（广东大唐国际潮州发电发电有限责任公司 广东省潮州市 515700）
摘要：火电厂污染物主要包括：烟尘、氮氧化物、硫氧化物，超低排放控制技术路线主要包括：低氮燃烧器、脱硝装置、湿式电除尘、低低温电除尘以及高效脱硫设施。针对超净排放的要求以及各电厂的实际情况，进行可行性分析后采取适合该电厂的改造路线，将经济效益与环保效益相结合，达到最优改造方案。
关键词：低氮燃烧器、湿式电除尘、脱硝装置、低低温电除尘、脱硫装置、吸收塔
0引言
随着我国环境污染形势日益严峻，大气污染日趋严重，国家对环保工作重视逐渐加强。其中，火电厂的污染物排放控制是其中的一项重要工作。2011年颁布的《火电厂大气污染排放标准》规定了燃煤电厂大气污染物特别排放限值，而在2014年，由国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划》中，规定了更加严格的大气污染物排放限值：要求东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3。
随着火电行业更加严格的大气污染物排放限值的颁布，燃煤电厂掀起了超净排放改造的热潮，本文以某电厂超净排放改造为例，主要研究超净排放技术路线及改造后大气污染物的排放情况。
1影响污染物排放的因素
1.1煤的挥发分（Vdaf）影响
燃煤的挥发分影响着火温度、稳燃能力以及燃尽率，挥发分越高的煤，着火温度越低、稳燃能力越好且燃尽率越高。目前主流技术普遍采用的空气分级低NOx燃烧方式：通过空气分级，使着火初期氧量小于化学完全反应所需的当量，在燃料富集而氧量欠缺的弱还原性化学氛围下，抑制NOx生成并还原部分已经生成的NOx。空气分级幅度越大，抑制NOx生成效果越好，但是影响煤粉的燃尽。
因此入炉燃煤要有较高的挥发分，才能满足低NOx排放和燃尽效率两方面的平衡。
1.2煤的含硫量（Sar）影响
煤中的硫分为两类，一类是可燃硫，另一类是以盐类型式存在灰分中的不可燃硫。可燃硫在高温燃烧后生成SO2和少量SO3，其中SO2排放是国家环保标准严格控制的污染物之一。烟气中SO2的含量基本与原煤中的可燃硫含量成正比，因此煤的含硫量越高，烟气中SO2的含量越高，要满足SO2排放浓度控制，需要的脱硫效率越高。
1.3煤的灰分（Aar）影响
燃煤中灰分越高，烟气中的粉尘含量越高，同样的粉尘排放浓度限值下，需要的除尘效率越高。按照目前的除尘技术水平，只要技术方案合理，基本可以达到国家环保标准或者更严格的超低排放标准。
1.4煤的低位发热值（Qnet，ar）影响
燃煤的发热值与污染物排放没有直接关系，但是发热值越低，同样锅炉蒸发量出力下需要更多的燃煤，则排放的污染物与燃煤量成正比关系增加。
2改造前运行状况
2.1脱硝系统运行状况
改造前机组采用的低氮燃烧技术，运行状况较好，SCR入口NOx浓度约为300mg/Nm³。效率维持在80%左右，SCR出口NOx浓度为60mg/Nm³左右，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223–2003）要求，但是不满足超低排放要求，即NOx排放浓度≤50mg/Nm³的要求。原有脱硝运行状况如下图。
2.2烟尘排放现状
2.2.1除尘装置运行状况
该电厂机组在除尘器及脱硫投运时，脱硫出口出口粉尘排放运行情况如下：
从上图可以看出，烟囱出口粉尘排放浓度基本在20mg/Nm3以内。
该电厂于2015年11月份根据《固定污染源排气中颗粒物测定与气体污染物采样方法》和《固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）》对机组采样测试。测试结果如下：
从测试结果可以看出，机组的电除尘出口粉尘浓度在30~40mg/Nm3以内，烟囱出口环保监测点的烟尘排放浓度在20mg/Nm3以下，满足GB13223-2003排放限值要求，但不能满足现行国家标准GB13223-2011排放限值要求，距“超低排放”所要求的10 mg/Nm3以下有较大的差距。
2.3 SO2排放现状
2.3.1脱硫系统运行状况
原有机组脱硫系统设计效率为95%，脱硫塔为4层喷淋层的常规喷淋空塔技术。脱硫系统排放状况为：当入口燃用校核煤种，即收到基Sar=0.8时，入口SO2浓度为2200 mg/Nm3时，脱硫系统出口SO2排放值约为110mg/Nm3。脱硫系统设计有4台浆液循环泵及4层喷淋层，在设计条件下，FGD设计入口SO2浓度为1508mg/Nm3（干基，6%氧，设计煤种），2200mg/Nm3（干基，6%氧，校核煤种），脱硫吸收塔（含除雾器）阻力数值为1150Pa。下图机组实际运行情况。
从上面曲线图可以看出，机组较常用的煤种脱硫系统入口SO2浓度约为1000mg/Nm3，此时出口浓度约≤90 mg/Nm3左右，基本与设计效率相符。
3改造项目
3.1脱硝系统改造部分
脱硝系统改造主要有两个部分，一部分备用层加装催化剂，另一部分是备用增加吹灰器。
3.1.1催化剂
脱硝改造为新增一层催化剂，催化剂装设到原有SCR预留层内，催化剂选用平板式脱硝催化剂，每台反应器每层布置110个催化剂模块。每个模块内包含16个催化剂单元。
3.1.2声波吹灰器
原有SCR系统备用层增加声波吹灰器。单个反应器每层7台，每台机组共计2个反应器，合计增加14台声波吹灰器。增加相应压缩空气管路。
3.2电除尘部分
本次超洁净排放改造将A、B侧电除尘器三电场各6台整流变进行高频电源改造为HFR-Ⅲ高频电源。高频高压整流电源（简称高频电源）是新一代的电除尘器供电装置。电除尘器高频电源是利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流是一系列窄脉冲构成，可以给电除尘器提供具有从接近纯直流到脉动幅度很大的各种电压波形。高频电源将三相交流电经整流和滤波后得到约560V左右的直流电压，由IGBT全桥逆变，经谐振电容震荡产生最高20KHz交变电流，再经高频变压器升压整流后形成高频高压脉动直流送入电除尘器。
3.3吸收塔部分
3.3.1工艺描述
脱硫超低排放改造工程对吸收塔循环泵、喷淋层、除雾器、氧化空气系统等进行了优化设计，同时在塔内增加一层湍流装置，使其能适应锅炉负荷的变化，保证脱硫效率，保证SO2排放浓度＜30mg/Nm³，净烟气夹带液滴量≤20mg/Nm³，烟尘排放浓度＜5mg/Nm³。
吸收塔内更换原有的喷淋管和喷嘴，拆除原A层喷淋，对原吸收塔浆液循环泵A进行增容，新增一台浆液循环泵E和对应喷淋系统，使其覆盖率达到300%；同时塔内在原标高20.28m的原A层喷淋处增加1套湍流装置，更换原有吸收塔除雾器.
吸收塔壳体由碳钢制做，内表面进行玻璃鳞片防腐处理。
3.3.3除雾器
原除雾器为2级屋脊式结构，先将原除雾器拆除，更换为3级屋脊式除雾器，并在一、二级除雾器之间设置凝并水系统。除雾器的设计保证其具有较高的可利用性和良好的去除液滴效果，吸收塔出口净烟气夹带液滴量小于20mg/Nm³。
3.3.4吸收塔浆液循环泵（5台/塔）
本次改造原有四台循环泵中三台浆液循环泵流量不变（B、C、D），原A浆液循环泵增容为大流量泵，并新增一台大流量浆液循环泵E，对应的喷淋层和喷嘴重新设计并更换，覆盖率按300%设计。
3.3.5氧化空气系统
原吸收塔每塔配有2台罗茨氧化风机，本次改造更换为两台单级离心式风机，1运1备。更换后的单台氧化风机风量由原9030m³/h提高到11600m³/h，风量可实现远方调整。
3.3.6凝并除尘系统
设置2台工业水泵，作为微尘凝并使用。工业水泵流量30m³/h，扬程80m，并配套设置管道、过滤器、阀门及雾化系统。
4改造后运行情况
由上表可以看出，在机组负荷1000MW左右时，入口SO2在1000mg/m3，出口SO2基本低于30mg/m3，达到超净排放标准。
5结论
超净排放改造后，SO2、NOX、烟尘排放浓度限值分别低于：50mg/m3、35mg/m3、10mg/m3，机组污染物排放指标已经达到超净排放指标要求。说明该电厂超净排放改造措施已达到预期目的，实现了污染物的减排，达到了改善环境的目的。
参考文献：
[1]国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2013[M]．北京：中国统计出版社，2013．
[2]中国电力企业联合会．中国电力行业年度发展报告2013[M]．北京：中国市场出版社，2013．u
[3]国家发改委．关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知[EB/OL]．
论文作者:兰岚
论文发表刊物:《电力设备》2017年第2期
论文发表时间:2017/3/28
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