摘 要：文章簡介了脫硫、脫硝及脫硝寬負荷改造幾種技術，結合某電廠660MW超低排放所采用的技術及可行性，利用現(xiàn)場監(jiān)測數據說明了改造技術的應用效果。

關鍵詞：燃煤機組；污染物；超低排放

2015年12月，三部委聯(lián)合下發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，要求加快現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組超低排放改造步伐，將東部地區(qū)原計劃 2020 年前完成的超低排放改造任務提前至2017 年前總體完成；將對東部地區(qū)的要求逐步擴展至全國有條件地區(qū)，其中，中部地區(qū)力爭在 2018 年前基本完成。馬鞍山當涂發(fā)電有限公司位于安徽省馬鞍山市當涂縣，屬于中部地區(qū)，應于2018年前完成超低排放改造。馬鞍山當涂發(fā)電有限公司1號機組（660MW）配置的環(huán)保設施能滿足目前執(zhí)行的《火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2011）》的限值要求，但不能滿足超低排放要求。

馬鞍山當涂發(fā)電有限公司1號鍋爐投運后，對鍋爐尾部煙道加裝了SCR系統(tǒng)，其設計最低運行溫度為310℃，脫硝系統(tǒng)退出的溫度為295℃。實際運行過程中，由于燃燒狀態(tài)不同，機組負荷在低于300MW負荷時不能滿足SCR投運的噴氨裝置最低溫度要求，經常發(fā)生由于煙氣溫度達不到要求而導致的脫硝系統(tǒng)噴氨裝置退出事件，導致低負荷工況下NOx排放不達標。因此，對脫硝、脫硫和除塵系統(tǒng)進行了技術改造。

1 脫硝改造技術方案的選擇

馬鞍山當涂發(fā)電有限公司為1號機組目前采用爐內低氮燃燒技術和爐后SCR脫硝技術（尿素）?，F(xiàn)有脫硝效率75%，配有2層催化劑，并預留增加1層催化劑的空間。

SCR技術是在尿素熱解制氨后，將還原劑噴入煙氣中，利用催化劑將煙氣中的NOx轉化為N2和H2O。SCR催化劑也會將煙氣中的SO2氧化成SO3，當反應溫度較低時，SO3與逃逸的氨發(fā)生副反應，不但消耗了NH3，催化劑表面還會被副反應生成的銨鹽附著、堵塞，降低催化劑活性。在SCR系統(tǒng)控制保護程序中需對反應溫度進行限制，當煙氣溫度低于限定值時，自動切斷噴氨系統(tǒng)。對于不同的催化劑，該溫度值不同，一般催化劑的最低噴氨溫度300℃，馬鞍山當涂發(fā)電有限公司的控制溫度為295℃，低于此溫度值系統(tǒng)不允許噴氨。

1.1 降低NOx排放濃度方案

1.1.1 改造燃燒器

低氮燃燒器是通過改造燃燒器，調整二次風和燃盡風的配比，增加燃盡風的比例，大幅度減少燃盡風區(qū)域產生的NOx，從而有效降低NOx的排放。

1.1.2 增加備用層催化劑

增加備用層催化劑，再通過增加噴氨量提高脫硝效率從而達到降低NOx的排放，目前在各大燃煤電廠應用較多。

1.1.3 降低NOx排放濃度方案的確定

目前1號機組低氮運行效果良好，脫硝入口NOx濃度在220mg/Nm3左右，不具備再次改造的空間；1號機脫硝設施于2012年11月份投運，目前已投運3年多，在機組檢修過程中也發(fā)現(xiàn)部分脫硝催化劑組磨損較為嚴重。1號機降低NOx排放濃度方案是在原有2層催化劑的基礎上，加裝1層催化劑，脫硝效率大于85%，NOx排放濃度低于40mg/Nm3。

1.2 脫硝寬負荷改造方案的選擇

SCR進口煙溫調節(jié)技術上可以通過采用四種方案，設置省煤器水側旁路系統(tǒng)、布置分級省煤器、煙氣旁路、及增加省煤器煙道分隔擋板，對脫硝入口煙氣溫度進行調節(jié)，并解決機組低負荷運行時脫硝反應器入口煙氣溫度低于最低噴氨溫度情況下，提高脫硝反應器入口煙氣溫度的問題。

1.2.1 省煤器水旁路方案

省煤器水旁路方案是指低負荷時將一部分省煤器中的介質水旁路至省煤器出口集箱或是水冷系統(tǒng)下降管進行混合，通過減少介質側吸熱來提高煙氣溫度。

1.2.2 分級省煤器方案

本方案原理為將部分省煤器受熱面移至脫硝裝置后的煙道中，脫硝裝置前布置了比一般設計相對較少的省煤器面積，從高負荷到低負荷，進入脫硝裝置的溫度都有一定幅度的提高，通過合理的選擇面積，可以使寬負荷的溫度都在脫硝裝置要求的煙窗范圍內。本方案兼顧了提溫效果和安全可靠性，并且不需額外控制調節(jié)，也不影響鍋爐效率。故低負荷條件下經濟性較好，不過投資相對較大，且現(xiàn)場空間占用大。

1.2.3 省煤器高溫煙氣旁路方案

煙氣旁路的方案，即將一部分煙氣在低負荷下越過部分受熱面，直接引入脫硝系統(tǒng)。在后煙井省煤器位置開口，旁路煙道入口處設置關閉擋板，在省煤器出口煙道處設置調節(jié)擋板，用于控制主煙道的阻力，調節(jié)旁路煙氣量。

由于擋板工作在500℃以上的高溫高塵煙氣中，對其可靠性、耐磨性、密封性均有較高要求，需防止因旁路煙道積灰而導致?lián)醢蹇ㄋ?。因此必須選擇可靠品牌的關閉擋板及調節(jié)擋板并配密封風機，利用密封風在擋板關閉時進行吹掃以防止積灰。

1.2.4 省煤器煙道分隔擋板

在省煤器管圈的橫向節(jié)距空間中增設左、右各一塊隔板，使煙氣分成并列的三通道；在左、右兩煙氣通道的下方增設煙氣擋板；當鍋爐在高負荷運行時，省煤器出口煙溫滿足SCR要求時，煙氣擋板全開不動作；在負荷低時，省煤器出口煙溫達不到要求時，煙氣擋板動作逐漸關小，使煙氣往中間段流動，省煤器換熱面積減少，出口煙溫上升，當達到SCR要求時，擋板動作停止。

1.2.5 脫硝寬負荷改造方案的確定

1號機寬負荷改造受到改造場地，投資和施工周期等限制，綜合比較4種方案采用省煤器煙道分隔擋板改造方案，在省煤器管圈的橫向節(jié)距空間中增設左、右各一塊隔板，使煙氣分成并列的三通道；在左、右兩煙氣通道的下方增設煙氣擋板；當鍋爐在高負荷運行時，省煤器出口煙溫滿足SCR要求時，煙氣擋板全開；在負荷低時，省煤器出口煙溫達不到要求時，煙氣擋板動作逐漸關小，使煙氣往中間段流動，省煤器換熱面積減少，出口煙溫上升，確保鍋爐負荷≮40%時，省煤器出口煙溫不低于295℃。

2 脫硫改造技術方案的選擇

馬鞍當涂發(fā)電有限公司采用石灰石-石膏濕法、一爐一塔脫硫裝置，脫硫裝置的脫硫效率不低于95.2%。塔內設3層噴淋層，2級平板式除霧器。脫硫裝置原來每座吸收塔設置一臺增壓風機，現(xiàn)增壓風機已拆除，引風機進行了改造，旁路已拆除。目前滿負荷時，脫硫效率在91%-92%，排放濃度低于200 mg/Nm3，達不到超低排放要求。目前高效脫硫工藝根據吸收塔設計結構的不同，可分為單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)、單塔單循環(huán)強化傳質、單塔單循環(huán)提高液氣比。脫硫塔入口煙氣SO2濃度按2800mg/Nm3設計，系統(tǒng)脫硫效率不小于98.75%，煙囪入口SO2濃度按不大于35mg/Nm3，可達超低排放要求。

2.1 單塔雙循環(huán)

單塔雙循環(huán)濕法脫硫技術是在單循環(huán)濕法脫硫技術上發(fā)展而來的。其主要工藝在脫硫塔內設置積液盤將脫硫區(qū)分隔為上、下循環(huán)脫硫區(qū)，下循環(huán)脫硫區(qū)、下循環(huán)中和氧化池及下循環(huán)泵共同形成下循環(huán)脫硫系統(tǒng)，上循環(huán)脫硫區(qū)、上循環(huán)中和氧化池及上循環(huán)泵共同形成上循環(huán)脫硫系統(tǒng)，在一個脫硫塔內形成相對獨立的雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)，煙氣的脫硫由雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)共同完成。本工藝雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)相對獨立運行，但又布置在一個脫硫塔內，既保證了較高的脫硫效率，又降低了漿液循環(huán)量和系統(tǒng)能耗，并且單塔整體布置還減少了占地，節(jié)約了投資；本工藝特別適合于燃燒高硫煤產生的煙氣脫硫，脫硫效率可達到99%以上，若要控制二氧化硫排放濃度不大于35mg/Nm3，理論入口濃度可達3500mg/Nm3。

本技術的重點在于漿液分區(qū)使用，吸收區(qū)循環(huán)和氧化區(qū)循環(huán)，單塔雙循環(huán)兩個系統(tǒng)漿液性質分開后，可以滿足不同工藝階段對不同漿液性質的要求，更加精細地控制了工藝反應過程，高PH 值的吸收區(qū)循環(huán)在較低的液氣比和電耗條件下，可以保證很高的脫硫效率。

2.2 雙塔雙循環(huán)

雙塔雙循環(huán)技術是在單塔雙循環(huán)技術上的發(fā)展和延伸，非常適用于高含硫煤和高脫硫效率的改造工程。能有效的利用原有脫硫裝置，避免了重復建設和資源浪費?？蛇m用二氧化硫排放入口濃度不大于3500mg/Nm3的煙氣處理，若建設用地足夠可在機組運行期間建設串塔，留接口在停機后施工，可大大減少機組停運改造時間。但存在后期維護和使用費用偏高的問題。

2.3 單塔單循環(huán)強化傳質

本工藝是在單塔單循環(huán)濕法脫硫技術的基礎上進行內部的改造，提高氣液傳質，強化對流效果，從而提高SO2的脫除率。本方案改造工作量較小，特別適用于老塔改造，在原有吸收塔內部進行一系列改造，包括優(yōu)化噴嘴布置、增加均流提效構件、控制內部PH等來實現(xiàn)系統(tǒng)提效的目標。

典型單循環(huán)鈣基濕法煙氣脫硫系統(tǒng)影響脫硫效率的因素主要有：塔內煙氣流速、液氣比、吸收區(qū)高度、漿液池容量、漿池pH值、煙氣分布均勻性等等，在工程應用中要根據實際情況選擇合適的參數，實現(xiàn)高脫硫率和良好的經濟性，根據目前國內外的情況，提高石灰石-石膏濕法脫硫效率的方案主要有：

2.3.1 增加液氣比

液氣比對脫硫效率的高低有著重要影響。在吸收塔設計中，循環(huán)漿液量的多少決定了SO2吸收表面積的大小，在其他參數恒定的情況下，提高液氣比相當于增大了吸收塔內的漿液噴淋密度，從而增大了氣液傳質表面積，強化傳質，提高脫硫效率，提高液氣比是提高脫硫效率的有效措施。液氣比增大帶來的問題是循環(huán)泵流量和吸收塔阻力增大，電耗增高。

2.3.2 采用均流提效構件提高脫硫效率

吸收塔均流構件能改善吸收塔內煙氣分布，煙氣和漿液的流場分布直接決定著吸收塔內的傳質、傳熱和反應進行程度。對于無均流提效構件塔，改善煙氣分布最有效的措施是增加均流提效構件，使進入吸收塔內的煙氣分布均勻，避免偏流問題；而對于已有均流提效構件的吸收塔，可以通過調節(jié)均流提效構件開孔率、加裝第二層均流提效構件滿足要求。均流提效構件塔相對于空塔的缺點是吸收塔阻力相對較高，引風機電耗較高。

2.3.3 合理布置噴嘴，強化傳質效果

采用120°空心錐碳化硅噴嘴，密集布置，面積覆蓋率達200%以上，在一定的噴射壓力下獲取直徑2000？滋m以下的漿液液滴，增大漿液與煙氣的接觸面積；布置在吸收塔周邊的噴嘴流量比中心噴嘴流量大15%，便于煙氣向中心流動，避免在周邊“短路”。煙氣經均流提效構件后，在噴淋區(qū)域進一步與漿液接觸，再次強化傳質，提高脫硫吸收劑的利用率。

2.3.4 將標準噴淋層改為對向互補噴淋層

對向互補噴淋層是在中高硫煤或大型機組的脫硫項目的實施中，改進了的噴嘴母管的布置方式，其將兩個噴淋管對向布置在同一層上。據計算，在保證脫硫效率的同時，該種布置可以有效降低脫硫塔的高度及循環(huán)泵的電耗。對向互補噴淋層實際上是兩臺循環(huán)泵對應的兩個噴淋母管分別從吸收塔的兩側進入吸收塔，在同一個平面內交互布置。顯而易見，在同一層塔的截面內，對向互補噴淋層可布置更密的噴嘴，這樣噴淋的覆蓋率和均勻性更好，從而獲得更高的效率。

2.3.5 加裝氣液傳質強化構件

吸收塔內的流場分布情況決定了氣液兩相的混合和傳質效果，從而直接影響著SO2的脫除效率。對于傳統(tǒng)的噴淋塔來說，在塔壁區(qū)域，由于噴嘴的布置不盡合理而使得噴淋漿液的覆蓋不足，使得煙氣沿塔壁逃逸，從而降低了脫硫效率。為改善這一狀況，可以通過在噴淋層下面的塔壁區(qū)域安裝氣液傳質強化構件，充當塔壁噴嘴的角色，使得吸收區(qū)漿液的噴淋密度分布更為均勻，從而提高脫硫效率。

2.3.6 建塔外漿池

擴大漿池容積，使得漿池中漿液停留時間延長，漿液與氧氣的接觸時間也延長，氧化更充分，加入的石灰石漿液利用率更高，有利于系統(tǒng)的PH值控制，確保系統(tǒng)脫硫效率。

通過以上幾種技術的組合，機組燃用含硫1%以內的燃煤時，可實現(xiàn)98.5%以上的脫硫效率，并可達到超低排放的脫硫標準。

2.4 單塔單循環(huán)提高液氣比

本工藝主要依靠提高液氣比，并輔以優(yōu)化流場結構，從而提高SO2的脫除率。本方案改造工作量較大，需對原有吸收塔進行拔高，并在塔內部進行一系列改造，包括提高吸收塔高度、增加噴淋層數量、優(yōu)化噴嘴布置，來實現(xiàn)超低排放的目標。但缺點是對燃煤質量要求高，吸收塔內煙氣流速太高，且煙氣進、出口流場不佳，嚴重影響脫硫效率，脫硫塔系統(tǒng)的能耗太高，同時還需對原有吸收塔基礎進行核算。

2.5 脫硫改造方案的確定

馬鞍山當涂發(fā)電有限公司現(xiàn)場改造空間較為緊張，結構非常緊湊，需綜合考慮改造方案。采用單塔單循環(huán)強化傳質與單塔單循環(huán)提高液氣比，兩種方式相結合的改造方案，吸收塔加高，整體更換噴淋層，并新增加一層，噴淋層噴嘴全部更換；對原有3臺漿液循環(huán)泵進行改造，新增1臺漿液循環(huán)泵和1臺小流量羅茨型氧化風機；采用均流提效構件提高脫硫效率，加裝氣液傳質強化構件。

3 除塵改造技術方案的選擇

馬鞍山當涂發(fā)電有限公司1號機采用雙室四電廠靜電除塵器，2014年進行了小分區(qū)改造，由之前的16個大分區(qū)分割成32個小分區(qū)，并將一、二電場高壓電源更換為高頻電源，第三、四電場分小區(qū)后采用脈沖高頻電源，根據改造后性能試驗報告在100%工況下，除塵器出口煙塵濃度為23.0mg/Nm3，除塵效率為99.91%，考慮到脫硫系統(tǒng)對煙塵的脫除效率一般認為低于50%，并存在脫硫后煙氣攜帶石膏霧滴的可能，目前條件下無法滿足煙塵超低排放小于10mg/Nm3的要求，因此需對除塵設施進行改造。

3.1 濕式電除塵技術

目前國內采用的濕式電除塵主要分為三類，柔性電極濕式電除塵技術、金屬電極電除塵技術和導電玻璃鋼電極濕式電除塵技術。柔性電極濕式電除塵技術采用非金屬織物柔性電極作為陽極板，在水浸潤后可具備導電性，材質本身也耐腐蝕，不額外增加藥品，收集水也可回收。物耗、能耗低。由于基本不噴水，且陽極吸附極性水液滴和SO3氣溶膠，可有效控制PM2.5排放和避免石膏雨的發(fā)生。金屬電極式濕式電除塵技術的電極采用高耐腐蝕的哈氏合金（如C276）或不銹鋼316L材料制作，設備內需布置大量噴嘴，陽極有腐蝕風險，需對收集水進行廢水處理，物耗、能耗高。導電玻璃鋼電極濕式電除塵技術采用專利的CF材質，陽極板具有良好的導電性、耐腐蝕性，表面光滑，系統(tǒng)運行電耗低，不額外增加藥品，收集水可直接回用，物耗、能耗低。由于基本不噴水，且陽極吸附極性水液滴和SO3氣溶膠，可有效控制PM2.5排放和避免石膏雨的發(fā)生。

3.2 吸收塔內一體化除塵技術

吸收塔內一體化除塵技術是在吸收塔內改造，在噴淋層的下放加設一層高效旋匯耦合裝置，引風機出口煙氣進入吸收塔，經過高效旋匯耦合裝置，利用流體動力學原理，形成強大的可控湍流空間，使氣液固三相充分接觸，提高傳質效率；在噴淋層的上方除霧器更換為管束式除塵器，經高效脫硫及初步除塵后的煙氣向上經離心管束式除塵裝置進一步完成高效除塵除霧過程，實現(xiàn)對微米級粉塵和細小霧滴的脫除，實現(xiàn)煙塵低于10mg/Nm3超凈脫除。

3.3 除塵改造技術方案的確定

1號機電除塵器剛改造不久，除塵器效率高，出口煙塵濃度小于23mg/Nm3，若采用濕式電除塵技術改造工期長、造價高，且現(xiàn)場布置濕式電除塵器空間較為緊張，因為根據除塵技術效果和現(xiàn)場條件，1號機除塵改造采用吸收塔內一體化除塵技術。

4 改造前后數據對比

4.1 三項污染物的平均排放數據

根據1號機改造前在線監(jiān)控數據整理出三項污染物的平均排放數據如表1。改造完成后7月12日委托中國大唐集團科學技術研究研有限公司華東分公司進行了性能測試，測試結果均達到超低排放標準要求，測試結果見表2。

4.2 省煤器煙氣擋板調試試驗結果

50%-100%BMCR工況，省煤器煙氣擋板開度100%，SCR入口煙溫均保持在300℃以上，滿足投脫硝要求，且省煤器壁溫偏差均控制在15℃以內；40%THA工況下，省煤器煙氣擋板開度10%，SCR入口煙溫可保持在299℃以上，滿足投脫硝要求，省煤器壁溫偏差控制在40℃以內。

5 結束語

燃煤電廠在進行超低排放改造時，要充分了解目前政策要求，要對不斷推出的新技術進行充分的調研，避免出現(xiàn)改造后不能穩(wěn)定達到標準要求的情況，避免二次改造。在不同類型的機組上應結合現(xiàn)有設備及環(huán)保排放情況，以安全、經濟、環(huán)保為原則，選擇最適合本企業(yè)的優(yōu)化方案，達到最佳的改造效果。

參考文獻

[1]國家環(huán)境保護部，國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局.GB13223-2011火電廠污染物排放標準[S]北京：中國環(huán)境科學出版社，2012.

[2]趙偉俊，趙培超.全負荷脫硝技術淺析[J].華東科技，2015（10）：494-494.

作者簡介：任曉東（1989-），男，安徽阜陽人，畢業(yè)于華北電力大學環(huán)境工程專業(yè)，助理工程師，現(xiàn)工作于馬鞍山當涂發(fā)電有限公司安全監(jiān)察部，從事火電廠環(huán)境保護管理工作。