某燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

大气网讯:摘要：某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造，以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析，结果表明：SO2排放浓度非常低，平均浓度仅为6. 32mg/m3，应进一步优化控制参数实现经济运行。NOx排放浓度稳定，98.2%的时段排放浓度<50mg/m3，但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后，96%的时段粉尘排放浓度<2.5mg/m3。综合分析，组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。

关键词：超低排放；SNCR-SCR耦合；布袋除尘；湿法脱硫；湿式静电除尘；

0 引言

近年来，我国大气污染呈现复合型特征，雾霾问题日益突出。而燃煤烟气排放的粉尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)等是最主要的雾霾前驱体。控制燃煤过程排放的大气污染物成为解决雾霾问题的重要举措。为推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量，环境保护部、国家发改委、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》和《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，即要求火电厂燃煤锅炉在末端治理过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度符合燃气机组排放限值，即粉尘、SO2、NOx排放浓度(基准含氧量为6%)分别不超过5，35，50mg/m3。

随着DB33/2147—2018《燃煤电厂大气污染物排放标准》(超低排放)的提出，有必要采用全新的“协同治理”技术应对全新的环保形势。对于粉尘来讲，当粉尘排放浓度要求达到≤10mg/m3，甚至≤5mg/m3时，仅在湿法脱硫前采用高效除尘器的工艺方案是不能满足要求的，需要在脱硫后进一步安装湿式静电除尘器。目前常见的超低除尘技术有低低温静电除尘(低温省煤器)、布袋除尘、电袋除尘器等。当前烟气脱硫多采用石灰石-石膏湿法工艺，主流的脱硫改造可采用单塔技术(包括喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术)和串联塔技术。对于燃用中低硫煤的火电机组，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比(增设喷淋层，提高浆液循环泵流量)或者采取增强气液传质措施(增设托盘持液层、湍流层、聚气环等)，可大幅提高吸收塔的脱硫效率，满足超低排放要求。而串塔改造方案可以通过控制一、二级吸收塔的pH值实现分区控制。一级吸收塔低pH值运行，利于石膏氧化结晶；二级吸收塔高pH值运行，利于高效脱硫。NOx控制采用低氮燃烧技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，低氮燃烧技术作为燃煤电厂NOx控制的首选技术，主要有低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术等，烟气脱硝技术以高效SCR为主。

在超低排放技术的实际应用中，现场情况复杂，在工艺和技术上并没有统一标准，需要根据实际情况进行针对性的设计。本文基于某燃煤热电厂2×130t/h循环流化床锅炉超低排放改造工程，随机选取其在网连续运行30d的烟气污染物排放数据(720个时段)，对改造后SO2、NOx和粉尘的数据进行详细分析，研究其排放特性，为燃煤热电厂超低排放改造提供工程解决方案和数据支撑。

1 工程概况

该热电厂原有的烟气处理流程为：SNCR脱硝→静电除尘器→石灰石-石膏烟气脱硫。但原有静电除尘器的内极板、极线、壳体以及烟道在长期运行过程中均已存在较大程度的腐蚀，所以采用全新的布袋除尘器替换原有的静电除尘器。原有石灰石-石膏烟气脱硫装置的SO2排放设计值为200mg/m3，与SO2超低排放要求有较大的差距，需要进行改造。脱硫改造仍采用石灰石-石膏烟气脱硫工艺，按照两炉1塔配置，在现有3层喷淋基础上增加1层喷淋，并更换原有3层喷淋层全部喷嘴(上下双向)，同时将除雾器更换成1层管式+两级屋脊除雾器，最后在脱硫塔顶加装立管式湿式电除尘器。另外，原有的SNCR脱硝NOx的设计排放值为100mg/m3，无法满足超低排放要求。为此，脱硝改造采用“SNCR优化+SCR(1层催化剂)”耦合脱硝工艺。最终该企业确定实现超低排放的技术方案为SNCR脱硝+SCR脱硝+布袋除尘+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(两炉1塔)+湿式静电除尘器(两炉1塔)，工艺流程如图1所示。

图1 超低排放工艺流程

2 改造效果

2.1 脱硫效果分析

2.1.1 SO2排放浓度

脱硫后SO2排放浓度较为稳定(图2)，仅有21个时段超过35mg/m3的排放标准，占总时段的2.9%。而且SO2排放浓度控制得很低，30d内平均浓度仅为6.32mg/m3。如表1所示，SO2排放浓度<10mg/m3的时段占81.7%，甚至<5mg/m3的时段也占65.1%。

图2 SO2排放浓度 (720 h)

表1 SO2排放浓度达标占比

经分析计算，脱硫过程中钙硫比约为1.07，显示没有过多的脱硫剂加入。但脱硫过程中液气比>15，且没有根据入口烟气条件进行调节，导致SO2出口浓度很低。虽然从环保指标上看，低SO2排放浓度有助于SO2总量减排，但对脱硫系统运行的经济性和综合社会效益是不利的。所以须加强脱硫过程的自动控制，实现过程参数的优化，降低能耗物耗，达到高效和经济运行。

2.1.2 脱硫效率

本脱硫系统的设计效率为98.9%，如图3所示。可知：脱硫效率多数时段维持在99%以上。此时，企业的调控空间很小，这导致了最终的SO2排放浓度都控制在很低的水平。但有部分时段脱硫效率出现了异常的低值，经核查该时段进口SO2表计出现故障而无法获取准确的进口SO2浓度。由于烟气初始条件波动大，把98.9%的脱硫效率作为控制指标的实际意义小，而应该把考察的重点放在如何稳定实现SO2的超低排放，并通过优化控制参数来实现经济运行。同时需要进一步加强SO2表计的维护和保养，以获取准确的排放数据。

图3 系统脱硫效率 (720h)

2.2 脱硝效果分析

2.2.1 NOx排放浓度

如图4和表2所示，NOx排放浓度较为稳定，98.2%的时段NOx排放浓度<50mg/m3。而NOx>100mg/m3的情况是氨水泵出现问题，氨水无法注入所致。总体来看，30%左右时段的NOx排放浓度>30mg/m3，NOx的平均浓度为24.6mg/m3，所以省煤器后面的烟道内加装1层SCR催化剂对于高效脱硝仍存在一定的不足，后续应再增加1层催化剂。

图4 NOx排放浓度 (720h)

表2 NOx排放浓度达标占比

2.2.2 SNCR+SCR后氨逃逸

虽然NOx排放浓度符合超低排放要求，但氨逃逸控制并不理想，超标情况较多(见图5、图6)。氨逃逸的技术指标为2.5mg/m3，1号炉氨逃逸的平均浓度为2.78mg/m3，超标比例达到38.3%；2号炉氨逃逸的平均浓度为4.10mg/m3，超标比例达到65.6%。根据氨氮比(NH3/NOx)计算，1、2号炉的氨氮比分别达到1.99和1.87。因此，在SNCR+SCR耦合脱硝过程中，仍需严格控制氨投加量，进一步优化SNCR中喷氨量。

图5 1号炉SNCR+SCR后氨逃逸

图6 2号炉SNCR+SCR后氨逃逸

2.3 除尘效果分析

2.3.1 湿电出口粉尘浓度

由于布袋除尘后未设置专门的粉尘在线监测系统，所以仅对湿式电除尘后的烟气中的粉尘浓度进行分析。经过布袋除尘、湿法脱硫和湿式电除尘后，粉尘排放浓度整体达标(图7)。可知：大多数时段粉尘排放浓度<2.5mg/m3，但仍有2.5%的时段粉尘排放浓度>5mg/m3的排放标准。根据人工监测分析，布袋除尘效果不佳，可能是导致尾部粉尘超标的重要原因。

图7 湿式静电除尘器出口粉尘浓度

2.3.2 湿式静电除尘器二次电压对粉尘排放浓度的影响

从湿式静电除尘器对粉尘的脱除效果来看，随着二次电压的升高，粉尘脱除效果有一定改善，但提高幅度有限。在25kV二次电压下，粉尘排放浓度为0.4～1.8mg/m3，而当二次电压增加到40kV时，粉尘排放浓度为0.2～1.0mg/m3。

图8 二次电压对粉尘排放浓度的影响

3 结论

1) 某燃煤电厂烟气超低排放改造后，运行1个月内SO2排放浓度仅有21个时段超过35mg/m3，占总时段的2.9%。且SO2排放浓度控制得很低，平均浓度仅为6.32mg/m3。总体上脱硫效率已控制到位，但由于烟气初始条件波动大，把高脱硫率作为技术指标的实际意义小，而应重点实现SO2的稳定超低排放，并通过优化控制参数来实现经济运行。

2) NOx排放浓度稳定，98.2%的时段NOx排放浓度<50mg/m3。湿法脱硫对NOx没有显著脱除效果，脱硫后烟气中NO2在NOx中比例有所提高。SNCR+SCR后氨逃逸控制不理想，超标情况较多，在SNCR+SCR耦合脱硝中NH3/NOx的控制需更加严格。

3) 经过布袋除尘、湿法脱硫和湿式静电除尘器后，绝大多数时段粉尘排放浓度都在2.5mg/m3以下，但湿式静电除尘器的除尘效果并不显著，后期研究将结合实际工况进一步优化湿式静电除尘器运行参数，实现其高效和经济运行。

原标题:燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践