據(jù)GB 13223—2011的限值要求，計算各個指標低于限值要求的保證率，若3項指標的保證率均大于等于95%，則認為機組穩(wěn)定達標運行，滿足超低排放改造要求；若有1項指標的保證率小于95%，則認定為未穩(wěn)定達標運行，不滿足超低排放改造要求。

2.1 煙塵排放穩(wěn)定性研究

由圖1(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的煙塵質(zhì)量濃度為2.39～6.17 mg/m3，平均質(zhì)量濃度為3.58 mg/m3，以5 mg/m3為煙塵的超低排放標準限值，計算得到保證率為95.8%，超標觀測點主要出現(xiàn)25 h之前，25 h以后機組處于穩(wěn)定運行狀態(tài)。由圖1(b)可見，機組正式在網(wǎng)運行期間總排口的煙塵質(zhì)量濃度為0.75～3.66 mg/m3，平均質(zhì)量濃度為2.33 mg/m3，以5 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，超低排放改造后煙塵可以穩(wěn)定達標排放。

圖1 煙塵觀測濃度分布Fig.1 Observation concentration distribution of soot

2.2 SO2排放穩(wěn)定性研究

由圖2(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的SO2質(zhì)量濃度為1.88～20.96 mg/m3，平均質(zhì)量濃度10.01 mg/m3，以35 mg/m3為SO2的超低排放標準限值，計算得到保證率為100.0%。由圖2(b)可見，機組正式在網(wǎng)運行期間總排口的SO2質(zhì)量濃度為0.94～29.48 mg/m3，平均質(zhì)量濃度16.39 mg/m3，以35 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，從保證率的角度判斷，可以認為SO2已經(jīng)穩(wěn)定達標排放。但是，從圖2來看，SO2排放濃度波動較大，而且正式在網(wǎng)運行期間的波動甚至比試運行期間還大，因此從長期運行來看，要使SO2穩(wěn)定達標排放，可能還要解決煤炭含硫率變化、機組負荷突變以及故障等引起的脫硫效率變化問題。

圖2 SO2觀測濃度分布Fig.2 Observation concentration distribution of SO2

2.3 NOX排放穩(wěn)定性研究

由圖3(a)可見，機組超低排放改造后試運行期間總排口的NOX質(zhì)量濃度為25.54～50.17 mg/m3，平均質(zhì)量濃度為41.92 mg/m3，以50 mg/m3為NOX的超低排放標準限值，計算得到保證率為99.4%，由于試運行期間機組還處于相對不穩(wěn)定運行狀態(tài)，所以NOX濃度相對較高，部分觀測濃度接近甚至超過50 mg/m3。由圖3(b)可見，機組正式在網(wǎng)運行期間總排口的NOX濃度為31.60～47.41 mg/m3，平均質(zhì)量濃度為41.89 mg/m3，以50 mg/m3為超低排放標準限值的保證率為100.0%。因此，超低排放改造后可以穩(wěn)定達標排放。在日常運行中，為保證NOX穩(wěn)定達標排放，應(yīng)保證低氮燃燒器出口的NOX濃度達到設(shè)計要求，控制低負荷下省煤器的出口煙氣溫度，同時控制好氨逃逸[5]。

圖3 NOX觀測濃度分布Fig.3 Observation concentration distribution of NOX

3 結(jié) 論

沿海地區(qū)某發(fā)電廠的1臺1 000 MW燃煤發(fā)電機組經(jīng)超低排放改造后正式在網(wǎng)運行30 d，煙塵、SO2、NOX3個指標低于各自標準限值的保證率均為100.0%，高于95%，因此可以認為機組穩(wěn)定運行，滿足超低排放改造要求。

[1] 朱法華,王臨清.煤電超低排放的技術(shù)經(jīng)濟與環(huán)境效益分析[J].環(huán)境保護,2014，42(21):28-33.

[2] 王臨清,朱法華,趙秀勇.燃煤電廠超低排放的減排潛力及其PM2.5環(huán)境效益[J].中國電力,2014，47(11):150-154.

[3] 秦鋒,黃輝,馬政宇.燃煤發(fā)電超低排放技術(shù)及其潛在影響分析[J].煤氣與熱力,2015，35(2):35-39.

[4] 王東歌,朱法華,王圣，等.煤電機組煙塵超低排放改造及其技術(shù)經(jīng)濟分析[J].環(huán)境科技,2015,28(3):27-30.

[5] 張志強,宋國升,陳崇明，等.某電廠600 MW機組SCR脫硝過程氨逃逸原因分析[J].電力建設(shè),2012,33(6):67-70.