摘要

針對某電廠現(xiàn)有煙氣排放不能滿足最新超凈排放要求的情況，立足電廠現(xiàn)有煙氣凈化裝置，對4#機組進行了增加一層975mm高度的催化劑層（反應時間由0.3s增加至0.55s）的煙氣脫硝改造；增加一個吸收塔，采用雙塔雙循環(huán)脫硫技術的脫硫改造；在靜電除塵器前增加一個PM2.5團聚系統(tǒng)的除塵改造。根據(jù)國家和地方政府的要求，通過改造，煙氣中NOx、SO2、煙塵達到了超凈排放要求，而且也沒有增加企業(yè)生產成本費用，因此具有實際意義，值得推廣。

燃煤電廠是我國能源消耗大戶及污染物排放主要貢獻者。目前，隨著我國對節(jié)能減排工作的不斷深入，燃煤電廠的煤炭燃燒排放監(jiān)督已愈發(fā)嚴格。2015年12月，國家印發(fā)了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，《方案》要求加快燃煤發(fā)電機組超低排放改造步伐，到2020年，通過相關新的技術手段與設備，使有條件的新建及現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組達到超低排放水平。

1 某電廠改造前煙氣處理工藝設施

某電廠建于90年代，有4臺機組，分別為1#、2#、3#、4#鍋爐，功率皆為340 MW。每個鍋爐配置5臺磨煤機，每臺功率為30t粉煤/h。本次研究選擇4#機組，改造前，機組脫硝裝置采用選擇性催化還原法（SCR）；除塵裝置采用的是雙室六電場靜電除塵器；脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝。生產工藝流程圖，如圖1所示。

1.1 改造前機組煙氣各污染物排放狀況

改造前，4#機組在達標排放情況下，煙氣通過高240m煙囪（現(xiàn)有）排入大氣。2016年1月18日煙塵、SO2、NOx監(jiān)測數(shù)據(jù)，如表1所示。

1.2 改造前煙氣處理各裝置概況及運行中存在的問題

1）脫硝裝置。改造前，該機組采用“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法（SCR）。脫硝技術方案是采用尿素水解法制備脫硝還原劑氨水，氨水按照一定的速度噴射進帶有催化劑的煙氣反應設備中，煙氣中氮氧化物和氨水中的氨發(fā)生化學還原反應，進而得到脫銷，還原成氮氣和水。煙氣停留時間和氨水的噴射量是脫硝效率的主要影響因素。脫硝工藝流程，如圖2所示。

圖1 電廠生產工藝流程簡圖

表1 機組出口煙氣監(jiān)測結果

由機組脫硝裝置自行監(jiān)測數(shù)據(jù)可知，改造前，脫硝效率能滿足現(xiàn)有標準要求，但不能達到超低排放要求。主要原因為：

(1)原有催化劑的高度不能滿足脫硝效率的要求；

(2)噴氨裝置還需要進一步改進，進一步加大氨的噴射量；

(3)稀釋風采用的是熱一次風，易造成堵塞。

2）脫硫裝置。改造前，機組煙氣脫硫采用1爐1塔、煙塔合一排煙技術。在塔體底部直接布置漿液池，在塔體上部設置四層噴淋層。改造前機組脫硫出口SO2濃度基本穩(wěn)定在50mg/Nm3～200mg/Nm3范圍之內，脫硫效率不低于95%，排放出口SO2能達標排放，但不能滿足未來超低排放要求。主要原因為：

(1)吸收塔噴淋層母管和支管因施工質量差，存在噴嘴嚴重磨損及少量脫落，影響脫硫安全穩(wěn)定運行；

(2)吸收塔氧化風機設計壓頭偏小，尤其經長期運行后，故障頻繁，效率下降，軸承溫度高，對脫硫系統(tǒng)影響較大；

(3)塔外循環(huán)管存在局部磨損嚴重，在循環(huán)泵出口大小頭及彎頭變徑處經常發(fā)生漏漿現(xiàn)象；

(4)自脫硫投運以來，脫硫廢水直排入灰漿池，廢水系統(tǒng)一直未投運，且相關管道設施已腐蝕損壞。

圖2 改造前4#機組脫硝工藝流程圖

3）除塵裝置。改造前，機組使用兩臺臥式雙室六電場靜電除塵器，煙氣出口煙粉塵基本上濃度都控制在30mg/m3以下，除塵效率>99%，但外排煙塵仍不能滿足超低排放要求。主要原因為：靜電除塵器去除細小的顆粒物有一定局限性，尤其是對于粒徑在0.1μm～1.0μm的煙塵其除塵效果表現(xiàn)更低。

2 煙氣脫硝、脫硫和除塵系統(tǒng)改造的研究

考慮目前市場上常用的脫硝、脫硫、除塵的改造方法，并基于本電廠煙氣處理系統(tǒng)的實際情況，現(xiàn)對該機組進行如下改造研究。

2.1 煙氣脫硝改造

改造前電廠采用的是低氮燃燒+SCR脫硝工藝，脫硝原設計效率為50%，執(zhí)行NOx的排放限值為200mg/Nm3。根據(jù)最新要求2020年達到排放限值為50mg/Nm3，脫硝率為87.5%。

為了達到超低排放要求，針對前述分析，認為需要增加脫硝裝置的催化劑裝填高度，并加大氨的噴射量，以進一步降低NOx排放濃度。具體措施為：

1)SCR反應器區(qū)改造。

(1)催化劑。加裝一層高度975mm的催化劑（單臺爐體積168m3），第二次為在其達到化學壽命后更換，以后每3年更換一次。同時，增加煙氣在反應器內的停留時間。

(2)吹灰系統(tǒng)。取消蒸汽吹灰器，每層新增1臺聲波吹灰器，并相應調整聲波吹灰高度位置。

(3)氨稀釋噴射系統(tǒng)。每臺爐更換2臺計量模塊，設計出力為132.5kg/h，調節(jié)范圍為10%～120%。

(4)尿素水解系統(tǒng)。需加大處理，更換大的流量計量模塊，氨產量需要達到165kg/h。

(5)流場及渦流混合器。整體更換原稀釋風管道和閥門，更換氨空氣混合器，改造后氨耗量為165kg/h，所需稀釋風流量為4 355Nm3/h。同時，改用冷一次風，并在反應器下部設冷風加熱管道。

2）還原劑存儲及制備。原尿素溶液制備和存儲均能滿足改造后的要求，無需改造。

3）實現(xiàn)全負荷脫硝。根據(jù)現(xiàn)有的統(tǒng)計結果，低于最低噴氨溫度的時間占比約4%，不能滿足98%要求。因此，需要通過拆分省煤器以及省煤器入口加裝旁路煙道、熱水再循環(huán)等技術，提高低負荷時省煤器出口煙溫。

改造后SCR脫硝工藝，如圖3所示。

圖3 改造后4#機組脫硝工藝流程

2.2 煙氣脫硫改造

本工程脫硫改造后要求排放濃度為35mg/Nm3，改造后預期脫硫效率為99.1%。目前改造技術主要有單塔雙循環(huán)技術、雙塔雙循環(huán)技術等。

通過技術經濟比較可知，兩種方案造價及阻力均差別不大。結合本項目的實際情況，充分利用現(xiàn)有設備，并考慮雙塔方案停爐時間較短，可靠性及對硫分適應性更高，本項目優(yōu)先采用雙塔雙循環(huán)技術。具體措施為：

1）原有吸收塔基本無需改造，將原塔作為一級塔，新建塔作為二級塔；

2）在現(xiàn)有吸收塔出口增設臨時煙囪，以減少停爐時間；

3）拆除管式煙氣換熱器（GGH），利用取消GGH位置布置新建吸收塔；

4）每臺爐新建塔徑為13m的二級塔，設置三層石灰水噴淋層，兩層攪拌，每層設置三臺攪拌器用于石灰石漿池攪拌，同時設置兩臺氧化風機，一用一備，用于二級塔漿池氧化。

2.3 煙氣除塵改造

由前文分析可知，現(xiàn)有干式除塵器已增至6電場，煙塵排放濃度已經很接近超凈除塵，但仍不能滿足超低排放要求，主要原因是靜電除塵對這種細顆粒的處理能力比較差。綜合考慮技術可行性、經濟性、現(xiàn)場條件等多種因素，并通過實驗室測試，可以采用更經濟實惠團聚除塵[3]。除塵改造工藝流程，如圖4所示。

圖4 改造后4#機組除塵工藝流程

3 電廠煙氣超凈排放改造實施效果

3.1 改造后污染物排放狀況

2016年12月10日，4#機組已經基本完成超凈改造，正式投入運行。根據(jù)改造要求，4#鍋爐煙氣實現(xiàn)超低排放。鍋爐煙氣通過高240m煙囪（現(xiàn)有）排入大氣，且少量氨逃逸可滿足《惡臭污染物排放標準》（GB 14554-93）。2017年5月4日煙塵、SO2、NOx監(jiān)測數(shù)據(jù)，如表2所示。

表2 機組出口煙氣監(jiān)測結果

3.2 改造后的經濟效益

通過對4#機組脫硝、除塵和脫硫的超凈改造，脫硝系統(tǒng)、脫硫裝置、除塵系統(tǒng)改造增加的靜態(tài)投資分別為836.8萬元、3 682.6萬元、436.9萬元，增加的靜態(tài)發(fā)電單位成本分別約為1.4549元/MWh、6.8332元/MWh、1.2611元/MWh。但是，經過計算分析，通過2017年～2018年改造后的超低排放系統(tǒng)運行，由于超凈改造電價補助為0.010元/度電，且由于排放污染物減少，4#機組的排污費可減少150萬元/年。不但減少污染物排放，也沒有增加企業(yè)生產成本費用，由此可知，對此電廠4#機組的煙氣脫硝、脫硫和除塵系統(tǒng)改造，具有重大意義。

4 結論

綜上所述，針對某電廠現(xiàn)有煙氣排放不能滿足最新超凈排放要求的情況，立足電廠現(xiàn)有煙氣凈化裝置，進行了如下改造：

1）煙氣脫硝改造是增加一層975mm高度的催化劑層（反應時間由0.3s增加至0.55s);

2）脫硫改造是通過增加一個吸收塔，采用雙塔雙循環(huán)脫硫技術；

3）除塵改造是在靜電除塵器前增加一個PM2.5團聚系統(tǒng)。根據(jù)國家和地方政府的要求，通過改造，不但減少污染物排放，達到了超凈排放要求，而且也沒有增加企業(yè)生產成本費用，因此具有實際意義，值得推廣。