新标准下燃煤电厂环保设施改造技术方案分析

薛建明，刘 涛

（国电科学技术研究院，南京 210031）

新标准下燃煤电厂环保设施改造技术方案分析

薛建明，刘 涛

（国电科学技术研究院，南京 210031）

新火电厂大气污染排放标准执行在即，为了保证现役机组稳定达标排放，煤电机组的环保设施需要进行技术改造，满足新标准的综合改造是一个系统工程，涉及电网安全、机组安全、场地条件、资源条件、技术条件、经济条件等因素，改造前应详细论证，综合各方面因素确定。原脱硫、除尘、脱硝设施运行优化调整后仍不能达到标准要求的，则需采进行局部或全面改造。脱硫设施的改造重点应在吸收系统，主要方法有原塔提效、单塔双循环、双塔双循环；除尘设施的改造重点应在提高原电除尘比收尘面积、改为布袋/电袋复合除尘或增设二级烟气净化设施；脱硝设施的改造重点应在优化流场氨氮混合均匀度、提高催化剂反应活性、增加催化剂的耐磨性。

环保设施；改造；达标；方案

引言

2011年我国修订了“大气污染防治法”和“火电厂大气污染物排放标准”（GB13223-2011），并按重点地区和非重点地区规定了更为严格的二氧化硫、氮氧化物、烟尘的浓度排放限值，根据中电联的研究结果：“新建机组排放限值超过了其他国家和地区的同类标准，达到了全世界最严标准”，不仅是新建机组，现役机组同样面临排放限值约束翻倍的问题，新建机组排放标准从2012年1月1日开始实施，现役机组排放标准从2014年7月1日开始实施。通过近年来已实施的环保设施改造项目，本文对现役火电厂脱硫、脱硝、除尘三大设施面对新标准的改造方案进行了分析。

1 二氧化硫治理设施改造路线

现有的石灰石-石膏湿法脱硫工艺已成为火电厂烟气脱硫装置的主流工艺，目前全国已建设脱硫设施的煤电机组约有6.8亿千瓦。其中采用石灰石-石膏湿法脱硫装置占燃煤机组比例超过92%[1]。2008年底之前建成的脱硫机组容量为3.8亿千瓦，这些脱硫机组大部分都是按照二氧化硫适应400mg/Nm3排放标准设计的，此外，由于近年来国内火电厂电煤质量下降严重，为了保证经济效益，各个火电厂的掺烧比例也在加大，部分电厂的实际燃用煤种与原设计煤种已有较大差异，并且在“十一五”期间，大量脱硫工程都是在短时间内建设完成并投入使用。部分核心设备选型不合理，而吸收塔流速设计不合理就会使得脱硫设施在更为严格的排放标准下不能连续达标运行，如果按最严格的排放标准进行测试，部分电厂的脱硫系统甚至无法稳定运行。近三年来，全国煤电机组已经陆续开始实施脱硫设施提效改造机组，目前全国还约有30%的在役火电机组脱硫设施需要进行提效改造才能在满足新排放标准的条件下稳定运行。

1.1 改造重点

石灰石-石膏湿法脱硫设施的改造重点主要集中在吸收塔的吸收和氧化环节，原有的问题主要是设计流速不适合、雾化停留时间不恰当；在硫分和烟气量均有增加的情况下，吸收塔的设计液气比较低，由于烟气量增大，塔内流速较高，雾化区停留时间较短。因此改造重点是提高吸收塔液气比、延长吸收塔浆液停留时间、提高氧化空气供给量和均化程度，其它辅助配套的供浆及石膏脱水能力应同时考虑改造后余量是否足够，不足时也应配套改造。

1.2 改造方案

改造方案在对系统、设备的性能充分评估后进行，根据不同的排放标准可选择原塔提效、单塔双循环技术、双塔双循环技术进行改造（见图1）。改造评估应在结合利旧、因厂制宜后选择最优的改造方案。

图1 脱硫设施改造的技术方案

需要指出的是，如果二氧化硫的排放标准为50mg/Nm3时，在性能评估阶段应优先考虑取消原有的GGH。因为GGH为蓄热式换热，动静部分存在密封间隙，当两侧存在压差时，原烟气就会向净烟气侧泄露，普遍漏风率在0.5%～3%之间。以2100mg/Nm3烟气入口浓度来考虑，当排放标准限值为200mg/Nm3时，GGH设备漏风率对总脱硫效率的影响仅为6%～31%；当排放标准限值为50mg/Nm3时，GGH设备漏风率对总脱硫效率的影响为21%～124%，详见表1。

表1 GGH漏风率与达标排放所需脱硫效率的关系

（1）原塔提效

原塔内部提效技术主要立足于现有石灰石-石膏湿法脱硫工艺，原吸收塔塔内流速较为合理，燃煤硫分变化不大，原设计脱硫基本能够正常达标运行或在排放标准线附近，要求脱硫效率大于95%。原塔内部提效改造主要是对原有吸收塔进行改造，采用提高喷淋液气比，通过增加喷淋层或提高现有单层喷淋密度提高脱硫效率；也可采用提高浆液停留时间或烟气停留时间来提高脱硫效率，原塔加高或喷淋层加高。喷淋量增加后若浆液氧化停留时间不满足要求，可通过加高原塔浆液槽方式或通过采用塔外氧化槽方式增加浆液氧化停留时间。

改造方案主要为保留原有吸收塔，对吸收塔喷淋段加高后增加喷淋层，提高喷淋密度；或塔不加高，更换单层喷淋量。对吸收塔底部氧化槽高度进行加高扩容；或采用增设塔外氧化槽以扩容浆液槽容积。

（2）单塔双循环

单塔双循环技术是德国诺尔公司的一种湿法脱硫技术，目前诺尔公司已经被德国FBE 公司收购，技术属FBE公司所有。单塔双循环工艺是在一座吸收塔内完成双循环的工艺流程，烟气首先经过一级循环，此级循环的脱硫效率一般在30%～70%，通常设置两层喷淋层，循环浆液pH值控制在4.6～5.0，此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间，从而大大提高石膏品质，降低成品石膏的含水率；此外，较低的浆液pH值可以提高吸收剂的活性，降低烟尘及吸收剂中惰性物质对吸收剂的影响。经过一级循环的烟气直接进入二级循环，此级循环实现主要的脱硫洗涤过程，二级循环浆液的pH值较高，达到5.8～6.0，在实现高脱硫效率和低排放浓度的同时降低了液气比。脱硫系统两级吸收浆池分开设置，分别控制不同的pH值以有利于提高石膏的品质和SO2的吸收，单塔双循环工艺原理见图2。

图2 单塔双循环吸收系统工艺原理

改造方案为：将原有吸收塔加高并增设新的喷淋层，在吸收塔内一、二级循环喷淋之间安装烟气导流环和浆液收集碗及溢流管，并在吸收塔附近新增收集二级循环浆液的浆液罐（简称AFT），并分别在吸收塔浆池及AFT中加入吸收剂和氧化空气，实现在一个吸收塔烟气通道内的两次浆液洗涤。并新增AFT旋流站和AFT氧化空气系统。单塔双循环技术由于需对原有的吸收塔进行改造，所需改造场地较小，但改造施工对机组运行影响较大，一般需停炉3～4个月。

（3）双塔双循环（双塔串联）

双塔双循环工艺是单塔双循环工艺上的延伸，双塔布置有串联和并联两种情况，但不推荐双塔并联方案，原因是对于大型机组脱硫吸收塔双塔并联，在机组满负荷时，烟气难以控制调平并合理分配。工艺技术上是要求烟气要先分开处理后再汇合，在烟气汇合之前，两座塔的反应工况肯定不一致，而排放浓度控制并非简单叠加平均，因此自动化控制程度要求高，而且两塔排放浓度控制裕度要大，所以不推荐双塔并联技术。双塔双循环工艺原理见图3。

图3 双塔双循环工艺原理图

双塔双循环工艺改造方案为：保留原有的吸收塔，拆除内部除雾器，并调整吸收塔出口方向，作为一级循环吸收塔；新增一座二级循环吸收塔，设计采用逆流喷淋空塔设计方案，一般设置3台循环泵、3层喷淋层、侧进式搅拌器、除雾器、氧化喷枪等设备，新增一套二级循环吸收塔的强制氧化空气系统及浆液旋流站，并在一、二级吸收塔之间新增联通烟道。

三种方案的技术经济性比较见表2。

表2 吸收塔系统改造方案比较表

2 烟尘治理设施改造路线

据统计，截止到2012年年底，我国燃煤电厂8.1亿千瓦装机容量中，约90%为电除尘设施，10%为袋除尘设施（电袋复合），新标准将烟尘排放浓度限值从50mg/Nm3降低到30mg/Nm3及20mg/Nm3。原有大量除尘器设计粉尘排放浓度是遵循80～100mg/Nm3的标准，然后通过FGD满足排放要求。加之锅炉燃用煤质掺烧的问题，2010年之前投运的在役煤电机组配套除尘设施都面临着提效技改问题。烟尘治理设施改造路线是以电除尘器本体提效改造为主要提效技术，受烟气条件、场地、煤质等限制的机组可选择降低烟气温度并回收余热、高频电源等电除尘提效辅助技术及烟尘终端处理技术，同时根据电厂所在地理位置、环保要求、烟气条件、场地、一次性投资及运行维护费用等综合因素确定。同样，除尘器技术改造前应对目前除尘器的运行工况及相关技术数据进行确认，作为除尘器改造的设计选型依据。

2.1 改造重点

新火电厂烟尘排放标准所指的烟尘排放浓度是指烟囱或尾部烟道内所测的烟尘浓度。鉴于国内火电厂300MW以上机组100%安装了烟气脱硫装置，因此，烟尘排放浓度的高低与四个因素密切相关，即除尘器出口烟尘浓度、湿法FGD的除尘效率、湿法FGD后烟气携带的固体颗粒物和GGH对飞灰的捕集效率。湿法脱硫可实现50%左右的除尘效率，当除尘器出口排放浓度在50mg/m3左右时，脱硫系统出口的烟尘排放浓度为25～35mg/m3，考虑到脱硫后烟气中携带的50～75mg/m3液滴，即增加10～15mg/m3烟尘排放，脱硫装置出口综合烟尘浓度则为35～50mg/m3，可实现50mg/m3的排放限值要求。但随着烟尘排放浓度限值的加严，除尘器（ESP/BP）的出口浓度在20～30mg/m3时，湿法脱硫对烟尘特别是微细粉尘和气溶胶颗粒的去除效果大为降低，再加上脱硫后烟气中携带的颗粒物，造成烟囱出口的烟尘浓度难于实现20～30mg/m3的排放要求。单纯靠三、四电场静电除尘器基本无法达到20～30mg/m3的排放要求。

除尘设施改造的方案有很多种，从近几年已完成改造的除尘设施运行情况看，从实用性及适用性来比较，现役机组除尘设施的改造重点有两个方向：一是进行电除尘器扩容（增加比收尘面积）或者进行布袋或电袋改造；二是电除尘器进行提效同时在湿法脱硫装置后建设二级除尘设施（湿式烟气净化装置），见图4。

图4 煤电机组除尘设施改造路线

此外，除尘设施改造同样需要考虑的问题有：电除尘器改造为袋式除尘器或电袋复合式除尘器时，由于阻力的增加需要对锅炉引风机进行改造，同时由于除尘器各个灰斗积灰量的重新分布，干除灰系统的仓泵容积和输送需重新校核。在改造引风机时要同时兼顾除尘、脱硫系统及脱硝系统的阻力。

2.2 改造方案

2.2.1 电除尘器本体改造（增加比收尘面积）

电除尘器改造的目的是增加收尘面积，提高收尘效率，常用方法有以下三种或将三种方式结合应用。

（1）将原有电除尘器加高。对原有电除尘器进行加高，可增加流通面积，降低电场风速，提高收尘效率。一般说来，加高电除尘器，灰斗以下部分可不动，也不需要扩张周边的空间位置，施工周期不会太长。但该方案需将电除尘器内部的极板、极线、顶部全部拆除更换，壳体也要加高，须重新布置振打装置并做振打加速度试验。国内常规电除尘器的极板、极线的长度不宜大于16米。极板、极线太高，对于侧部振打，振打力不均匀，会造成严重的二次扬尘，对于顶部振打，难以保证底部的最小振打加速度，影响清灰效果，气流分布的均匀性也很难控制，也会增加振打时的二次扬尘并降低收尘效率。

（2）增加电场。对于适合电除尘的含尘烟气条件来讲，增加电场可增加有效集尘面积，延长烟气在电场内停留的时间，对提高除尘效率的效果很明显。在现场条件许可的情况下，增加电场，提高除尘效率，是常用、可靠的改造方案。但实施此方案一定要考虑原除尘出口离引风机中心线的空间距离是否足够，必要时需要对除尘器出口烟道及引风机入口烟道进行改造，然后再进行增加电场的改造工作。

（3）侧部振打改为顶部振打。在同等条件下，顶部振打比侧部振打可省去振打装置占用的空间，所以在设备改造项目中其空间利用率较高。通过将原电除尘器的侧部振打改为顶部振打，可以利用原侧部振打装置的空间增加极板和极线，增加了收尘面积，提高了除尘效率。

2.2.2 电除尘器改为电袋复合除尘器或是布袋除尘器

在电袋复合除尘器工作过程中，气流中的粉尘首先在电除尘单元中被荷电，随着荷电粒子逐渐沉积于滤料表面，中性滤料会带上与荷电粒子极性相同的电荷，从而在滤料表面形成静电场。静电场的形成会使粉尘层在滤料表面的排列更为有序，结构更为疏松，增大了粉尘层的孔隙率，降低粉尘层压力损失。到目前为止，已经发展出3种典型的电袋复合除尘工艺，即：前电后袋串联式、MSCTM技术和AHPC技术。电袋除尘器结合的技术优势，不仅在于其中的静电除尘器在烟气到达布袋除尘器之前能够收集大部分的粉尘，还在于预荷电的粉尘和滤料周围的外加电场对过滤的增强效果。

通常对于四电场的电除尘器的电袋改造方案是考虑将现有电除尘器的一、二电场保留并进行完善后作为电除尘区；将三、四电场改造为袋式除尘器区，出口烟道做配套改造；同时电气、控制、输灰系统作相应改造。

2.2.3 加装湿式烟气深度净化装置

在脱硫系统尾部加设烟气深度净化装置，其工作原理是在除雾器的阳极板（筒）和阴极线之间施加数万伏直流高压电，在强电场的作用下，阴阳两极间的气体发生充分电离，使得除雾器空间充满带正、负电荷的离子；随工艺气流进入除雾器内的尘（雾）粒子与这些正、负离子相碰撞而荷电，带电尘（雾）粒子由于受到高压静电场库仑力的作用，分别向阴、阳极运动；到达两极后，将各自所带的电荷释放掉，尘（雾）粒本身则由于其固有的黏性而附着在阳极板（筒）和阴极线上，然后通过流体冲洗的方法清除。

改造方案为烟气接自吸收塔，依次通过新增膨胀节、烟道、弯头、气流分配装置进入湿法除尘装置，经过湿法除尘装置后进入湿法除尘装置出口烟道，进入烟囱后排入大气，整个烟气系统须做防腐处理。新增湿法电除尘装置包括：本体钢结构、气流均布装置、高压供电装置、阴极系统、阳极系统、冲洗系统、电气和控制系统。

3 氮氧化物治理改造路线

截止到2012年底，全国已投运煤电机组的脱硝容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28.1%，其中采用选择性催还还原法（SCR）脱硝的比例为98%，对于5.8亿未建设脱硝设施的煤电机组要实现达标改造路线就是就建设SCR脱硝装置，这是目前唯一可靠的烟气后处理脱硝方法，工程建设的区别只是在于催化剂的层数，以及还原剂选取的是尿素还是液氨。但改造的前提是应先进行低氮燃烧器改造（降氮）工作，虽然有些地区的燃煤锅炉由于燃煤煤质或炉型燃烧方式等因素导致低氮改造效果不明显，但大部分四角切圆锅炉和“W”型火焰锅炉通过低氮改造后也可以将氮氧化物生成浓度降至较为合理的区间。

对于已建设并投运的脱硝装置，运行时间较长的脱硝设施反映出的问题主要是催化剂的磨损、烟气混合不均、脱硝效率降低、氨逃逸量增加造成空预器堵塞等问题。

3.1 改造重点

1）优化脱硝反应器内流场的混合方式，根据实际煤种产生的烟气进行催化剂流场冷态模拟提高氨氮混合均匀度，通过优化运行方式，调整氨喷射装置的流场效果，进而提高烟气通过催化剂时的反应效率；2）增强催化剂前端耐磨损部分，对煤质中灰分增加较大、配煤掺烧比例较高的煤电机组，应适当考虑增加灰斗的体积，减少大颗粒飞灰进入反应器的概率，降低催化剂内的烟气流速。对于原有设计脱硝效率低于50%的机组，通过增加催化剂层数、更换催化剂类型来大幅度提高脱硝效率。

3.2 改造方案

对于已投运脱硝设施的在役机组改造方案主要为：

（1）优化喷氨器及氨/氮整流器的布置，通过冷态流场实验和数值模拟对喷氨及氨氮混合流场进行优化，使氨、氮氧化物在进入催化剂之前混合均匀，提高反应效率。

（2）对于设计效率较低，催化剂层数较少的脱硝设施，可增加催化剂层数，催化剂单层高度为1～1.5米，加上吹灰器及检修空间，约3米高度，通过增加一层催化剂来提高脱硝效率在空间上是可行的。

（3）对于掺烧劣质煤、原设计煤种灰分变化较大的机组，应考虑脱硝反应器的灰斗容量是否足够，脱硝反应器的入口烟气流速是否符合原设计要求，不能满足的都应进行扩容改造。

（4）及时对催化剂进行反应活性测试，《火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范》（DL/T 1286-2013）已于2013年颁布实施，如果催化剂运行时间超过设计值、反应活性远低于设计值时，需及时进行更换催化剂。

脱硝装置改造和优化的部位见图5。

4 结论

（1）脱硫设施改造前应进行性能评估，如果脱硫装置的运行效果和潜力测试与新的排放标准差距较大，则需采用高性能、高可靠性、高适用性的工艺及技术对环保设施进行局部或全面改造。改造应把握的原则为：基于原有工艺进行改造，尽量利旧；对吸收系统整体进行增容改造；优先采用资源回收型、循环经济型的工艺，设计指标要超前；在实施技术改造时，应综合考虑技术和管理等因素，结合原塔提效、单塔双循环、双塔双循环工艺技术进行比选。

图5 脱硝装置改造和优化的部位

（2）目前国内除尘器的设计、制造及工艺水平有较大提高，原有电除尘器技术已有较大提升及换代，并同时出现了不同技术的组合应用。现役机组约有80%装机容量需进行不同程度的改造，其中20mg/Nm3的排放标准增加了除尘器改造和设计选型的难度及复杂性。任何除尘器技术均有其应用的范围，对其选取是有条件的，不论其锅炉的燃用煤质情况还是其自身的技术问题，对新建或除尘器改造需进行综合分析，摸清各类型除尘器及除尘器组合技术的特点，对除尘器改造及其各类技术组合的确定需详细研究论证。现有除尘设施应对新标准改造的方法为：ESP增容改造（增加比收尘面积）/ BP或电袋 + 湿法FGD（改造后湿法FGD/电袋按出口烟尘浓度≤10～20mg/Nm3设计）或ESP + 湿法FGD + 柔性电极烟气深度净化装置。

（3）脱硝设施改造的技术路线为高效低氮燃烧器（以不降低锅炉效率为前提）+ SCR，“W”型火焰锅炉需要考虑4 + 1、5 + 1层催化剂。优化运行方式，调整氨喷射装置的流场效果，重视流场数值模拟及实物模拟在实际工程中的运用（应“一机一模”），特别是高灰机组。技术方案应结合电厂的实际情况进行充分论证，不可简单套用成功案例，务求适应实际工况；采用SCR脱硝工艺应留足催化剂的空间，做好还原剂选择的评估工作。定期根据标准对催化剂进行反应活性测试，反应活性下降较快的，应及时更换催化剂以保证脱硝效率。

[1] 中国电力企业联合会．中国电力行业年度发展报告[M]．北京：中国电力出版社，2013．

[2] 《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）[S]．

[3] 薛建明，等．湿法烟气脱硫设计及设备选型手册[M]．北京：中国电力出版社，2011．

[4] 中国电力企业联合会．燃煤电厂除尘技术路线指导意见[C]．中国电力企业联合会，2013．

[5] 刘建民，等．火电厂氮氧化物控制技术手册[M]．北京：中国电力出版社， 2012．

Program Analysis on Reforming Technology of Environmental Protection Establishment in Coal-fired Power Plant Based on New Standards

XUE Jian-ming, LIU Tao
(Guodian Science and Technology Institute, Nanjing 210031, China)

The emission standard of air pollution in new power plants is going to be implemented. In order to ensure the emission compliance of the active service generating sets, the environmental protection establishment of the coal and electric-ity generating set must carry out the technical reform. The comprehensive reform for the new standard is a systems engineering, covering the electric net security, generating set security, site condition, resource condition, technical condition and economic condition etc. Before the reform, argumentation should be done and conclusion should be confirmed based on all factors. The key reform of the desulfurization establishments should be stressed on the absorption system, while the key reform of the precipitation establishments should be stressed on the proportion of the dust receiving in increasing the original electrical precipitation ratio, changing bag/electric bag compound precipitation or increasing grade II flue gas purifying equipment; the key reform of the denitration establishment should be put on the equal degree in optimizing ammonia-nitrogen of flow field, enhancing the reaction activity of catalyst, and increasing the wearability of catalyst.

environmental protection establishment; reform; standard compliance; scenario

X701

A

1006-5377（2014）10-0037-06