火电厂烟气超低排放改造

火电厂烟气超低排放改造

发表时间：2019-09-19T16:55:23.307Z 来源：《当代电力文化》2019年第8期作者：王昌军

[导读] 对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。

徐矿集团新疆阿克苏热电有限公司新疆阿克苏 843000

摘要：利用相应的技术对电厂排放的烟气污染物进行脱硫脱硝处理，从而有效降低火电厂排放的烟气对大气环境造成的污染程度，是燃煤电厂达到相对节能环保的生产目标必须要做的事。本文对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。

关键词：电厂；烟气；脱硫脱硝技术；应用研究

1超低排放改造的必要性分析

为贯彻落实环境保护部、国家发展改革委、国家能源局要求，进一步提升煤电高效清洁发展水平，持续改善新疆地区大气环境质量，全面推进燃煤电厂超低排放和节能改造。该工作方案中明确了超低排放改造目标：全疆单机30万千瓦及以上的燃煤发电机组，以及各大气联防联控区及环境同治区域内10万千瓦及以上的自备燃煤发电机组，全面实施超低排放和烟气脱硝全工况运行。完成超低排放改造的机组，在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。

2改造主要技术原则和技术路线

本次环保改造的总体目标：排放指标达到粉尘≤10mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOX≤50mg/Nm3。本项目可行性研究阶段估算静态投资为13800万元，本工程的建设和运行不会对当地的生产和生活产生不利影响。相反，该项目的实施有助于改善当地排放水平，减少环境污染，对当地的经济发展和社会和谐稳定具有促进作用，具有良好的经济合理性和社会适应性。

（1）除尘改造：机组除尘器提效改造+脱硫装置除尘提效，使排放指标满足改造目标要求；

（2）脱硫改造：改造成一炉一塔，新增1套脱硫塔及原有脱硫塔增效，取消了脱硫增压风机，与锅炉引风机合并设置，并优化脱硫系统烟道布置。

（3）脱硝改造方案；在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂。

（4）全负荷脱硝；锅炉实际最低稳燃负荷下，可不做改造。机组负荷30%时，通过调整机组运行措施或通过烟气侧改造提高脱硝装置入口烟温，实现全负荷脱硝。

3除尘超低排放技术路线

目前，烟尘超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物。因此除尘技术选择一般包括烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，称之为一次除尘技术，主流技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘技术；脱硫后对烟气中颗粒物的再次脱除或烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除，称之为二次除尘或深度除尘技术，脱硫后对烟气中颗粒物的脱除主要采用湿式电除尘器，脱硫过程中对颗粒物的协同脱除主要采用复合塔脱硫技术，并采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置。为降低造价，最大限度利用原有设备，减少对原有设备拆除，缩短改造工期，合理降低改造成本。本次烟尘超低排放改造拟采用“一次除尘（机组除尘器）+二次除尘（脱硫装置协调除尘）”的技术路线。

4脱硫系统除尘提效改造

通过对脱硫塔除尘除雾机理的研究了解到，脱硫塔出口烟气的烟尘来自两部分：一是烟气中残留飞灰部分，二是烟气液滴中所含固体颗粒物，见图1。

湿法脱硫塔要实现高效除尘除雾，需从两方面着手，既要增加了烟气与循环浆液的接触面积和混合强度以提升脱硫塔自身的除尘能力，同时也要配置高效除雾器，降低排放烟气的液滴含量。根据现有的高效除尘除雾脱硫塔投运情况，不同的高效除雾器需配合不同的脱硫塔技术，在保证脱硫效率前提下，实现高效协同除尘。本次脱硫超低排放改造可采用托盘喷淋复合塔技术或旋汇耦合喷淋复合塔技术，均可实现SO2超低排放（≤35mg/Nm3）。与该两种高效脱硫技术匹配的除尘除雾技术分别为高效组合除雾器（一级管式+两级屋脊式）和管束除尘除雾器。经咨询厂家，“托盘喷淋塔+高效组合除雾器”方案除尘效率约70%，脱硫塔出口液滴含量约50mg/Nm3；“旋汇耦合喷淋塔+管束除尘除雾器”方案除尘效率约80%，脱硫塔出口液滴含量约20mg/Nm3。结论本次烟尘超低排放改造，烟囱出口烟尘排放浓度

≤10mg/Nm3（标态，干基，6%O2），全厂综合除尘效率为99.96%，依靠机组除尘器和脱硫装置一并协同实现。

5脱硝提效改造

本次脱硝提效改造方案为在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂，与原有两层催化剂一起对烟气进行脱硝净化，实现NOx排放浓度

≤50mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。结合业主对现有两层催化剂的运行情况介绍，为保证脱硝超低排放改造效果，本次改造拟更换现所有催化剂，每台炉拆除催化剂体积约187m3，每台炉新增催化剂体积约280m3。单台锅炉脱硝纯氨耗量为约85kg/h。整个SCR装置烟气阻力约1000Pa。经本次超低排放改造后，单台锅炉脱硝氨耗量为约85kg/h，与改造前比较，单台炉氨耗量增加3kg/h。经核算，目前已有脱硝还原剂贮存、制备、供应系统可以满足改造后脱硝还原剂贮存、制备、供应要求，无需改造或增加设备。考虑新疆地区危废运输成本高，五联单办理周期长，且本次改造工期紧张。另外，催化剂磨损情况现在尚未清楚，存在一定风险。因此，本阶段对现有两层催化剂的更换方式

暂采用全新采购的方式。

6全工况脱硝

结合本次脱硝装置提效改造，在锅炉实际最低稳燃负荷下，脱硝装置入口烟温约300℃，脱硝装置可正常运行，NOx可实现超低排放。在机组负荷30%时，脱硝装置入口烟气量约30万Nm3/h（单台炉），烟温约270℃，通过改造，提高烟温至300℃以上，实现脱硝装置正常运行，NOx实现超低排放。结合宽负荷脱硝技术方案，可采取以下全工况脱硝改造措施：本工程已设有邻炉加热系统，当机组启动时，提高炉底加热蒸汽压力和温度，提早投入炉底加热，在炉水加热到饱和温度时启动引风机用炉水温度加热空气，通过空气来加热锅炉其它受热面和催化剂处的温度。在炉底加热将炉水加热到140℃时自然循环基本已建立，可将现在用的微油油枪雾化片减小，但对油质要求较高。为防止杂质堵塞雾化片须对油罐存油进行过滤。启动磨煤机后可以适当将给煤量增大同时投入四根粉管尽快将锅炉温度升高不用担心汽包壁温差增大，这项操作不但节省了用油量而且减少了点火时间。尽早投入除氧器加热，来提高给水温度，减少给水对烟气的吸热提高烟温。将高温烟气引出位置由现省煤器前（烟温约325℃）改造至低温过热器前（烟温约460℃），抽取约25%的高温烟气与省煤器出口烟气混合（烟温约270℃），混合后的烟气温度提高至300℃以上。经咨询厂家，该烟气旁路改造方案初投资约400万元/炉。采用宽温度窗口催化剂，提高催化剂低温活性。通过上述各方案可实现烟气污染物超低排放，即烟尘排放浓度≤10mg/Nm3，SO2排放浓度≤35mg/Nm3，NOx排放浓度≤50mg/Nm3，以及全工况脱硝。结束语：

综上所述，本次改造内容多，系统复杂，因此在设计中更要精心考虑，作好节约和合理利用能源的工作。本工程通过优化设计，采取一系列切实有效的节能措施，降低初投资，降低电耗，为执行国家的能源政策、实现建设节约型社会的目标做出了应有的贡献。从工程设想方案来看，各主要专业均进行了多方案论证，并加深了设计深度，既考虑了本工程的实际情况，又结合了当前的技术经济政策，各设想方案及其组合是切实可行的。从环境保护来看，本工程各项污染物排放均满足国家标准的要求，烟气污染物达到超低排放水平。废污水经工业废水集中处理站和生活污水处理站处理达标后，回收复用。电厂噪声经采取防治措施后能满足国标的要求。参考文献

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