文章导读

随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）的发布（要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造，本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论，并通过测试数据对改造路线效果进行评价。

▲ 来源：环境工程

随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）的发布（要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造，本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论，并通过测试数据对改造路线效果进行评价。

燃煤电厂超低排放改造之：脱硝改造技术路线

未超低排放改造前，一般电厂脱硝采用：低氮燃烧器+SCR工艺，控制NOx浓度在100mg/m3以内。以后将要执行50mg/m3的排放限值（平时运行时为防止排放值波动而超标，一般需控制在30~40mg/m3），电厂可以从以下两个方面进行脱硝超低排放的改造。

1低氮燃烧器改造

未进行低氮改造或低氮改造效果不好，低氮改造后入口NOx仍然较高的（超过500mg/m3），电厂脱硝若执行50mg/m3的排放限值时，SCR装置的压力较大的（脱硝效率在90%以上），需首先考虑能否进行低氮燃烧器的改造。

有些电厂低氮燃烧器改的较早，或锅炉本身自带低氮燃烧器，因技术原因，低氮效果不明显。随着近几年低氮燃烧技术的发展，已经可以解决以前无法解决的问题。如前后墙对冲燃烧锅炉，目前已经有成熟的低氮技术对该种炉型进行改造，炉膛出口NOx可降低到300mg/m3左右。

如山西某电厂2×600MW机组，锅炉为某公司设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉；型号为DG2060/17.6-∏1，炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。脱硝采用低氮燃烧器+SCR工艺，SCR设计入口NOx浓度为500mg/m3，催化剂层数按“2＋1”布置，脱硝效率不小于80%，出口浓度＜100mg/m3（标干，6%氧）。

2012年对两台机组进行了低氮燃烧改造，改造效果不理想。对改造后SCR入口NOx浓度进行统计分析，见图1-1：

据统计，2014年7月~2014年10月，1号机组A侧SCR入口NOx浓度基本在300~500mg/m3，B侧SCR入口NOx浓度基本在400~600mg/m3，SCR入口浓度较高，低氮效果不明显。

迫于超低排放改造的压力，2014年9月，电厂对1号机组重新进行了低氮燃烧器改造，改造后锅炉运行情况见图1-2：

重新进行了低氮燃烧器改造后，燃用同样的煤种，#2机组SCR入口NOx浓度基本可稳定在400mg/m3以下，低氮改造效果较明显，减轻了后续SCR的运行压力，且节约运行成本。

低氮燃烧器改造效果较好的（不降低炉效的前提下），可降低脱硝的运行成本，减少氨的用量，减少氨逃逸的风险，对后续空预器等设备均有一定的积极意义，在一定程度上保证了机组长期稳定运行。

2 SCR改造

SCR改造一般采用新增催化剂或更换催化剂的技术方案，同时对SCR吹灰器进行相应改动，并重新核算还原剂储存系统、制备系统及稀释风机出力是否满足要求，若不满足，进行相应的改造。

南京某电厂2×600MW机组，已采用低氮燃烧器，低氮改造后SCR入口浓度保证在320mg/m3以内。此次脱硝系统改造仅加装备用催化剂层，并增加配套催化剂层吹灰系统。按照新加装催化剂+原催化剂，满足NOx排放值在50mg/m3以内、脱硝效率＞85%、氨逃逸率＜3ppm。

表1-1南京某电厂1号机组脱硝系统主要性能参数

电厂超低排放改造完成后，试验单位于2016年1月份对该机组脱硝进行了测试，测试结果见表1-2。

表1-2南京某电厂1号机组脱硝性能测试数据

根据测试数据，1号脱硝系统A、B侧脱硝效率分别为93%、92%，满足85%的设计值；A、B侧SO3转化率分别为0.82%、0.69%，满足改造后小于1.5%的设计值。A、B侧氨逃逸平均值分别为2.27ppm、3.72ppm，B侧超过设计值的3ppm。

由于超低排放改造时，未对1号机组进行脱硝喷氨优化试验，较高的脱硝效率及喷氨的不均匀性，导致氨逃逸较高。而该电厂的#2机组超低排放改造后，进行了脱硝喷氨优化试验，氨逃逸远小于3ppm。改造前空预器运行4个月，压差从1000Pa左右上升到2000Pa左右，改造后空预器运行2015年1年时间，压差仅从1000Pa左右上升至1300Pa，喷氨优化试验效果明显。所以脱硝超低排放改造同时，建议进行喷氨优化试验，降低氨逃逸。

燃煤电厂超低排放改造之： 除尘改造 技术路线

超低排放烟尘排放浓度需要达到10mg/m3的排放限值，而且很多地区提倡按5mgm3的排放限值进行设计改造，这对部分电厂的除尘改造造成很大压力。

目前应用较多也是较为成熟的除尘超低排放改造技术路线有：脱硫除尘一体化技术；加装湿式电除尘。

脱硫除尘一体化技术即通过对干除进行改造，并且对脱硫塔进行改造来协同脱除烟尘的技术。一体化技术主要的核心设备为高效除尘除雾装置。高效除尘除雾装置对脱硫入口烟尘浓度有一定的要求，所以要保证干式除尘器的出口烟尘浓度较低，而且低负荷时，由于烟气量较小，吸收塔内流速较低，高效除尘除雾装置的效果会有所下降。

若采用湿式电除尘技术，电除尘器改造工作量可适当减少。

按干除出口不大于30mg/m3考虑，经过脱硫塔可降到小于20mg/m3，最后通过湿式电除尘器，湿除出口可保证烟尘小于5mg/m3。但湿除需要冲洗（虽然现在玻璃钢阳极板的湿除立式、卧式技术均已成熟，但是每小时还是会有1~2t的排水进入脱硫地坑），导致脱硫吸收塔水平衡的控制是个运行难点。

1 干除为布袋或电袋除尘器

若电厂机组干除为布袋或电袋除尘器，则改造方案相对简单。由于一般的布袋除尘器布袋材质为：纤维材质PTFE+PPS混纺且PTFE比例不小于50%，除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3。

1.1烟尘执行5mg/m3的排放限值时，有两种路线：

（1）将布袋改为精滤袋，精滤袋材质为超细PPS+PTFE混纺+PTFE覆膜，除尘器出口可保证烟尘浓度小于20mg/m3甚至更低，脱硫系统针对脱硫塔的除尘效果相应的做一些改造，如新增托盘与喷淋层等、并且除雾器改为高效除尘除雾装置，可保证脱硫出口烟尘达到5mg/m3的排放限值。

（2）不对干除进行改造，除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3，脱硫也不需要针对脱硫塔的除尘效果进行改造，一般脱硫可保证40%左右及以上的除尘效率，即脱硫出口烟尘浓度可保证小于20mg/m3，最终在脱硫塔出口加装湿式电除尘器，可保证烟尘达到5mg/m3的排放限值。

1.2烟尘执行10mg/m3的排放限值

干除除尘器不需要改造，除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3，则可按照除尘脱硫一体化进行改造，经过脱硫新增托盘与喷淋层，并且除雾器改为高效除尘除雾装置，可保证脱硫出口烟尘达到10mg/m3的排放限值。也可采用不对脱硫进行针对除尘的改造，新增湿式电除尘器的改造方案，但总体比较而言增加湿除方案的初投资与运行成本均会增加。

2 干除为静电除尘器

若电厂机组干除为静电除尘器，则改造方案较多~，如通过新增低温省煤器降低比电阻来提高电除尘器效果、新增电场提高比集尘面积、改造原电源为高频电源或脉冲电源、将末电厂改为旋转电极以减少常规振打而导致的二次扬尘、加装导电率槽、对除尘器入口烟气进行调质等各种改造技术方案。具体选哪一种或几种需根据电厂煤质、场地等实际情况进行选择。同布袋除尘器相同，不同的出口浓度，对应的后续改造方案不同。

2.1烟尘执行5mg/m3的排放限值时，有两种路线

（1）除尘器出口保证烟尘浓度小于20mg/m33，甚至更低，脱硫新增托盘与喷淋层等，并且除雾器改为高效除尘除雾装置，可保证脱硫出口烟尘达到5mg/m3的排放限值。

（2）除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3，脱硫也不需要针对除尘进行改造，可保证40%左右及以上的除尘效率，即脱硫出口烟尘浓度可保证小于20mg/m3，最终在脱硫出口与烟囱直接加装湿式电除尘器，可保证烟尘达到5mg/m3的排放限值。

2.2烟尘执行10mg/m3的排放限值

除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3，则可按照除尘脱硫一体化进行改造，经过脱硫新增托盘与喷淋层，并且除雾器改为高效除尘除雾装置，可保证脱硫出口烟尘达到10mg/m3的排放限值。也可采用不对脱硫进行针对除尘的改造，新增湿式电除尘器的改造方案，但总体比较而言采用湿除的方案初投资与运行成本均会增加。

3 除尘器改造方案实例

电除尘器为低温省煤器+高频电源+湿式电除尘器改造方案：

南京某电厂电除尘改造方案为低温省煤器+高频电源方案。在除尘器入口加装低温省煤器，将除尘器入口烟温从150℃降低为100℃，并对电除尘器进行高频电源改造，充电间歇时间非常灵活，最小单位可到20us，在应用反电晕自动优化时，优化的精细程度和准确度大大提高，从而较工频系统可以提高除尘效率。通过以上对电除尘的改造方案，电厂电除尘器出口可保证小于20mg/m3。

2016年1月份，测试单位对电除尘器进行了测试，测试数据见表2-1：

表2-1南京某电厂1号机组除尘器进出口测试数据（自动连续模式）

由上表可以看出，该电厂电除尘器的低温省煤器+高频电源的改造方案是较为成功的，出口烟尘浓度可保证在20mg/m3以内。

为保证烟尘排放浓度不大于5mg/m3，且考虑到电除尘存在一定的故障率，电厂在脱硫后新增湿式电除尘器。2016年1月份，测试单位对湿式电除尘器进行了测试，测试数据见表2-2：

表2-2湿式电除尘器除尘效率测试数据

由上表可知，烟气经过湿除后，烟尘排放浓度为3mg/m3，达到烟尘5mg/m3的超低排放限值，湿式电除尘器保证烟尘达标排放效果显著。

电厂燃煤机组烟气超低排放改造技术路线之：湿法脱硫改造

1 主要改造技术方案介绍

脱硫SO2需执行35mg/m3的排放限值，目前改造应用较多、效果较好的改造方案主要有单塔单循环（强化传质）、单塔双循环及双塔双循环等技术。

（1）单塔单循环（强化传质）工艺是在单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行内部的改造，提高气液传质，强化对流效果，从而提高SO2的脱除率。改造工作量较小，特别适用于老塔改造，在原有吸收塔内部进行一系列改造（包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、优化喷嘴布置、增加均流提效和强化传质构件、控制内部PH等）来实现系统提效的目标。

（2）单塔双循环技术：原有吸收塔保留不动，拆除内部除雾器，作为一级循环吸收塔；在原吸收塔上部新增一浆液集液器与喷淋层，作为二级循环，浆液集液器与一新增的塔外氧化槽相连，一级循环的浆液控制较低的PH值，有利于石膏的氧化，二级循环的浆液PH值较高，有利于SO2的吸收，示意图见图3-1。两级吸收塔浆池分开设置，分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收。

图3-1 单塔双循环示意图

（3）双塔双循环技术采用两级塔，一般一级塔的浆液控制较低的PH值，有利于石膏的氧化，二级塔的浆液PH值较高，有利于SO2的吸收，双塔双循环改造需新建吸收塔，同时需对原有的烟道进行改造，并新增原塔与二级塔之间的烟道，改造场地要求较大。