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本文针对新疆某发电厂无法达到国家和新疆地方环保部门“超低排放”要求，在现有处理设施基础上，对该厂2×330MW超临界压力燃煤机组进行超低排放改造。#1和#2两机组均采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，新增备用层催化剂，且#1机组进行空预器改造；除尘超低排放改造#1机组采用现有电除尘恢复性检修+高频电源+预留相变凝聚器+湿式静电除尘装置改造；#2机组在原有除尘装置基础上配套高频电源，同时改造电控技术。烟气脱硫超低排放改造#1和#2机两机组均采用双塔双循环方案。经对改造工程进行综合评价，颗粒物、SO2、NOX排放浓度达到限制要求。
关键词：发电厂；燃煤机组；超低排放
随着我国工业化进程加快和经济的飞速发展，火电厂排放的污染物，特别是 SO2、NOX和颗粒物等造成的大气环境污染问题直接或间接威胁着社会发展和人体健康。若火电行业不及时采取有效的气体污染物控制措施，则排放的各类污染物将会对区域环境及社会经济发展造成巨大危害。国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源〔2014〕2093 号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》的通知”，提出超低排放的目标，要求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；到 2020 年现役30 万 k W 及以上公用燃煤发电机组、10 万 kW 及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过 10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，并且西部地区要求在 2020 年前完成，时间进度紧迫，燃煤发电企业必须立刻开展相关改造工作以满足环保要求。目前在我国火电行业中多种脱硫脱硝除尘技术得以运用[6-8]，根据电厂规模以及实际情况选择不同，运用效果不同。新疆是我国煤电发展的主要区域之一，某电厂为达到最新的环保排放要求，根据电厂实际情况，对烟尘、SO2和 NOX进行改造方案的探讨，提出一套切实可行的超低排放改造方案，不仅为同区域电厂后续改造提供借鉴，而且为区域大气环境污染物减排提供技术方案参考。
1 脱硝改造方案
1.1脱硝系统改造前概况
该 电 厂 #1、#2 号 机 组 烟 气 脱 硝 系 统 均采用 SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法）脱硝方案，整个 SCR 烟气脱硝系统分为两大部分，即 SCR 反应器系统和尿素存储及供应系统，脱硝装置 SCR 反应器直接布置在省煤器之后空预器之前，不设置 SCR 烟气旁路。尾部烟道支架上部空间作为 SCR 装置布置场地，也是原机组建设时预留的脱硝场地位置。根据该电厂 #1、#2 号机组脱硝系统的运行数据统计表明，随着锅炉设备负荷的降低，NOX入口浓度逐渐增加；锅炉变负荷时脱硝入口 NOX浓度也会增加；设备在满负荷状态，脱硝入口NOX浓度基本保持在 300mg/Nm3以下，最高不超 350mg/Nm3；设备负荷在240 MW 以上时浓度有超出 350 mg/Nm3的情况，其占比较小。满负荷时设备入口的氮氧化物浓度在 350 mg/Nm3（设计进口浓度）以内时，脱硝出口的氮氧化物浓度可控制在 70 ～ 80 mg/Nm3范围内，其现有的排放浓度无法满足超低排放的要求。
1.2 脱硝系统改造
1.2.1脱硝系统超低排放改造的技术思路
根据该电厂脱硝系统的运行状况，超低排放改造可从以下几方面解决：
（1）目前电厂采用的是 SCR 选择性催化还原反应脱除氮氧化物，原设计效率为 75%，现有工艺无法满足最新标准要求，需将脱硝效率提升至 86% 以上。
（2）由于烟气设计灰分未变，原有催化剂型号可满足要求，但由于脱硝效率增加，出口 NOX浓度降低，催化剂体积偏小无法满足工艺需求，可试图增加催化剂体积，提高脱硝效率。
（3）烟气在通过 SCR 催化剂时，形成的 SO3与逃逸的 NH3在空气预热器中下层形成硫酸氢氨，硫酸氢氨在 146℃～ 207℃温度范围捕捉大量飞灰，其结合物附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。
表 1 脱硝改造方案
表 2 除尘改造方案
1.2.2脱硝改造方案选择
根据上述思路及工程的实施时间，改造方案如下：
1.2.2.1 增加催化剂
增加催化剂可采用两种方案：一种改造时新增备用层催化剂，一种为改造时更换原有两层催化剂。两种方案见表 1。由上述可知，方案一加装备用层催化剂的用量较小，能充分利用现有催化剂的性能，投资较低，本次改造采用加装备用层催化剂。
1.2.2.2 空预器改造
为解决现有空预器易被灰分堵塞，影响预热器的换热及机组的正常运行等问题，对脱硝改造时已增设的省煤器灰斗加强运行管理，保证省煤器灰斗定期排灰以及暖风器的正常运行。空预器改造以改动量最小为原则，仅对转子内部换热元件进行改造，具体改造方案为：拆除全部换热元件，其中热端（h=1000mm）换热元件与冷端（h=333mm）换热元件利旧，现场清洗处理；将扇形板割薄上提，剔除热端及中间两层栅架，向上拼接隔板；按尺寸焊接新设计的两层栅架，安装新设计的冷端镀搪瓷换热元件（h=900mm）及清洗之后的两层换热元件；安装径向、轴向、旁路密封片；恢复封仓板及保温；利旧冷端蒸汽吹灰器，并移至热端，在冷端安装新设计双介质高压水吹灰器。
2 除尘改造方案
2.1除尘系统改造前概况
该电厂 #1、#2 机组采用电除尘器装置，#2 机组在脱硫后增设湿法电除尘器装置。电除尘器配置兰州电力修造厂生产的卧式、板式双室四电场干式静电除尘器，供电设备采用 GGAj02-1.1A/72kv 型高压硅整流设备。电除尘器设计保证效率≥ 99.6%，保证电除尘器出口烟尘浓度＜ 100mg/Nm3。湿式电除尘器分 4 个供电区，阴、阳极长度>6m，设计处理烟气量为 1709907m3/h，设计湿式电除尘器出口烟尘浓度 <20mg/Nm3。
2.2 除尘系统组改造
2.2.1除尘系统超低排放改造的技术思路
根据该电厂脱硝系统的运行状况，#1 机组除尘设备烟尘排放30 ～ 50mg/Nm3，无法满足最新的排放标准，需进行改造。目前 #2 机组湿法脱硫后已加装湿法电除尘装置，可满足最新的排放标准限值，本次改造为配套高频电源，同时改造电控技术，其可具备 20% 的除尘提效效果，同时也具备一定节能效果。
2.2.2除尘改造方案选择
根据 2 台机组除尘设备的现运行状况，针对 #1 除尘设备的改造方案有两个：方案 1 为高频电源 + 湿式电除尘，方案 2 为扩容 + 脱硫提效。具体方案内容及对比见表 2。根据上述两种方案的对比，方案一采用高频电源电除尘改造 + 加装湿式电除尘装置对机组工况的适应性较强，改造后烟囱烟尘排放浓度能满足超低排放要求，改造后对引风机影响较小；对其他污染物具有去除效果，达到综合治理的目的；预留湿除提效的空间，具备烟囱烟尘排放浓度＜ 5mg/Nm3的潜力。
3 脱硫改造方案
3.1脱硫系统改造前概况
该电厂脱硫系统采用石灰石—石膏就地强制氧化湿法烟气脱硫工艺，脱硫装置按一炉一塔单元布置。每套脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉 BMCR（Boile MaXimum Continuous Rating，最大连续蒸发量）工况时的 100 % 烟气量；当燃煤含硫量为 1.7% 时，脱硫效率高于96%。公用系统主要有吸收剂制备及供应石膏脱水系统、工艺水系统、排空系统、废水处理系统。脱硫副产品—石膏在脱水后含湿量 <10%。#1 机组烟尘和脱硫尚未改造，其二氧化硫的排放浓度分别为 100 ～ 200 mg/Nm3。#2 机组除尘和脱硫正在改造中，采用双塔双循环工艺设计，设置两级吸收塔，吸收塔均采用空塔喷淋，设计二氧化硫的排放限值分别为 50mg/Nm3；改造后要求二氧化硫低于 35mg/Nm3。
3.2 脱硫系统组改造
3.2.1脱硫系统超低排放改造的技术思路
根据该电厂脱硫系统的运行状况，超低排放改造可从以下几方面解决：
（1）吸收塔原设计氧化槽容积偏小、流速稍高，在硫分和烟气量均有增加的情况下吸收塔各参数不能满足现有排放标准的要求，必须对吸收塔系统进行改造。
（2）氧化风机及管道无法适应现有改造燃煤硫分的运行工况，需对氧化风系统进行扩容改造。
（3）根据实际运行情况，现有废水系统的处理能力偏小，导致脱硫系统的氯离子浓度偏高。
表 3 脱硫改造方案
3.2.2脱硫改造方案选择
根据两台机组运行情况的不同，采取的改造方案分析如下：
3.2.2.1 #1 机组脱硫系统改造工程方案
（1）吸收塔改造。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等，该机组采用双塔双循环技术。改造内容见表 3。
（2）氧化空气系统改造。由于硫分增加较多，原有氧化风机不能满足要求，故一级吸收塔需更换两台氧化风机，改造方案为：更换为两台单级高速离心风机，一用一备。
3.2.2.2 #2 机组脱硫系统改造
工程方案由上述性能评估可知，#2 机组采用双塔双循环工艺设计，设置两级吸收塔，吸收塔均采用空塔喷淋，且机组及脱硫公用系统均能满足电厂脱硫超低排放改造的要求，无须再改造，但 #2 机组一级塔（原塔）喷淋支管磨损严重，需更换。
3.2.2.3 脱硫废水系统改造
根据对脱硫系统的分析，需更换大流量废水旋流给料泵和废水旋流器；采用 NaOH 作为废水用碱，新增一台卸碱泵，一座碱罐及两台碱计量泵；由于现有澄清池容量偏小，本次新建一座澄清池；对污泥处理系统进行更换原板框压滤机。
4 电厂超低排放技术改造工程
综合评估对该电厂1#、2#机组超低排放技术改造工程进行综合评估，监测结果表明，监测期间在相同煤种和工况（75%以上稳定工况）条件下，1#机组颗粒物、SO2、NOX排放浓度值分别为7.1mg/m3、13mg/m3、6mg/m3，2#机组颗粒物、SO2、NOX排放浓度值分别为7.6 mg/m3、12mg/m3、44 mg/m3。均符合《关于做好燃煤发电机组超低排放改造项目评估监测工作的通知》（新环发〔2016〕389号）的要求限值污染物低浓度排放要求（烟尘浓度<10mg/Nm3，SO2<35mg/Nm3，NOX<50mg/Nm3）。
5 结论
对该厂 2×330MW 超临界压力燃煤机组烟气脱硝超低排放改造，两机组均采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，新增备用层催化剂，且 #1 机组改造空预器；除尘超低排放改造 #1 机组采用现有电除尘恢复性检修 + 高频电源 + 预留相变凝聚器 + 湿式静电除尘装置改造；#2 机组在原有除尘装置基础上配套高频电源，同时改造电控技术。烟气脱硫超低排放改造 #1 和 #2 机组均采用双塔双循环方案，经对改造工程进行综合评价，颗粒物、SO2、NOX排放浓度达到要求限制。
