江苏阚山发电有限公司江苏徐州221000
摘要：通过标准对照、超低排放技术应用研究，结合阚山电厂600MW机组环保提效调控实际，按照充分挖潜环保设施现有潜力后再对瓶颈环节实施充分利旧改造的思路，对常规燃煤电厂达到燃气电厂排放标准的技术路线进行了分析总结，为其他燃煤电厂实现超低排放提供参考。
关键词：燃煤电厂；超低排放；燃气标准；技术探讨
引言
火电厂大气污染物排放新标准发布、实施后，燃煤电厂开展了一系列环保设施提效运行和升级改造工作，以期满足逐步从严的污染物排放浓度限值要求。但随着大气污染防治工作的推进，达标排放已非燃煤电厂的全部追求，污染物超低排放、排放水平达到燃气电厂排放标准已成为燃煤电厂进一步削减污染排放、积极承担社会责任的期望目标。本文按充分利旧、先控再改的原则，对常规燃煤电厂达到燃气电厂排放标准的可行性技术路线进行探讨分析。
1烟尘脱除改造
1.1静电除尘器
阚山电铲采用静电除尘器，静电除尘器的除尘原理是通过电极在烟气中放电，使粉尘荷上电荷，并且在电场力的作用下向电极移动，被集尘极捕获并收集。在静电除尘器壳体内设有很多组阴极线和与之对应的阳极板，给阴阳极施加高压直流电，阴极（放电极）附近空气被电离，形成电晕。电晕区的范围较小，正离子很快流向放电极，电子则扩散到电晕外区域。烟气流过电极区间时，大部分粉尘带上负极性，在电场力的作用下向阳极板（收尘极）移动，与阳极板接触后放出电荷，通过振打落入灰斗。
本次干式电除尘器提效改造方案采用低低温电除尘改造方案，将静电除尘器入口烟气温度降低到90℃，通过降低烟尘比电阻，减少烟气流量，进而提高除尘器效率。另外电除尘本身做整体修复工作，如更换所有阴极线，灰斗下部设置均匀可靠的蒸汽加热装置等。
实现低低温净电除尘器，必须在除尘器入口设置烟气换热器降温段。阚山电厂2台机组空预器出口的排烟温度：夏天142℃左右（600MW），冬天131℃左右（600MW），排烟温度较高。本工程采用烟气深度余热利用方案，在空气预热器出口与电除尘器进口之间的烟道中，增设高温换热器和低温换热器，降低电除尘入口温度至90度左右，同时实现节能。
烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统。其烟气热量回收装置分为两级，第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从约120℃冷却到约95℃。第二级布置在湿式除尘器的出口，加热脱硫净烟气，媒介与烟气进行热交换采用闭式循环水来完成。使进入电除尘器的运行温度由常温状态（120℃～140℃）下降到低温状态（90℃～100℃左右），排烟温度的降低，使得进入电除尘器的烟气量减少，粉尘比电阻降低，余热利用和提高除尘效率的两个目的都达到了。
2SCR改造部分
2.1氮氧化物超低排放
为避免催化剂烧损和催化剂、空预器受亚硫酸氨的堵塞，脱硝装置的投运对烟温有一定的要求，SCR的进出口温度在310℃~427℃范围内。而锅炉设计为降低排烟温度，提高热效率，通常设置较多的省煤器受热面积，尽可能降低省煤器的出口烟温，尤其在低负荷和/或大气温度较低情况下。因省煤器出口烟温低，不能满足脱硝装置的投运要求，以致在低或较低负荷时无法投运脱硝装置。
随着对机组调峰能力要求的提高，机组负荷最低需降到40%负荷（240MW），从设计数据及机组启停机过程数据来看，在机组负荷低时，SCR入口烟气温度将低于310℃，最低可到293℃，此时会造成脱硝系统无法正常投入运行，从而导致氮氧化物排放无法满足相关排放标准。脱硝效率，达到氮氧化物50mg/m3的燃气电厂排放标准已为可行。
采用省煤器水侧旁路+再循环方案（SGRS方案）来实现机组宽负荷脱硝，在机组负荷较低脱硝系统不能正常投运时，投入SGRS系统，以提高脱硝反应装置进口烟温，从而达到脱硝投运的条件，实现机组宽负荷脱硝。
SGRS利用炉水泵将炉水注入给水管道的同时，增加省煤器水侧旁路，用炉水实现省煤器的给水温度升高、同时保证省煤器流量不变，减少了省煤器水侧的吸热，达到提高脱硝装置进口烟温的目的。
2.2锅炉燃烧器部分的改造
新型MPM燃烧器采用分级燃烧的原理，但由于其煤粉气流着火方式及着火过程的不同，使得其可以在主燃区较高的氧量下，在保证较高的燃烧效率的同时，也达到了较低的NOx的排放水平。在主燃区，运行氧量较高的情况下，达到较低的NOx的排放效果；MPM燃烧器在经过喷嘴体后，形成了中心浓、外围淡的煤粉气流。煤粉进入炉膛后一定距离全部点火，整个煤粉气流基本处于一个还原性氛围下，除了外围二次风的混入有部分氧化外，其他的部位均是还原性氛围。因此燃烧器喷口煤粉着火过程中NOx的生成量将会减少。
本次燃烧器低NOx系统的改造主要集中在锅炉的主燃烧器区域内，整体平面布置仍然用原来的墙式切圆燃烧方式，但是采用M-PM低氮燃烧器+偏置周界风+SOFA燃烧器系统来取代原PM燃烧器+MACT燃烧器系统。主燃烧器由PM燃烧器改为M-PM燃烧器，原燃烧器中淡煤粉风室更改为空气风室，而浓煤粉风室放置MPM燃烧器。将浓煤粉风室上下侧的DUMMY风室打开，和浓煤粉风室合并。
该燃烧器具有以下几个特点:
1.更加宽泛及有效的着火区域保证了煤粉的良好着火。
2.根据煤质特性选取最佳的二次风选取。
3.M-PM燃烧器煤粉分布呈现出中心浓，外围淡的整体趋势，浓相煤粉在着火时火焰被整体控制在一个还原性区域内，因此降低了从挥发分及煤焦粒子中析出的NOx。
4.合理的二次风选取保证了煤粉火焰处于一个相对低的温度及氧量氛围内，更进一步的降低了NOx的生成。
3脱硫改造部分
采用石灰石—石膏法脱硫工艺的燃煤电厂，提升石灰石品质、添加脱硫增效剂以及对脱硫设施增容改造是脱硫系统提效的主要技术措施。原吸收塔采用喷淋塔设计，改造后保留塔内吸收段五层喷淋层，拆除原两级屋脊式除雾器，将吸收塔拔高2.1m，在第5层喷淋与吸收塔烟道出口之间增设管束式除尘除雾装置。吸收塔入口烟道与第一层喷淋之间增设旋汇耦合装置。同时喷淋层之间找合适位置增设2道增效环。
改造后主要性能保证：
(1)脱硫装置继续采用全烟气湿法脱硫，超净排放改造后脱硫率≥98.8％，除尘效率大于85.8%，脱硫塔出口二氧化硫、烟尘的脱排放浓度分别低于35mg/Nm3和5mg/Nm3目标值。脱硫装置的处理烟气能力为设计煤种下锅炉在BMCR工况下的100％烟气量。
(2)超净排放装置、改造后废水系统装置、电除尘装置、工艺水系统装置可用率为100％，以上部分与锅炉同步启停和运行，且在锅炉负荷波动时有良好的适应特性。
(3)烟气系统取消GGH，优化净烟道。
(4)电除尘装置改造后除尘效率不小于改造后一年内除尘器系统阻力_200_Pa。
(5）废水系统改造后满足国家规范要求，且处理量恢复至原设计26m3/h。
4结论
通过在干式电除尘器提效改造方案采用低低温电除尘改造方案，将静电除尘器入口烟气温度降低到90℃，通过降低烟尘比电阻，减少烟气流量，进而提高除尘器效率。通过宽负荷脱销系统以及燃烧器的改造达到减少NOX生成量。通过吸收塔的改造，增设管束式除尘除雾装置达到烟尘和脱硫超低排放的双重目的。
参考文献
[1]GB13223-2011.火电厂大气污染物排放标准[S].中国环境科学出版社，2011，7.
[2]陈国榘.适应新排放标准的火电厂除尘技术[J].科技导报，2010，28（3）：90-95.