DQZHAN技術(shù)訊：超低排放技術(shù)在我國燃煤電廠的應(yīng)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(shù)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(shù)和脫硫深度除塵技術(shù)，以期為我國燃煤電廠**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(shù)，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(guān)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(guān)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(wù)提前至2017年;改造范圍由東部地區(qū)擴展到國內(nèi)。
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(shù)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(shè)計效率不低于80%，SCR反應(yīng)器催化劑2+1設(shè)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**、三層噴淋層下方各加裝一層壁環(huán);提高液氣比維持原設(shè)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(yù)留第五層噴淋層和循環(huán)泵位，應(yīng)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**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(shè)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(shè)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(shù)，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(shè)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(jié)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(shù)，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(yīng)站;鍋爐空預(yù)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(shè)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(shè)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(shè)，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。基于煙氣協(xié)同處理技術(shù)路線的超凈排放系統(tǒng)也實現(xiàn)了同步投運。脫硫設(shè)計效率：≥98.8%;二氧化硫排放濃度：≤35rrlglm;脫硝設(shè)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(jié)論
目前，國內(nèi)相關(guān)環(huán)保企業(yè)通過自主研發(fā)、技術(shù)引進等方式，基本掌握了超低排放技術(shù)的核心技術(shù)，并已示范應(yīng)用證明技術(shù)可行，但目前超低排放技術(shù)示范工程運行時間尚短，可靠性將在運行中進一步驗證。
