肖振清

（神華（福州）羅源灣港電公司，福建 連江 350512）

某發(fā)電公司百萬機組離省會城市27 km，屬于電網(wǎng)負荷中心區(qū)域，二期工程建設(shè)2×1 030 MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，貧煤為設(shè)計煤種，分別于2012年3月和7月建成投產(chǎn)；脫硝采用以TiO2為催化劑的SCR脫硝法；原設(shè)計布置2層，預(yù)留1層；除塵器采用福建龍凈化環(huán)保股份有限公司生產(chǎn)的2電場+2電袋的復(fù)合除塵器；脫硫采用石灰石-石膏濕法脫硫法，不設(shè)GGH。

1 煤電機組排放污染物控制現(xiàn)狀

1.1 環(huán)保標準的變化

2015年以來，某地區(qū)在經(jīng)濟高速發(fā)展的同時遭受了霧霾帶來的嚴重空氣污染。隨著空氣質(zhì)量的惡化，霧霾天氣增多，已經(jīng)對人民的健康生活和當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展造成嚴重影響，霧霾天氣的治理越來越迫切。對于全國范圍內(nèi)集中爆發(fā)的大規(guī)模污染天氣，國家發(fā)展和改革委員會出臺了史上最嚴厲的煤電機組新排放標準，要求在2020年前全國范圍內(nèi)的煤電機組完成超潔凈排放升級工作。環(huán)保新標頒布后，煤電機組面臨重大考驗。能否達標并實現(xiàn)正常運行，成為火電企業(yè)經(jīng)營過程中頗為關(guān)切的工作，加大環(huán)保設(shè)備的投入、選擇更為新型的高效環(huán)保設(shè)備成為火電廠環(huán)保升級改造的關(guān)鍵。

1.2 超潔凈排放技術(shù)的發(fā)展

2013年以前，國內(nèi)煤電機組因認知上的差異，在煙氣排放控制技術(shù)上沒有考慮協(xié)同方式的應(yīng)用，新建項目的環(huán)保島普遍采用脫硝+電除塵+脫硫裝置的簡單處理方式[1]。

隨著如今排放指標壓力的增大，為了突破環(huán)保污染物治理過程中的技術(shù)瓶頸，脫硝+電除塵+脫硫裝置+濕式電除塵的技術(shù)路線成為滿足超潔凈排放升級的一種行之有效的技術(shù)選擇，諸多新建、改擴建項目均考慮了該技術(shù)。

1.3 技術(shù)路線的選擇

研究發(fā)現(xiàn)，濕式電除塵器可以有效去除粉塵、微細顆粒物和單質(zhì)汞等，達到國家相關(guān)環(huán)保要求，但因其增加了用水量、耗堿量、排污水量等，新建電廠和改造電廠需針對本區(qū)域的水文資料、廢水處理情況、運行成本等多種因素進行綜合分析。在吸收塔后布置濕式電除塵，噴淋層霧化漿液對1.0～2.5 μm的粉塵去除率較低，無形增加了吸收塔的負擔，當含塵量達到一定數(shù)量級后，吸收塔的工作效率下降，粉塵中的堿金屬物質(zhì)會抑制原煙氣與漿液反應(yīng)，造成漿液中毒的現(xiàn)象。再者，濕式電除塵的含塵廢水需要進行再次處理，增加了投資和處理難度[1]。

鑒于上述原因，本工程完全利用機組現(xiàn)有的（脫硝設(shè)備+電袋除塵設(shè)備+脫硫設(shè)備）設(shè)備組合，通過局部升級改造的方法同樣可以達到國家環(huán)保新規(guī)的要求。在以貧煤作為設(shè)計煤種的超潔凈排放技術(shù)升級的過程中，該發(fā)電公司首創(chuàng)了一種有別于其他同類型機組的超潔凈排放方法。

1.4 新型排放技術(shù)實施后的優(yōu)勢對比

投資方面，濕式電除塵投資成本高，回收周期長，整體項目全部費用比他方法高出50%。運行方面，新方法改善了吸收塔原煙氣的入口含塵量，為穩(wěn)定脫硫提供有力的保障，保證了設(shè)備運行安全和穩(wěn)定，延長了使用周期和壽命，源頭上防止了漿液中毒的發(fā)生。收益方面，濕式電除塵的含塵廢水需要經(jīng)過二次處理才能加以利用，投資成本大，回報率較低；通過升級電除塵，處理后的干灰可以直接利用，產(chǎn)生的經(jīng)濟效益直接。

2 新技術(shù)的應(yīng)用過程

2.1 技術(shù)路線的選擇

目前，國內(nèi)燃煤電廠處理氮氧化物、煙塵和二氧化硫的環(huán)保設(shè)備呈現(xiàn)多樣性；經(jīng)過多次分析，結(jié)合減排效果、投資成本、實施工期和質(zhì)量控制等考慮，百萬機組單位提出了以下技術(shù)路線：SCR脫硝技術(shù)（增加單層催化劑）+超凈電袋除塵器+脫硫系統(tǒng)優(yōu)化改造+高效除霧器技術(shù)。

2.2 升級前重要技術(shù)參數(shù)

2.2.1 煙氣中污染物成分參數(shù)

污染物各成分占比為：SO335.7 mg/Nm3、F（HF）20 mg/Nm3、Cl（HCl）50 mg/Nm3。含油濃度為 20 mg/Nm3。

2.2.2 煤質(zhì)數(shù)據(jù)

水分為8.9%、揮發(fā)分為13.9%，灰分為26.35%，發(fā)熱量為21 582 kJ。

2.2.3 吸收塔原設(shè)計基本情況及相關(guān)數(shù)據(jù)

設(shè)計壓力5 000 Pa、含氯量＜20 g/L、漿液循環(huán)停留時間4.08 min、塔總高39.61 m、噴淋層層數(shù)和間距分別為5層與2 m、吸收塔直徑20.5 m、漿池容積2 852 m3、漿液泵配置5臺，流量10 356 m3/h，揚程分別為19、21、23、25、27m，功率分別為900、900、1 000、1 120、1 250 kW。氧化風(fēng)機配置為6臺，風(fēng)量為4 186 Nm3/h，壓力為98 kPa，功率為200 kW[2]。

2.2.4 除塵原設(shè)計基本情況及相關(guān)數(shù)據(jù)

效率為99.90%，每臺電除塵器室數(shù)/電場為2/2，入口煙溫為90～180℃，入口濃度≤2.22 g/m3，出口濃度≤30 mg/m3，煙氣量5 273 395 m3/h，漏風(fēng)率＜1.5%，總功率為2×920 kW。

2.2.5 脫硝原設(shè)計基本情況及相關(guān)數(shù)據(jù)

脫硝效率≥70%，阻力≤6 000 Pa，氨逃逸率≤3 μg/L，入口濃度650 mg/Nm3、轉(zhuǎn)化率≤1.0%，催化劑層數(shù)為2+1（預(yù)留）。

2.3 升級過程

2.3.1 脫硫系統(tǒng)優(yōu)化

脫硫系統(tǒng)升級時，吸收塔噴淋層與除霧器之間需加高4 m，將原有的2級屋脊式+1級管式除霧器改造成3級屋脊式凝并式除霧器，凈煙氣液滴含量不超過20 mg/m3；本次不增加噴淋層數(shù)，吸收塔循環(huán)泵按利舊考慮，對噴淋層支管進行改造，更換噴淋層噴嘴，每層噴嘴數(shù)由112個增加到256個，更換的噴嘴選用空心錐噴嘴，采用下沉式布置，改造后噴淋層覆蓋率不小于300%；每塔設(shè)置2個提效環(huán)，設(shè)置一套氣液再平衡器；更換2臺氧化風(fēng)機，更換后，每塔氧化風(fēng)機按2運1備運行，單臺風(fēng)量由4 800 m3/h提高到9 750 m3/h，并改造氧化空氣管及其閥門和吸收塔氧化空氣噴槍[2]。

2.3.2 除塵和脫硝系統(tǒng)設(shè)備優(yōu)化

復(fù)合除塵器此次升級后采用了3電場+2布袋形式，設(shè)備在原有的基礎(chǔ)上增加1袋區(qū)；根據(jù)《火電廠鍋爐煙氣袋式除塵器濾料濾袋技術(shù)條件》（DL/T 1175—2012）要求，更換了原復(fù)合除塵器中電袋的相關(guān)輔助設(shè)備，其中基布采用PTFE，濾料采用混紡工藝，30%超細PPS+20%常規(guī)PPS+20%超細PTFE+30%常規(guī)PTFE 30%超細PPS+20%常規(guī)PPS+20%超細PTFE+30%常規(guī)PTFE，PPS采用進口原料，PTFE纖維不低于50%，克重680g/m2，并將原工頻電源改為高頻電源，優(yōu)化了凈煙道，電袋除塵器的鋼結(jié)構(gòu)進行了校核補強[2]。

SCR脫硝系統(tǒng)增加了一層催化劑，催化劑采用TiO2。其中，催化劑層由原來的2+1（備用）層形式變?yōu)?層。

2.4 升級后設(shè)備的說明

脫硝裝置通過增加催化劑層升級，提高了脫硝裝置的效率，增強了反應(yīng)區(qū)的活性，降低了煙氣中NOx的含量；電除塵升級后，處理煙氣含塵的能力大幅度提高，出口排放指標控制明顯，在機組的任何工況下（包括初期的煤油混燒階段）始終能保持電除塵出口的煙塵濃度≤10 mg/m3；由于電除塵效率升級，吸收塔入口的煙塵濃度始終處于較低的水平，減輕了吸收塔的工作壓力，保證了其工作效率，提高了設(shè)備的穩(wěn)定性和可靠性；由于設(shè)備的變更和升級，F(xiàn)GD系統(tǒng)總阻力增加了340 Pa，升級后的脫硫系統(tǒng)總阻力＜1 940 Pa（脫硫BMCR工況），其余脫硫相關(guān)參數(shù)滿足設(shè)計要求[3]。

3 考核試驗數(shù)據(jù)的分析

本工程委托第三方機構(gòu)分別于2016年6月3-7日和2016年5月25-30日完成了3#和4#機相關(guān)數(shù)據(jù)測試工作，所測數(shù)據(jù)均全部滿足以下標準值要求，如表1所示。

表1 性能考核試驗數(shù)據(jù)與標準值對照

漿液循環(huán)泵優(yōu)化配置試驗如下。3#機組停運3A漿液循環(huán)泵時，凈煙氣SO2濃度為25.60～26.59 mg/Nm3（標態(tài)，6%O2），達到性能保證值小于35 mg/Nm3的要求。此時，原煙氣實際SO2濃度為1 550～1 820 mg/m3，脫硫入口SO2濃度相對較高，系統(tǒng)具備優(yōu)化條件[3]。

4#機停運4A漿液循環(huán)泵時，凈煙氣SO2排放濃度為24.80～31.01 mg/Nm3（標態(tài)，6%O2），達到性能保證值小于35 mg/Nm3的要求。此時，原煙氣實測SO2濃度為2 100～2 230 mg/Nm3，脫硫入口SO2濃度較高，同樣系統(tǒng)具備優(yōu)化條件。運行過程中，脫硫運行人員要密切關(guān)注凈煙氣SO2排放濃度，及時調(diào)整吸收塔液位和pH值等參數(shù)。

4 超潔凈排放升級效果及效益分析

通過此次現(xiàn)役機組的控制排放物的改造，目前已經(jīng)達到甚至超過燃機排放標準，大大緩解了火力發(fā)電廠的環(huán)保壓力，產(chǎn)生了客觀的社會價值和經(jīng)濟效益。目前轄區(qū)內(nèi)的煤電機組排放壓力日益增大，原設(shè)計已經(jīng)不能滿足新規(guī)要求。此次的設(shè)備升級結(jié)合當前環(huán)保升級新技術(shù)和自身設(shè)備情況，在百萬機組實施超潔凈排放過程中，探索出一種新型超潔凈排放技術(shù)方案。實踐證明，該技術(shù)既可以滿足煤電機組的國家新指標要求，又給企業(yè)創(chuàng)造了費用節(jié)約、環(huán)保電價、輔助產(chǎn)品收益等幾個方面的增長點。

超潔凈排放技術(shù)實施后，從試驗數(shù)據(jù)分析可知，其完全達到超潔凈排放要求。通過合理選擇方案，設(shè)備投資成本降低近50%。系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計減少了運營成本，機組NOx、SO2、粉塵的年排放量將大幅度削減，機組的潛能進一步被挖掘。自2016年7月二期1 000 MW機組順利通過國家超潔凈排放改造驗收后，每度電按某省煤電機組標桿電價0.355 1元/（kW·h）計算，超潔凈排放機組國家補貼0.01元/（kW·h），投資當年即可回收成本。