張志勇，莫華，王猛,，帥偉

(1. 內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020；2. 生態(tài)環(huán)境部環(huán)境工程評估中心，北京 100012)

0 引言

火電行業(yè)是支撐國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展的重要基礎(chǔ)性產(chǎn)業(yè)，也是煤炭消費(fèi)和大氣污染物排放的重點(diǎn)固定污染源。結(jié)合日趨成熟的煙氣治理技術(shù)，國家分別下發(fā)了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃（2014?2020年）》（發(fā)改能源〔2014〕2093號）和《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)〔2015〕164號），要求到2020年，300 MW及以上燃煤發(fā)電機(jī)組（暫不含W型火焰鍋爐和循環(huán)流化床鍋爐）實(shí)施超低排放改造（即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/m3）。截至2020年，達(dá)到超低排放水平的裝機(jī)容量約9.5億kW（約占全國煤電裝機(jī)總量91%），火電行業(yè)清潔生產(chǎn)水平快速提高為環(huán)境質(zhì)量改善做出了重要貢獻(xiàn)[1]。

中國某些地區(qū)煤礦資源多為高硫、低揮發(fā)分的無煙煤，為適應(yīng)此煤種，多家電廠選用W型火焰鍋爐機(jī)組[2]。W型火焰鍋爐具有燃燒穩(wěn)定、運(yùn)行可靠及可用率高等優(yōu)勢，但由于爐膛燃燒溫度較高導(dǎo)致鍋爐出口NOx濃度偏高[3-4]。因此，W型火焰鍋爐機(jī)組煙氣污染物通常具有高氮、高硫特性，對環(huán)保設(shè)施性能要求較高。國家雖然未要求W型火焰鍋爐機(jī)組實(shí)施超低排放改造，但山西、山東、河南等省份已要求W型火焰鍋爐實(shí)施超低排放改造，其中山西要求其NOx排放濃度限值為50 mg/m3，與其他爐型不予區(qū)別對待，山東和河南則將W型火焰鍋爐NOx排放濃度限值定為100 mg/m3；在西南地區(qū)，如四川和貴州，均鼓勵W型火焰爐實(shí)施超低排放改造。目前已有部分W型火焰鍋爐機(jī)組完成了超低排放改造[5-8]，但對超低排放實(shí)施效果、相關(guān)煙氣治理設(shè)備運(yùn)行情況和污染物治理成本等問題未有系統(tǒng)研究。本文選擇已完成超低排放改造的某600 MW超臨界W型火焰鍋爐機(jī)組，以2019年1～8月的連續(xù)分散控制系統(tǒng) (distributed control system, DCS) 和連續(xù)排放監(jiān)測系統(tǒng) (continuous emission monitoring system, CEMS)小時(shí)平均記錄為依據(jù)，分析了該機(jī)組主要大氣污染物達(dá)到超低排放水平的穩(wěn)定性、相關(guān)煙氣治理設(shè)備的運(yùn)行情況、污染物減排效益和經(jīng)濟(jì)性等。

1 機(jī)組概況

1.1 機(jī)組基本信息

該電廠建有2×600 MW超臨界燃煤機(jī)組，本文研究對象為2號機(jī)組，2017年2月13日通過超低改造環(huán)保驗(yàn)收。鍋爐為600 MW級超臨界參數(shù)、W型火焰燃燒、單爐膛露天島式布置、垂直管圈水冷壁變壓直流鍋爐。燃用無煙煤，呈高硫、中高灰、特低揮發(fā)分特征。研究期間燃煤收到基硫分、收到基灰分和干燥無灰基揮發(fā)分平均值分別為3.19%、36.26%和19.94%，較設(shè)計(jì)煤質(zhì)稍好。

1.2 超低排放控制技術(shù)

該機(jī)組原采用選擇性非催化還原 (selective non-catalytic reduction, SNCR)脫硝工藝，催化劑層數(shù)按2＋1模式布置，后增加了第3層催化劑，滿足GB 13223—2011排放限值。超低排放改造增設(shè)選擇性催化還原 (selective catalytic reduction,SCR)脫硝裝置，采用尿素溶液作為還原劑，安裝56支噴槍，分為一區(qū)和二區(qū)。一區(qū)布置在標(biāo)高為43.5 m層的爐膛前后墻，安裝26支伸縮式噴槍：前墻13支，后墻13支；二區(qū)布置在標(biāo)高為48.0 m層的爐膛前后墻及側(cè)墻，共安裝30支固定式噴槍：左、右兩側(cè)各2支，前后墻各13支。此外，更換了SCR脫硝裝置初裝2層催化劑且增加了催化劑模塊的高度，新增催化劑為蜂窩式，催化劑模塊層高為 1260 mm，體積為 600.7 m3，開孔率為7 4.6%。設(shè)計(jì)S N C R入口N Ox濃度為800 mg/m3，爐膛出口 NOx濃度為 560 mg/m3；設(shè)計(jì)SCR入口NOx濃度為640 mg/m3，出口NOx濃度為 50 mg/m3。

原采用2臺雙室五電場靜電除塵器，第1～3電場采用高頻電源，第4、5電場采用工頻電源。超低排放改造將第5電場改為旋轉(zhuǎn)電極。電除塵器有效斷面積為480 m2，比集塵面積為109.29 m2/(m3·s–1)，煙氣流速為 0.96 m/s，5 個電場效率分別為71.95%、20.18%、5.66%、1.59%、0.57%。設(shè)計(jì)電除塵器出口煙塵濃度為30 mg/m3。經(jīng)脫硫塔、除霧器后，顆粒物排放濃度低于10 mg/m3。

采用石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)，原設(shè)5層噴淋層，超低排放改造為雙塔雙循環(huán)工藝，新建一級吸收塔，噴淋層為3層，未設(shè)計(jì)除霧器，吸收塔內(nèi)徑為17 m，高度為40 m，原吸收塔作為二級塔，設(shè)置5層噴淋層，1層管式+3層屋脊式除霧器。一、二級吸收塔漿液循環(huán)泵流量均為9800 m3/h。設(shè)計(jì)入口和出口 SO2濃度分別為 11583 mg/m3和35 mg/m3，脫硫效率為 99.7%。

2 超低排放控制效果

該機(jī)組總排口煙塵CEMS采用稀釋抽取式+光散射法，SO2和NOx均采用直接抽取式+非分散紅外法，與主流超低排放應(yīng)用的CEMS采樣和分析方法一致。表1給出了2019年二、三季度CEMS比對結(jié)果，可以看到，CEMS數(shù)據(jù)精度滿足HJ 5—2017《固定污染源煙氣（SO2、NOx、顆粒物）排放連續(xù)監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》中參比方法驗(yàn)收技術(shù)指標(biāo)要求。

表1 總排口CEMS比對結(jié)果Table 1 Comparison results of total outlet CEMS mg/m3

2.1 NOx控制效果

表2為SNCR裝置出口（SCR入口）濃度情況。A、B側(cè)NOx濃度分別為349.4～859.28 mg/m3和295.5～826.61 mg/m3，小于SCR入口設(shè)計(jì)值640 mg/m3的概率分別為94.07%和92.61%。

表2 SNCR裝置出口運(yùn)行效果Table 2 Operation effect of SNCR unit exit

表3為SCR出口NOx濃度情況，SCR反應(yīng)器A、B側(cè)出口NOx小時(shí)濃度分別為7.35～60.32 mg/m3和 9.01～43.53 mg/m3，小于 50 mg/m3的概率分別為99.88%和100%，煙囪出口NOx排放濃度為8.29～48.05 mg/m3，達(dá)到超低排放水平的概率為100%。

表3 SCR裝置運(yùn)行效果Table 3 Operation effect of SCR unit

表4為SCR裝置氨逃逸情況，A、B側(cè)氨逃逸分別為 0.03～27.51 mg/m3和 0.02～16.47 mg/m3，超過設(shè)計(jì)值2.28 mg/m3的概率分別為51.86%和45.96%，氨逃逸較大，空預(yù)器有堵塞風(fēng)險(xiǎn)。圖1給出了A側(cè)氨逃逸與負(fù)荷的關(guān)系，可以發(fā)現(xiàn)，在各負(fù)荷段，氨逃逸超過設(shè)計(jì)值的概率均較高，但隨著負(fù)荷的增大，氨逃逸有下降趨勢。圖2為SCR出口和煙囪出口NOx濃度分布情況，煙囪出口NOx濃度明顯高于SCR出口，煙囪出口NOx平均濃度與SCR出口A、B側(cè)平均濃度的偏差分別為17.42 mg/m3和20.6 mg/m3，存在“倒掛”現(xiàn)象[9]。原因可能是由于SCR出口NOx濃度分布不均，建議進(jìn)行噴氨優(yōu)化試驗(yàn)，必要時(shí)調(diào)整SCR出口CEMS測點(diǎn)位置或采用多點(diǎn)采樣方式。

表4 SCR 裝置氨逃逸Table 4 Ammonia escape from SCR unit

圖1 SCR裝置A側(cè)氨逃逸與負(fù)荷的關(guān)系（負(fù)荷率≥50%）Fig. 1 The relationship between ammonia escape of A side from SCR unit and load (load rate≥50%)

圖2 SCR 出口和煙囪出口 NOx濃度分布（負(fù)荷率≥50%）Fig. 2 Distribution of NOxconcentration at SCR unit outlet and chimney outlet (load rate≥50%)

2.2 煙塵（顆粒物）控制效果

圖3為脫硫系統(tǒng)進(jìn)出口煙塵濃度分布，脫硫入口（電除塵器出口無濃度測點(diǎn)）煙塵濃度為3.87～44.36 mg/m3，設(shè)計(jì)指標(biāo)（30 mg/m3）保證率為 96.01%，靜電除塵器運(yùn)行狀態(tài)良好。脫硫出口煙塵濃度為0.40～7.95 mg/m3，平均煙塵濃度為 6.10 mg/m3，達(dá)到超低排放水平（10 mg/m3）的保證率為100%。脫硫系統(tǒng)協(xié)同除塵效率為39.50%～89.66%，平均效率為68.16%，優(yōu)于文獻(xiàn)中雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)52%的平均除塵效率[10]，脫硫系統(tǒng)協(xié)同除塵效果較好。

圖3 脫硫進(jìn)出口煙塵濃度分布Fig. 3 Particulate matter concentration distribution at desulfurization tower entrance and outlet

此外，脫硫系統(tǒng)入口煙塵濃度變化較大，圖4給出了脫硫系統(tǒng)入口煙塵濃度和煙氣溫度（電除塵器出口無濃度測點(diǎn)）的關(guān)系，可以發(fā)現(xiàn)，煙氣溫度越高，煙塵濃度越大，因此，為保證煙塵達(dá)標(biāo)排放，盡量將煙氣溫度控制在較低范圍，達(dá)到節(jié)能目的。

圖4 煙塵濃度與煙溫的關(guān)系Fig. 4 The relationship between particulate matter concentration and flue-gas temperature

2.3 SO2控制效果

雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)主要是通過2座串聯(lián)的脫硫塔增加煙氣與循環(huán)漿液的反應(yīng)時(shí)間，其特點(diǎn)是一級吸收塔重氧化，二級吸收塔重吸收。2座脫硫塔均設(shè)有獨(dú)立的循環(huán)系統(tǒng)，可通過調(diào)節(jié)一、二級吸收塔漿液pH值實(shí)現(xiàn)分區(qū)控制。一級吸收塔處于低pH值運(yùn)行，能夠促進(jìn)石膏的結(jié)晶和氧化，提高二級吸收塔pH值可實(shí)現(xiàn)高效脫硫[10-14]。一級塔漿液pH值宜控制在4.5～5.3，二級塔漿液pH值宜控制在5.8～6.2[15]。

圖5為一、二級吸收塔漿液pH值，由圖5可見一級塔漿液pH值為4.5～5.59，平均值為4.96，在4.5～5.3范圍內(nèi)占比為94.32%，漿液pH值控制較好。二級塔漿液pH值為4.56～7.27，平均值為5.13，在5.8～6.2范圍內(nèi)占比僅為0.15%。雖然二級吸收塔pH值較一級吸收塔略高，但與推薦pH值相差較大，可進(jìn)一步優(yōu)化。建議后續(xù)運(yùn)行過程中，積累運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，探索合理的pH值，以提高脫硫效率，充分發(fā)揮雙塔雙循環(huán)技術(shù)的優(yōu)勢。

圖5 脫硫塔漿液 pH 值分布Fig. 5 pH distribution of slurry

該機(jī)組一、二級吸收塔各有3臺和5臺漿液循環(huán)泵，表5為循環(huán)泵運(yùn)行情況，一級吸收塔2臺泵和3臺泵運(yùn)行情況分別占61.77%和38.23%；二級吸收塔78.5%情況為3臺泵運(yùn)行，即大部分時(shí)段為一級吸收塔2臺泵運(yùn)行、二級吸收塔3臺泵運(yùn)行。二級吸收塔有1.78%情況為5臺泵運(yùn)行，主要集中在高負(fù)荷階段，且同時(shí)段一級塔3臺泵也全部開啟。由前述可知，二級塔漿液pH值控制偏低，建議在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，適當(dāng)提高二級塔漿液pH值，以減少漿液循環(huán)泵的開啟臺數(shù)，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

表5 脫硫塔循環(huán)泵運(yùn)行統(tǒng)計(jì)Table 5 Operation statistics of circulating pump of desulfurization tower

圖6為脫硫出口SO2濃度分布，SO2排放濃度為 4.27～34.86 mg/m3，滿足 35 mg/m3的概率為100%，脫硫系統(tǒng)運(yùn)行效果良好。

圖6 脫硫出口 SO2濃度分布Fig. 6 Distribution of SO2concentration at the outlet of desulfurization system

圖7為脫硫效率分布情況，脫硫效率為99.46%～99.95%，平均效率為99.77%，高于文獻(xiàn)中雙塔雙循環(huán)系統(tǒng)脫硫效率[16]。部分低于設(shè)計(jì)值99.7%是由于脫硫入口SO2濃度低于設(shè)計(jì)值11583 mg/m3（實(shí)際運(yùn)行脫硫入口SO2濃度在4954.69～13155.43 mg/m3，平均 9249.98 mg/m3）。在燃燒過程中，0.5%～1.5%的SO2會被氧化為SO3，在SCR反應(yīng)器中催化劑的作用下又會有小部分SO2氧化為SO3[17]，當(dāng)SO3排放濃度達(dá)到18～36 mg/m3時(shí)，可能出現(xiàn)“藍(lán)色煙羽”[18-19]。對于該機(jī)組，SCR反應(yīng)器內(nèi)SO2/SO3轉(zhuǎn)化率按設(shè)計(jì)值1%計(jì)算，則生成的SO3濃度為138～231 mg/m3，濃度較高，建議電廠監(jiān)測SO3排放濃度，關(guān)注“有色煙羽”治理技術(shù)。

圖7 脫硫效率分布Fig. 7 Distribution of desulfurization efficiency

3 污染物減排效益

表6和圖8對比了超低排放改造前（2016年1～6月）和改造后（2019年1～8月）大氣污染物排放濃度和排放量。可以看到，改造后SO2、NOx和煙塵平均排放濃度分別為20.76、39.41和5.94 mg/m3， 實(shí) 際 排 放 量 分 別 為 119.97 t、226.59 t和 33.95 t。排放濃度較改造前大幅下降，SO2、NOx和煙塵分別減排92.2%、74.1%和58.3%。

表6 超低排放改造前后主要大氣污染物排放量統(tǒng)計(jì)Table 6 Statistics of air pollutant emissions before and after ultra-low emissions reconstruction

圖8 超低排放改造前后大氣污染物排放濃度對比Fig. 8 Comparison of air pollutant emission concentration before and after ultra-low emissions reconstruction

圖9為該機(jī)組污染物排放強(qiáng)度與火電行業(yè)2019年全國平均排放強(qiáng)度的對比，該機(jī)組SO2、NOx和煙塵排放強(qiáng)度比全國平均排放強(qiáng)度分別低48.7%、7.7%和28.9%。

圖9 主要大氣污染物排放強(qiáng)度與2019年全國平均排放強(qiáng)度對比Fig. 9 Air pollutant emission intensity compared with the national average emission intensity in 2019

根據(jù)電廠提供的部分成本數(shù)據(jù)，估算單位發(fā)電量污染物脫除成本（僅包括投資成本、電耗成本、脫硝還原劑成本和脫硫石灰石成本，未考慮催化劑成本、用水成本、財(cái)務(wù)成本、維修成本、人工成本等）達(dá)0.0616元/(kW·h)（實(shí)際更高），其中以脫硫系統(tǒng)成本最高，為0.047元/(kW·h)。根據(jù)相關(guān)電價(jià)政策，該電廠執(zhí)行0.027元/(kW·h)的環(huán)保電價(jià)（其中，脫硫0.015元/(kW·h)、脫硝0.010元/(kW·h)、除塵 0.002元/(kW·h)）和 0.01元/(kW·h)的超低排放電價(jià)?？梢?，污染物脫除成本遠(yuǎn)高于環(huán)保電價(jià)補(bǔ)貼0.037元/(kW·h)，電廠應(yīng)優(yōu)化運(yùn)行方式（如SCR噴氨優(yōu)化[20]、探索合理的漿液pH值等），以降低運(yùn)行成本。

4 結(jié)論

（1）該機(jī)組采用“SNCR＋SCR脫硝、配高頻電源+旋轉(zhuǎn)電極的雙室五電場電除塵器、采用雙塔雙循環(huán)技術(shù)的石灰石-石膏濕法脫硫（3+5層噴淋）”的超低排放技術(shù)路線，煙囪出口主要污染物濃度能穩(wěn)定達(dá)到超低排放水平。

（2）SCR裝置A、B側(cè)氨逃逸分別為0.03～27.51 mg/m3和 0.02～16.47 mg/m3，超過設(shè)計(jì)值2.28 mg/m3的概率分別為51.86%和45.96%，氨逃逸較大，原因?yàn)槊撓跸到y(tǒng)中濃度場分布不均，脫硝過程中NOx與NH3的單點(diǎn)監(jiān)測結(jié)果不具代表性，應(yīng)盡快開展脫硝系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化，減少氨的耗量與氨逃逸。

（3）脫硫系統(tǒng)一級塔漿液pH值為4.50～5.59，pH值控制較好，二級塔漿液pH值為4.56～7.27，pH值控制偏低，未發(fā)揮出雙塔雙循環(huán)技術(shù)的優(yōu)勢。建議在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，探索合理的二級吸收塔漿液pH值，以減少漿液循環(huán)泵的開啟臺數(shù)，并達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

（4）超低排放改造后SO2、NOx和煙塵平均排放濃度分別為20.76、39.41和5.94 mg/m3，較改造前分別減排92.2%、74.1%和58.3%；SO2、NOx和煙塵排放強(qiáng)度比2019年全國平均排放強(qiáng)度分別減排48.7%、7.7%和28.9%。

（5）污染物脫除成本在 0.0616 元/(kW·h)以上，遠(yuǎn)高于環(huán)保電價(jià)補(bǔ)貼0.037元/(kW·h)，建議電廠優(yōu)化運(yùn)行方式，以降低運(yùn)行成本。