趙尚昭

摘要：通過對已投運機組的調查摸排發(fā)現(xiàn)，我國許多燃煤電廠鍋爐排煙溫度普遍高于設計值，使得機組發(fā)電效率下降、煙氣體積流量增大、發(fā)電成本上升。在采用低低溫技術后，煙溫降低后的煙氣量得以減小，使得原電除塵電場的風速也得到相應降低，從而實現(xiàn)廠用電的減少，真正實現(xiàn)了既節(jié)能又環(huán)保的目的。該項技術在日本得到迅速發(fā)展，三菱、日立等配套機組容量累計已超13000MW，現(xiàn)在幾乎成了日本燃煤電廠一種標準的除塵系統(tǒng)配置方式。在國內(nèi)也有部分電廠采用低低溫電除塵技術，比如上海漕涇、粵嘉電力等。本文以我廠3、4號機組超低排放改造為例，介紹該技術的具體實施情況和效果。

關鍵詞：超低排放；630MW燃煤機組；提效方案

隨著我國環(huán)境問題的日益凸顯，環(huán)保問題已經(jīng)成為了一個國民性話題。霧霾、酸雨的頻繁出現(xiàn)使得國家對于工廠排放指標的要求逐年提高，而傳統(tǒng)燃煤機組則成為了國家環(huán)保部門監(jiān)控的重點對象之一。隨著國家控制火電廠煙塵排放政策的日益嚴格、煙塵排污收費力度的增大和排放權交易制度的試行，火電廠實施煙塵微量排放的必要性進一步增大。為此，各大電力企業(yè)均對燃煤機組的節(jié)能減排改造投入了大量人力、物力，各種先進的減排技術也不斷涌現(xiàn)，低低溫靜電除塵技術就是其中之一。低低溫靜電除塵技術，是指在鍋爐空氣預熱器與電除塵器之間的煙道上，加裝一組換熱器（即低低溫煙冷器），將煙氣溫度降低到85℃左右。同時，煙氣降低到酸露點以下后，煙氣中大部分的SO3因溫度降低而在換熱系統(tǒng)中冷凝成硫酸霧，并被粉塵吸附、中和，粉塵比電阻顯著降低，反電暈得到有效避免，從而大大提高除塵效率，擴大電除塵器對煤種的適應性，并去除大部分的SO3。

1緒論

1.1超低排放的概念

超低排放，是指火電廠燃煤鍋爐在發(fā)電運行、末端治理等過程中，采用多種污染物高效協(xié)同脫除集成系統(tǒng)技術，使其大氣污染物排放濃度基本符合燃氣機組排放限值，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度（基準含氧量6%）分別不超過10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，比《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中規(guī)定的燃煤鍋爐重點地區(qū)特別排放限值分別下降50%、30%和50%，是燃煤發(fā)電機組清潔生產(chǎn)水平的新標桿[1]。

1.2論文研究背景及意義

傳統(tǒng)的燃煤電廠歷來被視為大氣污染物的主要來源，是國家環(huán)保監(jiān)管的重點。隨著國家對環(huán)境保護的高度重視，實施煙氣超低排放改造既滿足了國家日趨嚴格的環(huán)保標準的需要，又是國有企業(yè)保證環(huán)境質量、保護公眾健康的社會責任；是創(chuàng)新傳統(tǒng)燃煤發(fā)電發(fā)展方式，也是發(fā)電企業(yè)拓展燃煤發(fā)電產(chǎn)業(yè)的新思路；有助于推廣先進的高效協(xié)同污染物控制技術，推進環(huán)保產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。

2改造內(nèi)容

我廠二期2×630MW燃煤機組同步配套建有SCR脫硝系統(tǒng)及石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)，目前機組運行穩(wěn)定。本改造工程只對二期實施超低排放改造，對現(xiàn)有的除塵、脫硫、脫硝系統(tǒng)進行提效，采用高效協(xié)同脫除技術，使機組煙氣的主要污染物（煙塵、二氧化硫、氮氧化物）排放濃度達到燃氣輪機組排放控制水平（煙塵5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3），實現(xiàn)煙氣超低排放。

3改造方案

3.1脫硝系統(tǒng)提效

3.1.1原有SCR脫硝系統(tǒng)簡介

二期機組采用哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的超臨界壓力變壓運行帶內(nèi)置式再循環(huán)泵啟動系統(tǒng)的本生直流爐，已安裝低NOx燃燒器。原二期機組煙氣脫硝改造采用美國巴威公司的選擇性催化還原（SCR）技術。煙氣從省煤器引出，一臺爐配置兩個反應器，經(jīng)過脫硝后，煙氣接入空預器。配有煙氣系統(tǒng)、SCR反應器吹灰系統(tǒng)、氨空氣混合及噴射系統(tǒng)等。系統(tǒng)設計脫硝效率為70%。

3.1.2SCR脫硝裝置提效方案

通過脫硝系統(tǒng)提效的方式，使得SCR的出口NOx濃度降低到50mg/Nm3以下，SCR系統(tǒng)按照85%效率進行設計。

二期機組脫硝裝置原設計初裝兩層催化劑，設計脫硝效率70%，預留第三層催化劑安裝空間。本次脫硝提效需增加催化劑體積，加裝預留層或者更換初裝兩層原催化劑，使脫硝效率由80%提高至85%。

SCR提效前后的還原劑消耗量減小，原有系統(tǒng)絕大部分設備可利舊，只需在預留層新增催化劑及吹灰器，SCR氨氣調節(jié)閥需更換，可在機組檢修時進行方案的實施。

3.2除塵系統(tǒng)提效

3.2.1原有除塵系統(tǒng)情況簡介

3.2.1.1設計標準起點低。該系統(tǒng)于2009年隨機組同時投入運行，執(zhí)行標準為GB13223-2003，設計入口煙塵濃度為33.306g/m3、除塵效率不小于99.75%，設計的出口煙塵濃度為83.3mg/m3，無法滿足GB13223-2011新的環(huán)保排放要求。

3.2.1.2除塵器入口煙溫偏高。根據(jù)試驗測得，望亭電廠3、4號機組除塵器入口煙溫在140℃左右，超出原設計入口煙溫127℃。煙溫偏高導致除塵器入口煙氣量增大，這也造成當前實際排放濃度明顯超出除塵器原設計值。

3.2.1.3振打引起的二次揚灰。由于粉塵本身具有一定的粘附性，能夠粘附在電極上，電極上的粉塵量雖小，但對放電影響較大，如粉塵未及時清除掉，就會增大局部擊穿的可能性，因此及時地清除電極上粉塵，是保證電除塵器正常工作的重要條件之一。望亭電廠3、4號機組電除塵器運行過程中振打系統(tǒng)的振打力及振打頻率均進行過調整，但由于燃煤煤質的差異較大，振打方式調整無法滿足煤質的變化，易造成極板、極針積灰及二次揚塵，影響除塵效率。

3.2.2除塵提效方案

鍋爐空預器出口的煙氣經(jīng)過管式GGH煙氣冷卻器降溫至90℃以下，然后進入低低溫電除塵，經(jīng)過除塵后通過聯(lián)合風機進入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進入管式GGH煙氣加熱器升溫至80℃后，通過煙囪排放[2]。

經(jīng)過同類型機組調研及機組運行數(shù)據(jù)分析，考慮到望亭電廠3、4號機組SO2排放標準進一步嚴格化，必須取消GGH。而取消GGH后將面臨煙囪防腐的問題。因此為解決煙囪防腐和煙囪“白煙”的問題，最終決定采用低低溫電除塵技術改造方案?，F(xiàn)有除塵器入口平均煙溫在140℃左右，進行低低溫煙氣余熱利用改造，不僅可以降低除塵器入口的煙溫，減少入口煙氣量，又可進一步降低煙塵的比電阻，提高粉塵的驅進速度。低低溫電除塵技術相對于常規(guī)電除塵器所增加的成本非常低，在提高除塵器除塵效果的同時可有效實現(xiàn)煙氣余熱綜合利用、節(jié)省電煤消耗，另外通過降低煙氣溫度，使得進入電除塵的煙氣量減少10%～15%左右，從而有效減小電除塵電場內(nèi)的煙氣流速，延長煙氣處理時間，減小二次揚塵，進一步提高和穩(wěn)定電除塵效率，減緩粉塵顆粒對內(nèi)部構件的沖刷磨損，提高裝備壽命，同時減輕除塵相關設備的運行能耗。在低低溫技術煙氣余熱利用方面，根據(jù)國內(nèi)外經(jīng)驗，主要有加熱汽輪機凝結水、加熱鍋爐燃燒用空氣和脫硫凈煙氣再加熱三種方式。但是如將煙氣余熱用來加熱凝結水將會使改造范圍擴大，使系統(tǒng)更復雜。且在中低負荷或冬季時，排煙溫度一般在130℃～135℃，所能回收的熱量十分有限。因此，本次實踐將余熱利用段回收的熱量全部用來加熱再熱段煙氣。

3.3脫硫系統(tǒng)提效

3.3.1原有脫硫系統(tǒng)簡介

二期機組原脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，無旁路、有GGH，無增壓風機（脫硝改造已拆除，已并入聯(lián)合風機）。其中吸收塔采用帶托盤的逆向噴淋塔，設計有三臺循環(huán)泵及三層標準型噴淋層，一層托盤。脫硫裝置設計煤種含硫量為0.7%，設計脫硫效率95%，煙囪出口SO2濃度為81mg/Nm3（標態(tài)，6%O2）。

二期機組自投運以來，燃煤的實際含硫量約為0.25%-0.6%，脫硫裝置入口SO2濃度范圍為580～1395mg/Nm3。此時一般運行二臺循環(huán)泵，脫硫效率94%-95.5%，煙囪出口SO2濃度為26～86mg/Nm3。

3.3.2脫硫系統(tǒng)提效技術方案

采用拆除GGH+雙層交互式噴淋層+雙托盤方案。

a）拆除原有的三層噴淋母管及支撐梁，將第二、三層標準型噴淋母管及噴嘴改為交互式噴淋系統(tǒng)；原第一層循環(huán)泵增加揚程后與原第二層循環(huán)泵構成第一層交互式噴淋系統(tǒng)；同時增加一臺備用循環(huán)泵，與原第三層循環(huán)泵構成第二層交互式噴淋系統(tǒng)。

b）對原有三臺漿液循環(huán)泵進行改造；另新增一臺循環(huán)泵。由于原有第一、三層循環(huán)泵的揚程有所變化，因此需進行改造。

c）在第一層噴淋母管拆除后留下的空間新增設一層合金托盤及支撐梁；與原有的一層托盤構成雙托盤系統(tǒng)。

d）托盤的開孔率由33%調整為32%。

e）增加一臺備用循環(huán)泵后，相應增加配套的土建、電氣及儀控設施。

f）原有第一層與第三層的漿液循環(huán)泵互換時，土建基礎無須改動。

g）拆除GGH及附屬設備，并改造GGH進出口煙道及支架。

3.4聯(lián)合風機改造

現(xiàn)有聯(lián)合風機在提效改造后已無法滿足要求，必須進行改造。

a）提效改造后聯(lián)合風機入口流量：

根據(jù)MGGH設備廠家提供的方案，經(jīng)MGGH降溫后聯(lián)合風機入口煙氣溫度降低到約92℃，此時聯(lián)合風機入口煙氣流量減少到393.35m3/s。

b）由于改造后煙氣阻力增加較多，現(xiàn)有引風機已無法滿足改造后的工況要求，需擴容改造，改造后引風機參數(shù)為（TB工況）：風機入口體積流量444.6m3/s，風機入口溫度100℃，風機入口全壓-6758Pa，風機出口全壓6204Pa，風機全壓升12962Pa，電機功率約7000kW。

4結論

借鑒日本等國際的成功運行經(jīng)驗，二期機組通過增加備用層催化劑、省煤器分級、低低溫靜電除塵系統(tǒng)、增設濕式電除塵（一電場）、雙托盤、交互式噴淋系統(tǒng)改造等多項技術措施后，設計煙氣污染物排放值能夠達到燃氣輪機組排放控制水平，實現(xiàn)煙氣超低排放。

參考文獻

[1]漲知識，什么是火電機組超低排放[OL].北極星電力網(wǎng).

[2]薛建明，縱寧生.濕式電除塵器的特性及其發(fā)展方向[J].1997（3）.

[3]國務院：全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造[OL].中國新聞網(wǎng)，2015-12-02.

（作者單位：大唐三門峽發(fā)電有限責任公司）