DQZHAN技術訊：火電廠超低排放技術路線關鍵技術與工程應用
目前國內外研究者在火電廠超低排放技術路線方面有一些研究成果。周洪光等針對燃用神華煤發電廠“近零排放”技術路線進行了研究，提出了適用于神華煤的超低排放技術路線，但是其技術路線具有較大的局限性，對其他煤種的適應性有較大的局限性。孫獻斌等對循環流化床(circulatingfluidizedbed，CFB)鍋爐超低排放技術進行了研究。曾庭華等針對CFB鍋爐超低排放技術路線，提出了基于濕法煙氣脫硫(fluegasdesulfurization，FGD)的CFB鍋爐協同控制超低排放術路線，即采用“選擇性非催化還原(ivenon-catalyticreduc-tion，SNCR)或選擇性催化還原(ivecatalyticreduction，SCR)脫硝技術+除塵器+濕法FGD技術+濕式電除塵器(wetelectrostaticprecipitator，WESP)”。梁志宏對燃煤鍋爐高效低氮氧化物(NOx)協調優化進行了研究，研究了鍋爐高效低NOx調整優化技術，開發了燃煤鍋爐高效低NOx協調優化系統。楊青山等對降低SCR脫硝裝置*低投運負荷進行了研究，提出了省煤器煙氣旁路式和限流式加低溫換熱器的解決方案。謝尉揚等對提高SCR反應器入口煙氣溫度的方法進行了對比分析，介紹了高溫煙氣加熱、省煤器分段布置、旁路部分省煤器給水、提高鍋爐給水溫度等技術方法。熊桂龍等介紹了3種電除塵技術———低低溫電除塵器、WESP和電袋除塵器，分別采用理論和試驗相結合的方法對3種電除塵器的脫除機理與脫除性能及在國內外燃煤電站的應用情況進行了探討。李德波等采用數值模擬方法對鍋爐燃燒和脫硝系統導流板優化過程進行了大量研究，為現場燃燒優化及脫硝系統優化運行提供了理論基礎。國內其他研究者對火電廠脫硝、脫硫和除塵的超低排放技術進行了理論和試驗研究，取得了較好的工程應用效果;但是目前很少有研究者針對火電廠超低排放優化技術路線進行系統的研究，同時缺乏指導火電廠超低排放技術改造的技術路線。在當前火電廠超低排放改造背景下，對技術路線的系統研究的缺乏嚴重制約了火電廠**超低排放改造實施，因此開展火電廠超低排放技術路線選擇研究及工程應用，具有十分重要的現實意義和工程應用價值。
本文針對火電廠超低排放技術路線選擇進行了系統研究，鍋爐爐型包括傳統煤粉鍋爐和CFB鍋爐，鍋爐容量為300MW到1050MW鍋爐等，主要研究了不同類型鍋爐(煤粉爐和CFB鍋爐)進行超低排放改造時，技術路線選擇的依據以及現場改造需要解決的關鍵技術難題，為火電廠進行超低排放改造提供一種指導。
1煤粉爐超低排放技術路線
1.１二氧化硫(SO2)超低排放技術路線
1.1.1SO2超低排放改造技術現狀
目前火電廠石灰石-石膏濕法FGD工藝主要有:石灰石/石膏濕法、海水法、氨水洗滌法、煙氣CFB法及其他工藝(如MgO法、活性炭吸附法、一體化脫硫、旋轉噴霧干燥法等等)。
對于已投運的FGD裝置來講，要通過擴容改造提高其脫硫能力，*常用的方法主要有提高液氣比和優化吸收塔的設置(如增加托盤、增加性能增強環等)等，此外，如氧化風量不夠或漿池容積不夠，還需做相應的改造。采用更高活性的吸收劑也是一種方法。
1.1.2FGD超低排放改造優化技術
SO2超低排放技術的選擇與鍋爐燃煤含硫率即FGD系統入口的SO2濃度有直接關系。根據GB/T15224.2—2010《煤炭質量分級第2部分:硫分》規定(見表1)，煤中干燥基全硫分(質量分數)St，d＞3.00%的煤為高硫分煤，該標準適用于煤炭勘探、生產和加工利用中對煤炭按硫分分級。國家環?？偩痔岢鲈诿禾苛魍ê褪褂妙I域，St，d＞2.00%的煤就應該稱為高硫煤。本研究中將電廠的煤按收到基硫分Sar分為三類:低硫煤，Sar≤1.00%;中硫煤，1.00%＜Sar≤2.00%;高硫煤，Sar＞2.00%，以此來選擇SO2超低排放的FGD技術。由于鍋爐煙氣中SO2的實際排放濃度(文中污染物排放濃度均為質量濃度)和折算含硫量成正比，即科學地判斷不同煤種的SO2排放濃度，不能只比較其收到基含硫量，而應比較其折算含硫量，即要和煤的發熱量聯系起來。因此對于相同容量的鍋爐，燃用不同發熱量的煤種，即使煤的收到基含硫量相同，其SO2的實際排放濃度是不相同的。
一般來說，煤每1MJ發熱量所產生的干煙氣體積在過量空氣系數α=1.40〔基準氧體積分數φ(O2)=6%〕時為0.3678m3/MJ，這個估算值的誤差在±5%以內。相應于煤每1MJ發熱量的含硫量稱為折算含硫量MZS(單位為g/MJ)，即
式中Qar，net，p為煤的收到基低位發熱量，MJ/kg。這樣可得
式中:ρ(SO2)為煙氣中SO2的實際排放濃度，標準狀態，干基，φ(O2)=6%，單位mg/m3;K為硫的排放系數。
對于燃煤硫的釋放率，國內尚未統一，大多通過實驗得出部分數據，用數學手段處理這些數據后得到一些統計規律，燃煤硫的K值主要處于0.70～0.90范圍內。對于鍋爐燃煤硫的K一般的取值范圍定為0.80～0.90;對于普通煤，K一般取0.80～0.85;而對高鈣含量的神府東勝煤、鐵法煤和神木煤，自身固硫率可達30%左右，這些煤K取值約0.70。
若環保標準要求SO2的排放濃度限值為ρ*(SO2)=35mg/m3〔標準狀態，干基，φ(O2)=6%〕，則滿足環保標準的脫硫率
對于燃用不同含硫量煤種，表2為SO2排放達到超低排放要求時本研究推薦采用的FGD技術，這對火電廠有很好的指導意義。
1.2氮氧化物超低排放技術路線
氮氧化物超低排放改造的技術路線是:
a)爐內采用先進的低氮燃燒器改造技術，有效控制爐內NOx的生成;在鍋爐高、低負荷時，優化燃燒器配風方式，保證燃燒器區域處于較低的過量空氣系數，有效控制低負荷時NOx的排放;通過大量燃燒調整試驗，包括:變氧量、變配風〔分離燃盡風(separatedover-fireair，SOFA)、緊湊型燃盡風(closecoupledover-fireair，CCOFA)〕、變磨煤機組合等方式，在保證鍋爐效率和運行**的前提下，盡量降低爐膛出口NOx的濃度。
b)采用SCR脫硝技術，根據超低排放的要求，增加催化劑的層數，滿足氮氧化物排放要求;滿足超低排放下氮氧化物穩定達標排放要求，需要對脫硝熱工自動控制進行優化改進，主要優化內容:對脫硝系統保護邏輯進行優化，提高脫硝系統投運率;對NOx生成端進行優化，減少鍋爐側NOx生成;對NOx脫除端進行優化，提高脫硝側NOx控制水平。
c)對于鍋爐低負荷時，脫硝系統入口煙氣溫度達不到噴氨溫度要求的實際情況，可以采用省煤器分級改造、高溫煙氣旁路、提高鍋爐給水溫度、旁路部分省煤器給水等技術手段。
d)氮氧化物進行超低排放改造后，對于實際運行過程中發生空氣預熱器(以下簡稱“空預器”)硫酸氫銨堵塞，建議實際運行中做好SCR脫硝系統噴氨格柵調整，保證反應器出口較低的氨逃逸量;增強鍋爐低氮技術改造效果，控制脫硝反應器入口NOx濃度，降低SCR脫硝系統減排壓力;控制入爐煤的硫含量，保證鍋爐較低的硫含量;在鍋爐低負荷運行時，尤其要注意SCR脫硝入口煙氣溫度，不能使SCR脫硝系統長時間低負荷運行，防止出現低負荷下SCR脫硝效率降低，造成硫酸氫銨沉積。
1.3粉塵超低排放技術路線
1.3.1粉塵超低排放改造技術現狀
目前的除塵新技術主要有:低低溫電除塵、旋轉電極式電除塵、濕式電除塵、電袋復合除塵、袋式除塵，以及SO3煙氣調質、微細粉塵凝聚長大等技術。根據國內電除塵器應用現狀及新技術研發和應用情況，為了實現超低排放的技術要求，我國現各燃煤電廠可通過提效改造電除塵器，結合濕法FGD系統以及加裝WESP來實現。
電除塵器改造可采用的主要技術有:電除塵器擴容、低溫電除塵技術、旋轉電極式電除塵技術、細顆粒物團聚長大預處理技術、高頻高壓電源技術、電袋復合除塵技術、袋式除塵技術、WESP技術等。除塵器提效改造技術路線可分三大類:電除塵技術路線(包括電除塵器擴容、采用電除塵新技術及多種新技術的集成)、袋式除塵技術路線(包括電袋復合除塵技術及袋式除塵技術)、WESP技術路線。各改造技術的實施方法、主要技術特點和綜合比較見表3。
1.3.2超凈吸收塔技術
煙氣處理的“協同脫除”，即每個煙氣處理子系統在脫除主要污染物的同時，也考慮脫除其他污染物的可行性，或為下**程煙氣處理子系統更好地發揮效能創造條件。低低溫電除塵器以及高效除塵FGD吸收塔就是協同脫除粉塵的很好例子，其基本工藝流程如圖1所示。
通過研究表明，與常規的濕法吸收塔比較，高效除塵濕法吸收塔需要做以下改進:
a)降低吸收塔內的煙氣流速，一般不要超過3.5m/s。
b)采用增強氣液接觸的強化裝置(如雙托盤等，這同時也是提高脫硫效率的要求)。
c)優化吸收塔噴嘴選型及噴嘴布置方案，尤其注意吸收塔周邊的噴嘴布置設計。
d)設置增效環，避免沿著塔壁面排出的煙氣流短路。
e)采用數模及物模手段優化吸收塔空氣動力場設計。
f)采用高效的吸收塔除霧器〔常規要求出口霧滴質量濃度75mg/m3(標準狀態)，高效除塵要求低于40mg/m3(標準狀態)甚至更低〕。
g)注重脫硫塔制造、安裝精度，尤其是塔內件的制造、噴嘴布置定位的安裝尺寸等。
采用FGD協同除塵的技術理念，在濕法FGD吸收塔的設計中充分考慮其除塵效應;減少出口霧滴攜帶的漿液量;同時脫硫效率要求的提高引起的設計變動如氣液比的增大、脫硫增效裝置的采用也對除塵效果有改善作用;在設計、制造、施工和驗收等環節進行精細化控制，以*大限度地利用濕法吸收塔來除塵，從而減輕后續WESP的壓力，或可直接達到10mg/m3(標準狀態)的要求。
超凈吸收塔技術在一些FGD工程中得到應用，例如廣東某電廠2×350MW機組MgO濕法脫硫工藝，脫硫GGH出口凈煙氣SO2穩定排放濃度不大于35mg/m3〔標準狀態，干基，φ(O2)=6%〕，實測結果表明FGD入口的煙塵濃度在20mg/m3〔標準狀態，干基，φ(O2)=6%〕條件下，出口煙塵濃度僅為6.5mg/m3〔標準狀態，干基，φ(O2)=6%〕，達到排放限值(10mg/m3)要求，如圖2所示。
1.3.3粉塵超低排放改造技術路線
根據上面的分析，對于火電廠粉塵超低排放技術路線選擇，需要滿足如下的原則:
a)地方政府要求煙塵排放濃度小于5mg/m3，通過除塵設備及濕法脫硫設備改造難度大或費用很高、煙塵排放達不到標準要求時，需要采用WESP。
b)粉塵濃度達到10mg/m3以下，可以采用FGD協同除塵技術，不必采用WESP技術;粉塵濃度達到5mg/m3以下，需要采用WESP技術。
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2CFB鍋爐超低排放技術路線
2.１SO2超低排放技術路線
CFB鍋爐可以通過爐內加石灰石來進行脫硫，但對于達到SO2小于35mg/m3的超低排放要求，本研究推薦采用“爐內脫硫+尾部濕法FGD”的技術，而不采用許多研究者推薦的干法或半干法技術。只有在特殊條件下，如嚴重缺水或壽命短的老機組、采用半干法脫硫又能滿足當地環保要求的，才考慮選用半干法FGD技術。
2.2NOx超低排放技術路線
對于CFB鍋爐NOx的超低排放，單純的SNCR有時還難以滿足要求，例如當原始NOx的排放濃度為200mg/m3時，要到達50mg/m3要求，至少需要75%的脫硝效率，SNCR不一定能保證，這時可以采用“SNCR+SCR”混合法，即將SNCR工藝的還原劑氨(或尿素)噴到旋風分離器入口，逃逸的氨可在SCR催化劑反應，進一步脫除NOx。它是把SNCR工藝的低費用特點同SCR工藝的高脫硝率進行有效結合的一種揚長避短的混合工藝，特別適合現有CFB鍋爐脫硝的分步實施，即先安裝SNCR工藝，當環保要求越來越嚴格后，再安裝SCR裝置。對于新建大型CFB鍋爐，建議將SNCR作為常規配置，而至少要在尾部預留“1+1”SCR催化劑的空間;當SNCR滿足不了環保要求時，再安裝1層SCR裝置;當催化劑的活性降低或者要求更高的脫硝效率時，布置第2層催化劑。
2.3粉塵超低排放技術路線
同煤粉爐一樣，采用常規的電除塵器技術以及電除塵新技術，包括低低溫電除塵技術、新型高壓電源和控制技術、移動電極電除塵技術、機電多復式雙區電除塵技術、煙氣調質技術、粉塵凝聚技術等，除塵器出口煙塵排放或許能達到20mg/m3重點地區的環保要求;而即使采用電袋復合除塵或純袋式除塵器，煙塵排放還是難以達到5mg/m3的超低排放要求，此時必需采用WESP技術。因此對CFB鍋爐，采用干式除塵器先將濕法吸收塔入口煙塵控制在30mg/m3以下，且吸收塔設計要求不增加煙塵含量即可，*后只需通過1個電場的WESP，使煙塵排放濃度達到5mg/m3以內的超低排放要求。對于新建CFB鍋爐，即使暫不上WESP，尾部煙道上也一定要預留WESP裝置的空間。本研究提出的CFB鍋爐超低排放技術路線如圖2所示，即采用“SNCR+SCR脫硝技術+尾部濕法FGD技術+WESP技術”，這是必然趨勢。
3超低排放改造工程應用
3.１300MW煤粉鍋爐超低排放應用效果
鍋爐型式為:亞臨界參數、自然循環、四角切向燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、采用露天布置、全鋼構架的П型汽包爐，三分倉回轉式空預器。
該電廠于2014年初啟動1號機組“超潔凈排放”改造工作，3—7月實施了機組“超潔凈排放”改造工程，2014年7月21日1號機組大修后投入運行?！俺瑵崈襞欧拧备脑熘饕ぷ饔忻摿蛟鋈莞脑?、高頻電源改造、WESP改造、脫硝空預器改造、脫硝流場及噴氨優化、脫硝催化劑單元加裝、鈦復合板煙囪改造、排放連續監測系統(continuousEmissionmonitoringsystem，CEMS)改造等工作，同時進行了原有環保設施的大修，確保1號機組大修啟機后實現煙氣污染物的超潔凈排放。圖3為某電廠300MW機組超低排放技術流程總覽。
2014年8月26日至9月4日，對“近零排放”示范工程1號機組進行了性能試驗，改造后SCR系統的脫硝效率可通過噴氨調節到90%以上，NOx排放濃度在50mg/m3以下;FGD系統脫硫效率可達99%以上，煙囪SO2排放濃度在35mg/m3以下;WESP的主要性能指標(包括粉塵脫除率、PM2.5脫除率等)均滿足設計要求，煙囪粉塵排放濃度3.12mg/m3小于5mg/m3;各項污染物排放濃度均滿足超低排放的要求，完全達到了工程預期目的。
3.2600MW煤粉鍋爐超低排放應用效果
某電廠3、4號機組工程2×600MW超臨界鍋爐是在引進ALSTOM美國公司超臨界鍋爐技術的基礎上，上海鍋爐廠有限公司結合自身技術生產的超臨界鍋爐，型號SG-1913/25.4。該鍋爐為超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、全鋼架懸吊結構Π型露天布置、固態排渣。
超低排放改造內容包括省煤器分級、脫硝催化劑加層、干式電除塵加固、引風機增壓風機合并、脫硫系統擴容和新增WESP。圖4為某電廠600MW機組超低排放技術流程，改造主要內容有省煤器分級、脫硝系統加裝催化劑提升效率和加裝WESP等項目。對于脫硝系統，設計脫硝效率不小于87%，NOx排放濃度小于50mg/m3;對于脫硫系統(擴容)，設計脫硫效率不小于98.7%，SO2排放濃度小于35mg/m3;對于除塵系統，設計除塵效率不小于70%，粉塵排放濃度小于5mg/m3。
改造后性能試驗結果:脫硝系統分別在260MW、300MW、450MW和600MW共4個負荷工況下進行性能測試，測得脫硝效率88.0%～90.1%，NOx排放濃度34～38mg/m3;脫硫系統性能測試測得脫硫率98.8%，SO2排放濃度10～30mg/m3〔標準狀態，干基，φ(O2)=6%〕;WESP粉塵性能測得粉塵脫除率(含石膏)82.5%，PM2.5脫除率80.4%，PM10脫除率74.2%，汞脫除率58.1%，煙囪粉塵排放濃度2～4mg/m3。測試結果表明，NOx、SO2、粉塵排放濃度都達到“50355”超低排放要求。
3.31050MW煤粉鍋爐超低排放應用效果
廣東某電廠2×1050MW機組鍋爐型號為HG-3100/28.25-YM4型，由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司制造。鍋爐為超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主燃燒器和高位燃盡風分級燃燒技術、反向雙切圓燃燒方式，爐膛為內螺紋管垂直上升膜式水冷壁，大氣擴容式啟動系統;調溫方式除煤/水比外，還采用煙氣分配擋板、燃燒器擺動、噴水等方式。鍋爐采用平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構。每臺鍋爐配備6臺中速磨冷一次風機正壓直吹式制粉系統，燃用設計煤種時，5臺運行，1臺備用。另外，每臺鍋爐同步配備SCR脫硝系統及低溫省煤器系統。
電廠為了滿足超低排放的標準，在新建時同步安裝的環保設施，具體的技術路線如下:
a)SO2脫除系統:采用單回路噴淋塔設計、一爐一塔布置，無煙氣旁路、無GGH;
b)氮氧化物脫除系統:脫硝空預器進行了防止硫酸氫銨堵塞的技術措施、脫硝流場及噴氨優化、脫硝催化劑單元加裝，在脫硝系統進行了熱工優化控制優化技術改造;
c)粉塵脫硝系統:為了達到5mg/m3的排放要求，在FGD之后安裝了WESP系統。
4結論
本文針對火電廠超低排放技術路線選擇進行了系統研究，鍋爐爐型包括傳統煤粉鍋爐和CFB鍋爐，鍋爐容量為300MW到1050MW鍋爐等，主要研究了不同類型鍋爐(煤粉爐和CFB鍋爐)進行超低排放改造時，技術路線選擇的依據以及現場改造需要解決的關鍵技術難題，為火電廠進行超低排放改造提供一種指導，主要結論如下:
a)SO2超低排放技術改造的關鍵技術:對于不同含硫量煤種的SO2排放達到超低排放要求時推薦采用的FGD技術，能夠顯著降低超低排放脫硫改造成本。
b)氮氧化物超低排放技術改造的關鍵技術:爐內采用先進的低氮燃燒器改造技術，有效控制爐內NOx的生成;在鍋爐高、低負荷時，優化燃燒器配風方式，保證燃燒器區域處于較低的過量空氣系數，有效控制低負荷時NOx的排放;通過大量燃燒調整試驗，包括變氧量、變配風(SOFA、CCOFA)方式、變磨煤機組合等方式，在保證鍋爐效率和運行**的前提下，盡量降低爐膛出口NOx的濃度。滿足超低排放下氮氧化物穩定達標排放要求，需要對脫硝熱工自動控制進行優化改進，對于鍋爐低負荷時，脫硝系統入口煙氣溫度達不到噴氨溫度要求的實際情況，可以采用省煤器分級改造、高溫煙氣旁路、提高鍋爐給水溫度、旁路部分省煤器給水等技術手段。
c)粉塵超低排放技術改造的關鍵技術:地方政府要求煙塵排放小于5mg/m3，通過除塵設備及濕法脫硫設備改造難度大或費用很高、煙塵排放達不到標準要求時，需要采用WESP。通過技術經濟性比較，采用WESP有較好經濟性。若要求粉塵濃度達到10mg/m3以下，可以采用FGD協同除塵技術，不用采用WESP技術;若要求粉塵濃度達到5mg/m3以下，需要采用WESP技術。
