潘建強(qiáng)，尤良洲

(1.華電江蘇能源有限公司句容發(fā)電廠，江蘇 句容 212400； 2.華電電力科學(xué)研究院，杭州 310030)

0 引言

2014年，國(guó)家發(fā)改委、環(huán)保部和能源局聯(lián)合下發(fā)了國(guó)辦發(fā)〔2014〕31號(hào)《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020)》的通知，要求到2020年，現(xiàn)役600 MW及以上燃煤機(jī)組、東部地區(qū)300 MW及以上公用燃煤發(fā)電機(jī)組、100 MW以上自備燃煤發(fā)電機(jī)組及其他有條件的燃煤發(fā)電機(jī)組，改造后大氣污染物排放濃度基本達(dá)到超低排放限值，即SO2排放質(zhì)量濃度≤35 mg/m3，NOx排放質(zhì)量濃度≤50 mg/m3，煙塵排放質(zhì)量濃度≤10 mg/m3。

江蘇某2×1 000 MW燃煤機(jī)組配置的環(huán)保設(shè)施不能達(dá)到超低排放限值，為執(zhí)行國(guó)家環(huán)保政策和新的排放標(biāo)準(zhǔn)，需進(jìn)行相關(guān)環(huán)保改造，以達(dá)到大氣污染物超低排放限值要求，即：在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵排放質(zhì)量濃度<5 mg/m3，SO2排放質(zhì)量濃度<35 mg/m3，NOx排放質(zhì)量濃度<50 mg/m3。

1 機(jī)組概況

1.1 鍋爐概況

該燃煤機(jī)組配套鍋爐由東方鍋爐(集團(tuán))股份有限公司設(shè)計(jì)制造，型號(hào)為DG3024/28.25-Ⅱ1，為一次再熱、單爐膛、平衡通風(fēng)、尾部雙煙道結(jié)構(gòu)、煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置、固態(tài)排渣、前后墻對(duì)沖燃燒方式、超超臨界參數(shù)、變壓直流鍋爐。

1.2 改造前煙氣脫硝、脫硫系統(tǒng)概況

煙氣脫硝采用選擇性催化還原(SCR)工藝，高灰布置，催化劑采用“2+1”層布置、初裝2層。脫硝裝置按入口NOx質(zhì)量濃度300 mg/m3、出口NOx質(zhì)量濃度≤60 mg/m3、脫硝效率≥80%設(shè)計(jì)。

煙氣脫硫采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫(FGD)工藝，1爐配1塔(噴淋空塔)，吸收塔內(nèi)設(shè)置5層噴淋層(4+1，正常運(yùn)行4層)，不設(shè)置煙氣換熱器(GGH)，每臺(tái)鍋爐配3臺(tái)引風(fēng)機(jī)(引增合一)。脫硫裝置按入口SO2質(zhì)量濃度3 400 mg/m3、出口SO2質(zhì)量濃度≤170 mg/m3、脫硫效率≥95%設(shè)計(jì)。

在1 000，749，604 MW負(fù)荷工況下，脫硝裝置入口NOx質(zhì)量濃度分別為307，324，328 mg/m3，出口NOx質(zhì)量濃度分別為52，49，59 mg/m3，脫硝效率分別為82.67%，84.80%，82.05%，入口煙氣溫度分別為362，340，324 ℃。

在950 MW負(fù)荷、四層噴淋層運(yùn)行條件下，對(duì)#2機(jī)組進(jìn)行脫硫裝置性能測(cè)試：脫硫裝置入口SO2質(zhì)量濃度為1 929 mg/m3，出口SO2質(zhì)量濃度為92 mg/m3，脫硫效率為95.20%；入口煙氣溫度為95 ℃，出口煙氣溫度為48 ℃；入口煙塵質(zhì)量濃度為32 mg/m3，出口煙塵質(zhì)量濃度為18 mg/m3，脫硫系統(tǒng)綜合除塵效率為43.8%；除霧器出口霧滴質(zhì)量濃度為28 mg/m3。

分析測(cè)試數(shù)據(jù)可知：當(dāng)前脫硝裝置出口NOx排放濃度及脫硝效率達(dá)到設(shè)計(jì)值，NOx排放濃度達(dá)到GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》重點(diǎn)區(qū)域排放限值要求，但不能穩(wěn)定達(dá)到超低排放要求。反應(yīng)器出口NOx分布均存在一定偏差，對(duì)脫硝裝置穩(wěn)定運(yùn)行有一定影響。脫硫裝置在入口SO2質(zhì)量濃度為1 900 mg/m3左右時(shí)，脫硫裝置出口SO2質(zhì)量濃度和脫硫效率能達(dá)到設(shè)計(jì)值，滿足GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》重點(diǎn)區(qū)域排放限值要求，但不滿足超低排放要求；脫硫裝置出口煙塵濃度沒有達(dá)到5 mg/m3以下。所以，NOx、煙塵、SO2排放濃度均沒有達(dá)到超低排放要求。

2 脫硝系統(tǒng)改造方案

2.1 改造目標(biāo)

改造方案實(shí)施后，脫硝系統(tǒng)出口NOx排放質(zhì)量濃度降低到50 mg/m3以下，達(dá)到超低排放改造要求。

2.2 改造方案

降低NOx排放主要有2種措施：一是控制燃燒過(guò)程中NOx的生成，即低NOx燃燒技術(shù)；二是對(duì)生成的NOx進(jìn)行處理，即煙氣脫硝技術(shù)[1]。

采用較為先進(jìn)的低氮燃燒器，性能保證值為300 mg/m3，且當(dāng)前實(shí)際運(yùn)行時(shí)基本能控制在性能保證值范圍內(nèi)。根據(jù)近年來(lái)機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)以及脫硝裝置性能考核試驗(yàn)結(jié)果，本次脫硝改造工程的設(shè)計(jì)煙氣條件為：煙氣量3 350 923 m3/h，SCR裝置入口NOx質(zhì)量濃度350 mg/m3、入口煙溫375 ℃、出口NOx質(zhì)量濃度≤50 mg/m3，脫硝效率≥85.70%，氨逃逸率≤2.28 mg/m3，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率≤1.4%(三層催化劑)。具體設(shè)計(jì)如下：

(1)燃燒優(yōu)化調(diào)整。首先，優(yōu)先增大燃盡風(fēng)量，若燃盡風(fēng)門已全開，則適當(dāng)調(diào)小其余二次風(fēng)門開度。其次，著重調(diào)平制粉系統(tǒng)，包括風(fēng)粉均勻和阻力調(diào)平，使燃燒器處于最佳運(yùn)行環(huán)境，有效地組織低氮燃燒。在設(shè)計(jì)煤種和實(shí)際燃煤偏差不大的情況下，燃燒優(yōu)化調(diào)整，可降低NOx質(zhì)量濃度。

(2)燃燒系統(tǒng)改造。在燃燒系統(tǒng)頂端增加一層燃盡風(fēng)，同時(shí)對(duì)燃燒器進(jìn)行局部改造。通過(guò)燃盡風(fēng)及燃燒器改造，可進(jìn)一步降低NOx排放質(zhì)量濃度。

(3)為了進(jìn)一步發(fā)揮低氮燃燒器的作用并控制脫硝裝置入口NOx質(zhì)量濃度，對(duì)燃燒器部分燒損脫落噴嘴進(jìn)行更換。

(4)脫硝裝置原設(shè)計(jì)采用東方鍋爐廠的SCR裝置和德國(guó)KWH合資公司制造的蜂窩式催化劑，單臺(tái)機(jī)組催化劑量為832.31 m3，催化劑化學(xué)壽命為24 000 h，至今已運(yùn)行約2年。為實(shí)現(xiàn)NOx排放質(zhì)量濃度≤50 mg/m3的目標(biāo)，通過(guò)增加備用層催化劑實(shí)現(xiàn)原有催化劑+新增催化劑的整體使用壽命為24 000 h，新增催化劑約400 m3。吸收劑選擇液氨。

3 脫硫系統(tǒng)改造方案

3.1 改造目標(biāo)

原脫硫裝置噴淋層采用3+1+1方案，正常3層噴淋層運(yùn)行，含硫量較高時(shí)4層噴淋層運(yùn)行，第5層噴淋層為設(shè)備安全純備用，以提高系統(tǒng)可靠性。本次改造設(shè)計(jì)煤種收到基硫按1%考慮，F(xiàn)GD裝置入口SO2質(zhì)量濃度按2 300 mg/m3考慮，出口SO2排放質(zhì)量濃度≤35 mg/m3，脫硫效率≥98.48%。FGD裝置出口粉塵排放質(zhì)量濃度≤5 mg/m3，脫硫裝置綜合除塵效率≥75%。

3.2 改造方案

脫硫改造核心部分體現(xiàn)在吸收塔上，吸收塔的改造是決定改造工程量、改造投資、改造工期等的關(guān)鍵因素。通過(guò)計(jì)算，并結(jié)合一期現(xiàn)有場(chǎng)地條件，統(tǒng)籌考慮除塵和脫硫改造。

本次改造是在原脫硫系統(tǒng)基礎(chǔ)上進(jìn)行提效改造，吸收塔采用1層托盤+5層噴淋層+高效屋脊式除霧器配置。同時(shí)，整體優(yōu)化噴淋層，并采用單向雙頭噴嘴，實(shí)現(xiàn)入口20 mg/m3，出口5 mg/m3的除塵要求。在設(shè)計(jì)中預(yù)留1層托盤位置，作為備用。將現(xiàn)有第1噴淋層拆除后增加1層合金托盤(標(biāo)高22.87 m處)，利舊現(xiàn)有2～5層的4臺(tái)漿液循環(huán)泵，更換其對(duì)應(yīng)的4層噴淋層(噴淋母管為碳鋼管兩面襯膠)及噴嘴(噴嘴為單向雙頭高效噴嘴)，覆蓋率提高至300%。新增噴淋層安裝在現(xiàn)第5層噴淋層的上部(標(biāo)高33.47 m處)，利用原第1層噴淋循環(huán)泵，更換相應(yīng)循環(huán)泵電機(jī)、減速機(jī)，新增噴淋層與原噴淋層流量相同，均為13 600 m3/h。拆除原吸收塔內(nèi)2層屋脊式除霧器及凈煙道平板式除霧器，更換為三級(jí)高效屋脊式除霧器，確保本次改造除霧器出口霧滴質(zhì)量濃度≤20 mg/m3。

本次改造拆除現(xiàn)有最底層噴淋層，拆除位置布置1層合金托盤，現(xiàn)有最高層噴淋層上方新增1層噴淋層，新增噴淋層布置在最高層噴淋層上方2.2 m處，此處需增加2.2 m。最高層噴淋層至除霧器梁下部由原來(lái)1.5 m增加為3.0 m[2]，此部分增加1.5 m。新增除霧器安裝空間由3.7 m變?yōu)?.5 m，此次改造增加0.8 m。原除霧器頂部與吸收塔底部距離為0.7 m，此部分改造后變?yōu)?.5 m，增加2.8 m。故需增加的高度為2.2+1.5+0.8+2.8=7.3 (m)。

考慮吸收塔出口水平煙道除霧器工況環(huán)境，吸收塔出口增高至11.18 m，以降低水平煙道除霧器入口的煙氣流速。本次改造拆除水平煙道除霧器，故考慮將吸收塔出口封堵作為吸收塔本體部分以減少吸收塔本體所需增加高度，降低工程量。改造后吸收塔出口煙氣量為3 972 499 m3/h，按照15 m/s的煙氣流速計(jì)算，吸收塔出口尺寸為12.62 m×5.88 m，故吸收塔出口封堵5.3 m作為吸收塔本體部分。所以，優(yōu)化后的吸收塔抬升高度為7.3-5.3=2.0 (m)，即吸收塔本體僅需增高2.0 m即可滿足要求。

進(jìn)行了計(jì)算流體力學(xué)(CFD)模擬驗(yàn)證，并在噴淋層間添加聚氣環(huán)。吸收塔原氧化風(fēng)機(jī)、石膏排除泵利舊，為提高石灰石漿液供給的可靠性和便于吸收塔運(yùn)行參數(shù)控制，將現(xiàn)有單回路供漿系統(tǒng)改為雙回路連續(xù)供漿系統(tǒng)。石膏脫水系統(tǒng)只進(jìn)行部分改造，加裝濾液箱、溢流箱管道，使公共系統(tǒng)可以切換，滿足系統(tǒng)穩(wěn)定高效運(yùn)行的要求。排空系統(tǒng)利舊，工藝水(工業(yè)水)系統(tǒng)進(jìn)行部分改造，其余利舊。為進(jìn)一步增加此方案的說(shuō)服力，對(duì)改造后吸收塔部分進(jìn)行流場(chǎng)模擬，其結(jié)果如圖1所示。

圖1 吸收塔本體流場(chǎng)模擬

托盤能夠有效組織塔內(nèi)流場(chǎng)分布的均布性。噴淋時(shí)，100%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)模擬工況運(yùn)行條件下，脫硫噴淋塔噴淋層入口、噴淋層間、除霧器入口等截面速度分布均勻度系數(shù)介于0.3～0.4之間，處于工程許可范圍之內(nèi)；除霧器入口及除霧器之間氣流分布系數(shù)約為0.2；噴淋漿液覆蓋效果好，氣液接觸狀況較佳；煙氣溫度在入口干濕界面處受漿液作用，迅速降低至50 ℃左右。本次改造方案較其他方案塔內(nèi)阻力小，各截面流場(chǎng)分布更均勻，出口煙道沒有回流現(xiàn)象。

4 配套改造

(1)省煤器與空氣預(yù)熱器不做改造。

(2)稀釋風(fēng)機(jī)和氨氣空氣混合器不做改造。

(3)原SCR裝置備用層催化劑已安裝吹灰器，本次改造不新增吹灰器。#2機(jī)組公用的氨區(qū)現(xiàn)有2臺(tái)液氨儲(chǔ)罐，經(jīng)設(shè)計(jì)單位核算，其儲(chǔ)氨量能夠滿足SCR裝置提效改造后氨消耗的需求，液氨儲(chǔ)罐不做改造。

(4)本次改造后脫硝與脫硫2個(gè)系統(tǒng)的新增阻力合計(jì)為1 082 Pa，低于可研計(jì)算值1 100 Pa(未考慮水平煙道除霧器阻力)，整個(gè)煙氣系統(tǒng)阻力約為6 640 Pa，與引風(fēng)機(jī)BMCR工況下設(shè)計(jì)全壓接近，且上述計(jì)算已包含裕量，不必對(duì)鍋爐引風(fēng)機(jī)進(jìn)行改造。目前，鍋爐引風(fēng)機(jī)BMCR工況下設(shè)計(jì)全壓為6 610 Pa，性能考核點(diǎn)工況(TB)下設(shè)計(jì)全壓為7 578 Pa，較前者大15%。

5 性能測(cè)試結(jié)果

5.1 脫硝效率

100%負(fù)荷率工況下，試驗(yàn)測(cè)得SCR裝置入口NOx平均質(zhì)量濃度為307 mg/m3，出口為26 mg/m3，脫硝效率平均值為91.6%。

100%負(fù)荷率工況，SCR裝置入口煙氣平均溫度為355 ℃，SO2平均質(zhì)量濃度為1 848 mg/m3，SO3平均質(zhì)量濃度為16.7 mg/m3；SCR裝置出口SO3平均質(zhì)量濃度為36.7 mg/m3；SO2/SO3轉(zhuǎn)化率平均值為0.87%。

5.2 脫硫效率

(1)1 000 MW負(fù)荷工況下，循環(huán)泵B，C，D，E啟用，A備用，SO2質(zhì)量濃度均值原煙氣為1 860 mg/m3，凈煙氣為24 mg/m3；FGD系統(tǒng)脫硫效率為98.71%，修正到設(shè)計(jì)條件下為98.53%，折算后FGD裝置出口SO2質(zhì)量濃度為34 mg/m3。

(2)1 000 MW負(fù)荷工況下，脫硫裝置凈煙氣粉塵平均質(zhì)量濃度為4.17 mg/m3，綜合除塵效率為77.69%。

(3)1 000 MW負(fù)荷工況下，煙囪入口煙氣溫度為51 ℃。

(4)HCl質(zhì)量濃度平均值原煙氣為26.99 mg/m3，凈煙氣為0.83 mg/m3；HCl脫除效率為96.91%。

(5)HF質(zhì)量濃度平均值原煙氣為17.43 mg/m3，凈煙氣為0.46 mg/m3；HF脫除效率為97.35%。

(6)SO3質(zhì)量濃度平均值原煙氣為14.97 mg/m3，凈煙氣為4.94 mg/m3；SO3脫除效率為67.03%。

(7)除霧器后霧滴質(zhì)量濃度為18.9 mg/m3。

5.3 測(cè)試結(jié)果評(píng)價(jià)

測(cè)試結(jié)果表明，超低排放改造后各項(xiàng)指示均達(dá)到設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)，滿足新的排放標(biāo)準(zhǔn)要求。

6 結(jié)論

超低排放改造過(guò)程中，對(duì)技術(shù)路線進(jìn)行了充分調(diào)研，切實(shí)了解了新技術(shù)在同類型機(jī)組上改造的實(shí)際效果，結(jié)合該廠脫硫、脫硝系統(tǒng)的自身特點(diǎn)，以安全、經(jīng)濟(jì)、節(jié)能環(huán)保為原則，選擇和優(yōu)化了技術(shù)方案，并在工程管理中實(shí)現(xiàn)安全、質(zhì)量全過(guò)程管控，積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)，達(dá)到了超低排放的改造目標(biāo)，順利完成超低排放改造工程，取得了巨大的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。

[1]火力發(fā)電廠煙氣脫硝設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程：DL/T 5480—2013[S].

[2]中國(guó)華電集團(tuán)公司.中國(guó)華電集團(tuán)公司火電廠煙氣脫硫(石灰石-石膏濕法)設(shè)計(jì)導(dǎo)則(D版)[Z]. 2014.