龍維哲

(云南能投曲靖發(fā)電有限公司，曲靖 655000)

0 引 言

NOX、SO2、粉塵是燃煤電廠主要污染物。2014年，國(guó)家提出超低排放的要求：對(duì)于新建燃煤發(fā)電廠大氣污染物排放濃度需基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值；對(duì)于現(xiàn)役30萬(wàn)k W及以上燃煤發(fā)電廠、10萬(wàn)kW以上自備燃煤自備電廠、其他有條件的燃煤發(fā)電電廠，改造后粉塵、SO2、NOX分別不超過(guò)10、35、50 mg/Nm3。目前在我國(guó)火電行業(yè)中多種脫硫脫硝除塵技術(shù)得以運(yùn)用[1-3]，根據(jù)電廠規(guī)模以及實(shí)際情況選擇不同的脫硫、脫硝、除塵技術(shù)，取得的效果不同[4-6]。

某電廠為達(dá)到最新的環(huán)保排放要求，根據(jù)電廠實(shí)際情況，對(duì)煙塵、SO2、NOX進(jìn)行改造方案的探討，提出一套切實(shí)可行的超低排放改造方案，改造后效果顯著，可為同區(qū)域電廠后續(xù)改造提供借鑒。

1 機(jī)組概況

該電廠裝機(jī)容量為4×300 MW，#1、#2鍋爐型號(hào)為DG1025/18.2-Ⅱ8型，#3、#4鍋爐型號(hào)為DG1025/18.2-Ⅱ16型，均是東方鍋爐廠制造的引進(jìn)嫁接型亞臨界自然循環(huán)汽包爐。鍋爐型式為一次中間再熱、單爐膛、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、露天倒U型布置、全鋼架、全懸吊結(jié)構(gòu)燃煤鍋爐。

2 煙氣脫硝技術(shù)簡(jiǎn)介

SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空預(yù)器之間，為高溫高塵布置，催化劑采用板式催化劑，催化劑層數(shù)按2+1模式布置，初裝2層預(yù)留1層。在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、BMCR工況下，在BMCR至50%BMCR負(fù)荷時(shí)，且脫硝裝置入口煙氣中NOX含量為500 mg/Nm3時(shí)，系統(tǒng)單臺(tái)爐氨耗量為0.16 t/h( 設(shè)計(jì)煤種、BMCR 工況)，任何工況條件可滿足脫硝效率達(dá)到75%以上，氨逃逸率控制在3 ppm以內(nèi)，SO2氧化生成SO3的轉(zhuǎn)化率控制在1%以內(nèi)。其余設(shè)備按脫硝效率不小于80%設(shè)計(jì)。煙氣在鍋爐省煤器出口處被平均分成兩路，每路煙氣并行進(jìn)入一個(gè)垂直布置的SCR反應(yīng)器里，即每臺(tái)鍋爐配有兩個(gè)反應(yīng)器。在反應(yīng)器里煙氣向下流過(guò)均流器、催化劑層，隨后進(jìn)入回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器、靜電除塵器、引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)和FGD，最后通過(guò)煙囪排入大氣。NOX、 NH3按1∶1的摩爾比例噴入鍋爐煙氣中,NH3在SCR反應(yīng)器中催化劑的作用下與煙氣中NOX按(1)—(3)化學(xué)反應(yīng)式反應(yīng)，從而達(dá)到降低排煙中NOX含量的目的，其中脫硝裝置進(jìn)/出口煙氣參數(shù)見表1。

4NO+4NH3+O2→ 4N2+6H2O+HEAT

(1)

6NO2+8NH3→ 7N2+12H2O+ HEAT

(2)

6NO+4NH3→ 6H2O+5N2+ HEAT

(3)

表1 脫硝裝置進(jìn)/出口煙氣參數(shù)

3 脫硝系統(tǒng)改造方案

脫硝系統(tǒng)的改造考慮到當(dāng)初設(shè)計(jì)催化劑采用板式催化劑，催化劑層數(shù)按2+1模式布置，初裝2層預(yù)留1層備用，所以采用機(jī)組煙氣脫硝裝置增加備用層及更換第一層催化劑(板式催化劑，其尺寸與原催化劑保持一致，原催化劑模塊尺寸為1 882 mm×954 mm×1 300 mm)；備用層新增4只蒸汽吹灰器、8只聲波吹灰器。機(jī)組煙氣脫硝系統(tǒng)煙氣流場(chǎng)優(yōu)化改造、噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整，機(jī)組脫硝裝置現(xiàn)有催化劑活性檢測(cè)，并提交檢測(cè)報(bào)告，鍋爐60只小風(fēng)門電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)的供貨、安裝、調(diào)試，小風(fēng)門納入DCS 控制。為了降低投資經(jīng)濟(jì)成本，將本機(jī)組機(jī)組更換下來(lái)的催化劑先行存放，待2號(hào)機(jī)組停機(jī)后，安裝到2號(hào)爐的備用層，同時(shí)增加2號(hào)爐備用層4 只蒸汽吹灰器、8只聲波吹灰器。機(jī)組煙氣脫硝噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整：A、B側(cè)脫硝入口及出口斷面NOX濃度測(cè)試，噴氨手動(dòng)門調(diào)整，確保NOX出口排放指標(biāo)最優(yōu)的情況下，氨逃逸不大于3 ppm。

4 脫硫系統(tǒng)改造方案

該電廠4×300 MW機(jī)組脫硫系統(tǒng)采用石灰石—石膏就地強(qiáng)制氧化濕法煙氣脫硫工藝，脫硫裝置按一爐一塔單元布置。每套脫硫裝置的煙氣處理能力為相應(yīng)鍋爐BMCR(Boile MaXimum Continuous Rating，最大連續(xù)蒸發(fā)量)工況時(shí)的100%煙氣量；當(dāng)燃煤含硫量為1.7%時(shí)，脫硫效率高96%。公用系統(tǒng)主要有吸收劑制備及供應(yīng)石膏脫水系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、排空系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)。脫硫副產(chǎn)品—石膏在脫水后含濕量<10%。該機(jī)組在改造時(shí)，參考其設(shè)計(jì)煤種，脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度按照小于35 mg/Nm3設(shè)計(jì)。其煙氣脫硫裝置采用濕法石灰石-石膏脫硫技術(shù)，吸收塔采用液幕塔+噴淋塔相結(jié)合的方式。考慮到經(jīng)濟(jì)成本與脫硫效率等問(wèn)題，此次重點(diǎn)改造其吸收塔區(qū)域。

吸收塔屬于機(jī)組煙氣脫硫裝置的核心，綜合考慮其投資成本，希望在滿足脫硫效率的基礎(chǔ)之上，降低投資，縮短改造周期。為了保證其對(duì)原有吸收塔的改動(dòng)最小，吸收塔不拔高，拆除原系統(tǒng)2層平板式，除霧器更換改造為1級(jí)管式+2層屋脊式除霧器，最下面噴淋層優(yōu)化改造，上面3層噴淋層檢查、修復(fù)，在底層噴淋層與入口煙道之間設(shè)置旋匯耦合裝置，增加湍流器。改造總排口CEMS及粉塵儀系統(tǒng)。脫硫系統(tǒng)改造后參數(shù)見表2。

表2 改造后參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

5 電除塵改造方案

根據(jù)該電廠脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行狀況，機(jī)組除塵設(shè)備煙塵排放30～50 mg/Nm3，無(wú)法滿足最新的排放標(biāo)準(zhǔn)，需進(jìn)行改造。最終電除塵改造方案是將干式靜電除塵器二電場(chǎng)4臺(tái)工頻電源更換為高頻電源；第三、四、 五電場(chǎng)末端增加靜電濾槽收塵裝置及相應(yīng)的配套設(shè)施(新甲振打裝置采用頂部電磁振打，集成入上位機(jī)IPC控制系統(tǒng))，對(duì)機(jī)組干式靜電除塵器上位機(jī)IPC控制系統(tǒng)升級(jí)改造。電除塵系統(tǒng)改造后的參數(shù)見表3。

表3 改造后電除塵參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

6 結(jié)束語(yǔ)

某4×300 MW電廠煤粉爐通過(guò)超低排放改造，綜合考慮其運(yùn)營(yíng)成本與投資成本，吸收塔不拔高，拆除原系統(tǒng)2層平板式，除霧器更換改造為1級(jí)管式+2 層屋脊式除霧器，并且增加脫硝系統(tǒng)備用層反應(yīng)器投用。改造完成后，通過(guò)驗(yàn)收，其脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度按照小于35 mg/Nm3，煙氣脫硝效率均不低90%；脫硝裝置出口NOX濃度低于50 mg/Nm3；NH3逃逸量應(yīng)控制在3.0 ppm以下，SO2/SO3的轉(zhuǎn)化率小于1%，滿足國(guó)家超低排放標(biāo)準(zhǔn)，機(jī)組的安全性與經(jīng)濟(jì)性大大提高。