某电厂烟气脱硝脱硫和除尘系统工艺改造研究

燃煤电厂是我国能源消耗大户及污染物排放主要贡献者。目前，随着我国对节能减排工作的不断深入，燃煤电厂的煤炭燃烧排放监督已愈发严格。2015年12月，国家印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，《方案》要求加快燃煤发电机组超低排放改造步伐，到2020年，通过相关新的技术手段与设备，使有条件的新建及现役燃煤发电机组达到超低排放水平。

某电厂建于90年代，有4台机组，分别为1#、2#、3#、4#锅炉，功率皆为340 MW。每个锅炉配置5台磨煤机，每台功率为30t粉煤/h。本次研究选择4#机组，改造前，机组脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）；除尘装置采用的是双室六电场静电除尘器；脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。生产工艺流程图，如图1所示。

图1 电厂生产工艺流程简图

1.1 改造前机组烟气各污染物排放状况

改造前，4#机组在达标排放情况下，烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气。2016年1月18日烟尘、SO2、NOx监测数据，如表1所示。

表1 机组出口烟气监测结果

1.2 改造前烟气处理各装置概况及运行中存在的问题

1）脱硝装置。改造前，该机组采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）。脱硝技术方案是采用尿素水解法制备脱硝还原剂氨水，氨水按照一定的速度喷射进带有催化剂的烟气反应设备中，烟气中氮氧化物和氨水中的氨发生化学还原反应，进而得到脱销，还原成氮气和水。烟气停留时间和氨水的喷射量是脱硝效率的主要影响因素。脱硝工艺流程，如图2所示。

图2 改造前4#机组脱硝工艺流程图

由机组脱硝装置自行监测数据可知，改造前，脱硝效率能满足现有标准要求，但不能达到超低排放要求。主要原因为：

(1)原有催化剂的高度不能满足脱硝效率的要求；

(2)喷氨装置还需要进一步改进，进一步加大氨的喷射量；

(3)稀释风采用的是热一次风，易造成堵塞。

2）脱硫装置。改造前，机组烟气脱硫采用1炉1塔、烟塔合一排烟技术。在塔体底部直接布置浆液池，在塔体上部设置四层喷淋层。改造前机组脱硫出口SO2浓度基本稳定在50mg/Nm3～200mg/Nm3范围之内，脱硫效率不低于95%，排放出口SO2能达标排放，但不能满足未来超低排放要求。主要原因为：

(1)吸收塔喷淋层母管和支管因施工质量差，存在喷嘴严重磨损及少量脱落，影响脱硫安全稳定运行；

(2)吸收塔氧化风机设计压头偏小，尤其经长期运行后，故障频繁，效率下降，轴承温度高，对脱硫系统影响较大；

(3)塔外循环管存在局部磨损严重，在循环泵出口大小头及弯头变径处经常发生漏浆现象；

(4)自脱硫投运以来，脱硫废水直排入灰浆池，废水系统一直未投运，且相关管道设施已腐蚀损坏。

3）除尘装置。改造前，机组使用两台卧式双室六电场静电除尘器，烟气出口烟粉尘基本上浓度都控制在30mg/m3以下，除尘效率>99%，但外排烟尘仍不能满足超低排放要求。主要原因为：静电除尘器去除细小的颗粒物有一定局限性，尤其是对于粒径在0.1μm～1.0μm的烟尘其除尘效果表现更低。

考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法，并基于本电厂烟气处理系统的实际情况，现对该机组进行如下改造研究。

2.1 烟气脱硝改造

改造前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺，脱硝原设计效率为50%，执行NOx的排放限值为200mg/Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg/Nm3，脱硝率为87.5%。

为了达到超低排放要求，针对前述分析，认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度，并加大氨的喷射量，以进一步降低NOx排放浓度。具体措施为：

1)SCR反应器区改造。

(1)催化剂。加装一层高度975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次为在其达到化学寿命后更换，以后每3年更换一次。同时，增加烟气在反应器内的停留时间。

(2)吹灰系统。取消蒸汽吹灰器，每层新增1台声波吹灰器，并相应调整声波吹灰高度位置。

(3)氨稀释喷射系统。每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5kg/h，调节范围为10%～120%。

(4)尿素水解系统。需加大处理，更换大的流量计量模块，氨产量需要达到165kg/h。

(5)流场及涡流混合器。整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器，改造后氨耗量为165kg/h，所需稀释风流量为4 355Nm3/h。同时，改用冷一次风，并在反应器下部设冷风加热管道。

2）还原剂存储及制备。原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。

3）实现全负荷脱硝。根据现有的统计结果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，不能满足98%要求。因此，需要通过拆分省煤器以及省煤器入口加装旁路烟道、热水再循环等技术，提高低负荷时省煤器出口烟温。

改造后SCR脱硝工艺，如图3所示。

图3 改造后4#机组脱硝工艺流程

2.2 烟气脱硫改造

本工程脱硫改造后要求排放浓度为35mg/Nm3，改造后预期脱硫效率为99.1%。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等。

通过技术经济比较可知，两种方案造价及阻力均差别不大。结合本项目的实际情况，充分利用现有设备，并考虑双塔方案停炉时间较短，可靠性及对硫分适应性更高，本项目优先采用双塔双循环技术。具体措施为：

1）原有吸收塔基本无需改造，将原塔作为一级塔，新建塔作为二级塔；

2）在现有吸收塔出口增设临时烟囱，以减少停炉时间；

3）拆除管式烟气换热器（GGH），利用取消GGH位置布置新建吸收塔；

4）每台炉新建塔径为13m的二级塔，设置三层石灰水喷淋层，两层搅拌，每层设置三台搅拌器用于石灰石浆池搅拌，同时设置两台氧化风机，一用一备，用于二级塔浆池氧化。

2.3 烟气除尘改造

由前文分析可知，现有干式除尘器已增至6电场，烟尘排放浓度已经很接近超净除尘，但仍不能满足超低排放要求，主要原因是静电除尘对这种细颗粒的处理能力比较差。综合考虑技术可行性、经济性、现场条件等多种因素，并通过实验室测试，可以采用更经济实惠团聚除尘[3]。除尘改造工艺流程，如图4所示。

图4 改造后4#机组除尘工艺流程

3.1 改造后污染物排放状况

2016年12月10日，4#机组已经基本完成超净改造，正式投入运行。根据改造要求，4#锅炉烟气实现超低排放。锅炉烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气，且少量氨逃逸可满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-93）。2017年5月4日烟尘、SO2、NOx监测数据，如表2所示。

表2 机组出口烟气监测结果

3.2 改造后的经济效益

通过对4#机组脱硝、除尘和脱硫的超净改造，脱硝系统、脱硫装置、除尘系统改造增加的静态投资分别为836.8万元、3 682.6万元、436.9万元，增加的静态发电单位成本分别约为1.4549元/MWh、6.8332元/MWh、1.2611元/MWh。但是，经过计算分析，通过2017年～2018年改造后的超低排放系统运行，由于超净改造电价补助为0.010元/度电，且由于排放污染物减少，4#机组的排污费可减少150万元/年。不但减少污染物排放，也没有增加企业生产成本费用，由此可知，对此电厂4#机组的烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造，具有重大意义。

综上所述，针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况，立足电厂现有烟气净化装置，进行了如下改造：

1）烟气脱硝改造是增加一层975mm高度的催化剂层（反应时间由0.3s增加至0.55s);

2）脱硫改造是通过增加一个吸收塔，采用双塔双循环脱硫技术；

3）除尘改造是在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统。根据国家和地方政府的要求，通过改造，不但减少污染物排放，达到了超净排放要求，而且也没有增加企业生产成本费用，因此具有实际意义，值得推广。