龍維哲

(云南能投曲靖發(fā)電有限公司，曲靖 655000)

0 引 言

NOX、SO2、粉塵是燃煤電廠主要污染物。2014年，國家提出超低排放的要求：對于新建燃煤發(fā)電廠大氣污染物排放濃度需基本達到燃氣輪機組排放限值；對于現(xiàn)役30萬k W及以上燃煤發(fā)電廠、10萬kW以上自備燃煤自備電廠、其他有條件的燃煤發(fā)電電廠，改造后粉塵、SO2、NOX分別不超過10、35、50 mg/Nm3。目前在我國火電行業(yè)中多種脫硫脫硝除塵技術得以運用[1-3]，根據(jù)電廠規(guī)模以及實際情況選擇不同的脫硫、脫硝、除塵技術，取得的效果不同[4-6]。

某電廠為達到最新的環(huán)保排放要求，根據(jù)電廠實際情況，對煙塵、SO2、NOX進行改造方案的探討，提出一套切實可行的超低排放改造方案，改造后效果顯著，可為同區(qū)域電廠后續(xù)改造提供借鑒。

1 機組概況

該電廠裝機容量為4×300 MW，#1、#2鍋爐型號為DG1025/18.2-Ⅱ8型，#3、#4鍋爐型號為DG1025/18.2-Ⅱ16型，均是東方鍋爐廠制造的引進嫁接型亞臨界自然循環(huán)汽包爐。鍋爐型式為一次中間再熱、單爐膛、平衡通風、固態(tài)排渣、露天倒U型布置、全鋼架、全懸吊結構燃煤鍋爐。

2 煙氣脫硝技術簡介

SCR反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間，為高溫高塵布置，催化劑采用板式催化劑，催化劑層數(shù)按2+1模式布置，初裝2層預留1層。在設計煤種及校核煤種、BMCR工況下，在BMCR至50%BMCR負荷時，且脫硝裝置入口煙氣中NOX含量為500 mg/Nm3時，系統(tǒng)單臺爐氨耗量為0.16 t/h( 設計煤種、BMCR 工況)，任何工況條件可滿足脫硝效率達到75%以上，氨逃逸率控制在3 ppm以內，SO2氧化生成SO3的轉化率控制在1%以內。其余設備按脫硝效率不小于80%設計。煙氣在鍋爐省煤器出口處被平均分成兩路，每路煙氣并行進入一個垂直布置的SCR反應器里，即每臺鍋爐配有兩個反應器。在反應器里煙氣向下流過均流器、催化劑層，隨后進入回轉式空氣預熱器、靜電除塵器、引風機、增壓風機和FGD，最后通過煙囪排入大氣。NOX、 NH3按1∶1的摩爾比例噴入鍋爐煙氣中,NH3在SCR反應器中催化劑的作用下與煙氣中NOX按(1)—(3)化學反應式反應，從而達到降低排煙中NOX含量的目的，其中脫硝裝置進/出口煙氣參數(shù)見表1。

4NO+4NH3+O2→ 4N2+6H2O+HEAT

(1)

6NO2+8NH3→ 7N2+12H2O+ HEAT

(2)

6NO+4NH3→ 6H2O+5N2+ HEAT

(3)

表1 脫硝裝置進/出口煙氣參數(shù)

3 脫硝系統(tǒng)改造方案

脫硝系統(tǒng)的改造考慮到當初設計催化劑采用板式催化劑，催化劑層數(shù)按2+1模式布置，初裝2層預留1層備用，所以采用機組煙氣脫硝裝置增加備用層及更換第一層催化劑(板式催化劑，其尺寸與原催化劑保持一致，原催化劑模塊尺寸為1 882 mm×954 mm×1 300 mm)；備用層新增4只蒸汽吹灰器、8只聲波吹灰器。機組煙氣脫硝系統(tǒng)煙氣流場優(yōu)化改造、噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調整，機組脫硝裝置現(xiàn)有催化劑活性檢測，并提交檢測報告，鍋爐60只小風門電動執(zhí)行機構的供貨、安裝、調試，小風門納入DCS 控制。為了降低投資經(jīng)濟成本，將本機組機組更換下來的催化劑先行存放，待2號機組停機后，安裝到2號爐的備用層，同時增加2號爐備用層4 只蒸汽吹灰器、8只聲波吹灰器。機組煙氣脫硝噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調整：A、B側脫硝入口及出口斷面NOX濃度測試，噴氨手動門調整，確保NOX出口排放指標最優(yōu)的情況下，氨逃逸不大于3 ppm。

4 脫硫系統(tǒng)改造方案

該電廠4×300 MW機組脫硫系統(tǒng)采用石灰石—石膏就地強制氧化濕法煙氣脫硫工藝，脫硫裝置按一爐一塔單元布置。每套脫硫裝置的煙氣處理能力為相應鍋爐BMCR(Boile MaXimum Continuous Rating，最大連續(xù)蒸發(fā)量)工況時的100%煙氣量；當燃煤含硫量為1.7%時，脫硫效率高96%。公用系統(tǒng)主要有吸收劑制備及供應石膏脫水系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、排空系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)。脫硫副產(chǎn)品—石膏在脫水后含濕量<10%。該機組在改造時，參考其設計煤種，脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度按照小于35 mg/Nm3設計。其煙氣脫硫裝置采用濕法石灰石-石膏脫硫技術，吸收塔采用液幕塔+噴淋塔相結合的方式?？紤]到經(jīng)濟成本與脫硫效率等問題，此次重點改造其吸收塔區(qū)域。

吸收塔屬于機組煙氣脫硫裝置的核心，綜合考慮其投資成本，希望在滿足脫硫效率的基礎之上，降低投資，縮短改造周期。為了保證其對原有吸收塔的改動最小，吸收塔不拔高，拆除原系統(tǒng)2層平板式，除霧器更換改造為1級管式+2層屋脊式除霧器，最下面噴淋層優(yōu)化改造，上面3層噴淋層檢查、修復，在底層噴淋層與入口煙道之間設置旋匯耦合裝置，增加湍流器。改造總排口CEMS及粉塵儀系統(tǒng)。脫硫系統(tǒng)改造后參數(shù)見表2。

表2 改造后參數(shù)統(tǒng)計表

5 電除塵改造方案

根據(jù)該電廠脫硝系統(tǒng)的運行狀況，機組除塵設備煙塵排放30～50 mg/Nm3，無法滿足最新的排放標準，需進行改造。最終電除塵改造方案是將干式靜電除塵器二電場4臺工頻電源更換為高頻電源；第三、四、 五電場末端增加靜電濾槽收塵裝置及相應的配套設施(新甲振打裝置采用頂部電磁振打，集成入上位機IPC控制系統(tǒng))，對機組干式靜電除塵器上位機IPC控制系統(tǒng)升級改造。電除塵系統(tǒng)改造后的參數(shù)見表3。

表3 改造后電除塵參數(shù)統(tǒng)計表

6 結束語

某4×300 MW電廠煤粉爐通過超低排放改造，綜合考慮其運營成本與投資成本，吸收塔不拔高，拆除原系統(tǒng)2層平板式，除霧器更換改造為1級管式+2 層屋脊式除霧器，并且增加脫硝系統(tǒng)備用層反應器投用。改造完成后，通過驗收，其脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度按照小于35 mg/Nm3，煙氣脫硝效率均不低90%；脫硝裝置出口NOX濃度低于50 mg/Nm3；NH3逃逸量應控制在3.0 ppm以下，SO2/SO3的轉化率小于1%，滿足國家超低排放標準，機組的安全性與經(jīng)濟性大大提高。