超低排放技術在我國燃煤電廠的應用

　　摘要：介紹了國內(nèi)目前已實現(xiàn)“超低排放”的燃煤電廠的改造方案和改造效果。包括脫硝方面的低氯燃燒技術和寬負荷投運改造方案以及脫硫方面的增容改造方案、除塵方面的濕式電除塵技術和脫硫深度除塵技術，以期為我國燃煤電廠全面實施“超低排放”提供參考。

　　目前，燃煤煙氣超低排放改造主要采取的方法是對現(xiàn)有的脫硝、除塵和脫硫系統(tǒng)進行提效，采高效協(xié)同脫除技術，使主要污染物排放濃度達到天燃氣燃氣輪機組的排放標準。

　　2014年9月，國家相關部門發(fā)布《煤電節(jié)能減排升級改造行動汁劃(2014—2020年)》，要求：“東部地新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區(qū)新建機紕原則上二接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值”。并明確：基準氧含量6%條件下，PM、SO、NOx排放濃度分別不島于10mg/m、35mg/m、50mg/m’。隨后，環(huán)保部《關于編制“十三五”燃煤電廠超低排放改造方案的通知》要求：原計劃2020年完成的超低排放改造任務提前至2017年;改造范圍由東部地區(qū)擴展到全國。

　　本義對已實現(xiàn)“超低排放”的4個電廠分別進仃介紹，并分析廠其改造技術和改造效果。

　　1上電漕涇電廠2號機組(1000MW)煙氣超低排放項目

　　1.1改造措施

　　1.11脫硝改造

　　增加1層催化劑。原設計效率不低于80%，SCR反應器催化劑2+1設置;運行初期布置2層催化劑，20l3年增加第三層，實際運行脫硝效率不小于85%，氨逃逸高于2ppm。

　　寬負荷脫硝改造。在原鍋爐給水管道中抽頭形成一路省煤器旁路，在機組負荷低于480MW時.部分給水走旁路，以減少省煤器吸熱量提島蛻徜系統(tǒng)入口煙溫，使煙溫不小于320°C。脫硝系統(tǒng)保持低負荷工況下繼續(xù)投運，確保鍋爐NOx排放始終低于30mg/Nm3，優(yōu)于50mg/Nm3燃機排放標準。

　　1.1.2脫硫除塵方案

　　脫硫增效措施。新增雙相整流裝，在第二、三層噴淋層下方各加裝一層壁環(huán);提高液氣比維持原設計4層噴淋，第三、四層噴淋層擴容，循環(huán)泵流量由9400m3/h提高為13800m;氣流分布優(yōu)化;預留第五層噴淋層和循環(huán)泵位，應對對煤質(zhì)變化

　　高效除霧措施。保留原二級屋脊式除霧器，增一級屋脊式除霧器;除霧器人口氣流均布優(yōu)化：改造吸收塔出口煙道，優(yōu)化除霧器出口氣流均布。

　　協(xié)同除塵措施。雙向整流裝慢化微細顆粒物洗滌與脫除;優(yōu)化流場，提高除霧效果，降低漿液排放。

　　1.1.3增設濕式電除塵器

　　配置2臺板式、臥式、濕式電除器。濕式電除塵采用連續(xù)沖洗方式，排污水回用至脫硫系統(tǒng).設計除塵效率≥75%，PM2.5去除率≥75%;除塵器出口煙塵排放保證值≤4.5mg/Nm;多污染物協(xié)同控制方面，漿液滴去除率>75%、SO3去除率牢≥60%、Hg、CPM協(xié)同脫除。

　　1.2運行效果

　　漕涇電廠2號機組煙氣沽凈排放示范工程項目于2014年6月l5日開工，9月12日停機，停機70d，于11月19日竣工，歷時158d，投運后滿負荷工況運行數(shù)據(jù)為：粉塵1.49mg/Nm3;SO2濃度8mg/Nm3;氮氧化物22mg/Nm3;PM2.5顆粒物0.45mg/Nm3;三氧化硫2.08mg/Nm3;總汞1.35mg/Nm3。

　　2北侖電廠7號機組(1000MW)超低排放改造

　　2.1改造措施、

　　脫硫改造。采用單塔雙循環(huán)技術，異地重新立塔，脫硫效率提高到99.5%以上，SO：排放濃度達到10mg/Nm3左右。

　　脫硝改造。通過低氮燃燒器改造+脫硝催化劑增加備用層催化劑，使效率提高到87%，NO排放濃度小于40mg/Nm3。

　　除塵改造。增設豎流式濕式電除塵器，進一步脫除細顆粒煙塵80%以上，出口煙塵濃度小于4mg/Nm3。同步有效收集微細顆粒物(PM2.5粉塵、SO，酸霧、氣溶膠)、重金屬(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有機污染物(多環(huán)芳烴、二惡英)等。

　　通過一系列系統(tǒng)優(yōu)化措施，改造后在THA工況下，煙風系統(tǒng)阻力只增加310Pa，引風機在改造后能耗只增加650kW，超低排放改造后機組能耗只增加2900kW。

　　2.2改造效果

　　改造前脫硫出15煙塵濃度為22～29mg/Nm3。;出15SO2濃度為8O～100mg/Nm3。脫硝出口NOx排放濃度為70~130mg/Nm3;改造前煙塵、SO2、NO排放均不能達到燃機排放限值。

　　改造后7號機組排放出的每標立方米煙氣中的二氧化硫、氮氧化物、煙塵含量分別為3.1mg、44.1mg、2.3mg。

　　3定洲電廠二期2~660MW超臨界空冷機組近零排放改造

　　3.1改造方案

　　寬負荷脫硝改造。將脫硝裝置SCR人口省煤器拆除27%移至SCR出口，提高低負荷SCR入口溫度，滿足活性要求。

　　低溫省煤器改造。利用煙氣余熱加熱凝結水，提升電除塵的脫塵能力，同時具有節(jié)能效果。

　　電除塵三相電源改造。電除塵電源電壓由6萬伏提升到8萬伏，增強電除塵器脫塵能力。

　　脫硫系統(tǒng)提效改造。加一層噴淋層，除霧器升級，提升效率到98.5%以上。

　　加裝濕式除塵器強化除塵，深度脫除PM2.5、PM10等污染物;利用凈煙氣煙道、濕煙囪冷凝液收集技術，回收濕煙囪中排放的煙氣水滴。

　　3.2改造效果

　　定電公司3號機組歷時79d完成“近零排放”改造;4號機組歷時70d完成“近零排放”改造。改造后粉塵排放濃度<3mg/Nm;二氧化硫排放濃度<10mg/Nm3。;氮氧化物排放濃度<20mg/Nm3。

　　4華能長興電廠2臺660MW高效超超臨界燃煤機組超低排放改造

　　4.1改造方案

　　新增脫硝系統(tǒng)。采用二層催化劑的SCR系統(tǒng);鍋爐省煤器分級改造;采用液氨降壓供應站;鍋爐空預器防腐改造。

　　脫硫系統(tǒng)改造。脫硫塔內(nèi)增至5層噴淋層;取消煙氣旁路;取消增壓風機;增設石灰粉的漿液增強系統(tǒng);保留GGH，改造其密封系統(tǒng)。

　　新增濕式電除塵系統(tǒng)。在脫硫塔凈煙氣出口增設濕式電除塵系統(tǒng);配套增加除塵噴淋循環(huán)系統(tǒng);配套增加加堿系統(tǒng)。

　　鍋爐風煙系統(tǒng)改造。引風機擴容改造;原有電除塵強度加固;爐后尾部煙道防腐范圍擴大。

　　4.2改造效果

　　工程20l3年3月20日開工建設，2014年l2月17日、29日兩臺機組分別通過168h試運，投入商業(yè)運行?；跓煔鈪f(xié)同處理技術路線的超凈排放系統(tǒng)也實現(xiàn)了同步投運。脫硫設計效率：≥98.8%;二氧化硫排放濃度：≤35rrlglm;脫硝設計效率：≥87%;氮氧化物排放濃度：≤50mg/rn;濕式除塵效率：>I70%;煙塵排放濃度：≤5mg/m。

　　5結論

　　目前，國內(nèi)相關環(huán)保企業(yè)通過自主研發(fā)、技術引進等方式，基本掌握了超低排放技術的核心技術，并已示范應用證明技術可行，但目前超低排放技術示范工程運行時間尚短，可靠性將在運行中進一步驗證。