（山西省长治市漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司046021）
摘要：随着公众对空气环境质量的重视、环保部门的管理日趋严格，我国大多数燃煤电厂已全面开展烟气超低排放改造，提高清洁化生产水平，争取发电利用小时数，满足环保电价补贴标准要求。以漳泽发电分公司3#、5#机组为例，分析其在烟气超低排放改造前后的性能、污染物排放、物耗和能耗变化程度，可以为燃煤电厂的超低排放控制设备的节能和环保改造提供一定的数据参考，实现经济和环境效益的平衡。
关键词：烟气超低排放改造；脱硫系统
一、烟气超低排放改造背景
山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司#3、#5机组（210MW）脱硫系统于2008年6月投入运行，2015-2016年对#5、#3脱硫系统进行了进一步增容改造。本次超低排放改造工程仅针对#3和#5机组。
为了贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，改善大气环境质量，保护生态环境，建设可持续发展经济，对于氮氧化物排放巨大的火电行业，国家与地方政府出台了一系列更加严格的火电行业污染物排放限值及控制措施。。长治市下发的《2017年大气污染防治工作方案》，要求漳泽发电分公司10月底前未完成超低排放改造发电机组全部停产。为确保长治供热市场，维护区域稳定，充分发挥存量资产价值，结合目前机组运行状况，计划对#3、#5机组进行超低排放改造。
二、研究或革新内容及创新点
1、脱硫系统改造：
脱硫系统要长期维持99.4%以上的脱硫效率，常规的单塔喷淋湿法脱硫工艺已很难满足要求。脱硫系统采用单塔增设气流均布装置的改造方案。
高效湍流器基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间，气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，大大提高传质速率，迅速完成传质过程，从而达到提高脱硫效率的目的，该技术与同类脱硫技术相比，除具有空塔喷淋的防堵、维修简单等优点外，由于增加了气体的漩流速度，还具有脱硫效率高和除尘效率高的优点。
吸收塔内气体分布不均匀，是造成脱硫效率低和运行成本高的重要原因，安装旋汇耦合器的的脱硫塔，均气效果比一般空塔提高15%-30%，脱硫装置能在比较经济、稳定的状态下运行。
烟气脱硫的工作机理，是SO2从气相传递到液相的相间传质过程，传质速率是决定脱硫效率的关键指标。由于脱硫效率高，液气比小，溶液循环量小，比同类技术节约电能8%-10%。
3号机组吸收塔设计浆池有效容积1415m3，浆池区域直径11.6m，浆池高度13.4m；吸收区直径为11.6m，吸收塔总高35.2m，吸收塔空塔出口流速3.8m/s。
5号机组吸收塔设计浆池有效容积1866m3，浆池区域直径11.6m，浆池高度17.66m；吸收区直径为11.6m，吸收塔总高40.1m，吸收塔空塔出口流速3.8m/s。
吸收塔最下层预留的喷淋层至入口烟道之间距离为3m，在此区域内安装气流均布装置；使吸收塔入口、喷淋层下方烟气均流并同时产生可控湍流，增加烟气与浆液的接触面积，提升吸收塔整体脱硫效率，避免烟气偏流短路现象。
3号、5号机组本次吸收塔改造需将原有吸收塔入口上部加高2米（最低喷淋层下部）左右并增加一套高效湍流装置。增加高效湍流装置可以大幅度提高脱硫效果，均布烟气流速及减少液气比。高效湍流装置放置于原有吸收塔的最低喷淋层的下面。吸收塔入口烟道以上塔的上部加高2米，并在该处放置高效湍流装置，4层喷淋层整体标高加高2米。
拆除原有塔内除雾器，新增三级高效除尘除雾装置，替换原有的除雾器。该处吸收塔需相应增高2米。
3号吸收塔增加扬程次高的一台循环泵，流量5300m3/h升至7750m3/h，喷淋层及喷嘴需全部更换；将原有2、3号浆液循环泵替换1、2号浆液循环泵，相应增加泵出口的浆液循环管道。5号吸收塔的循环泵不需要进行改动。
2、脱硝系统改造：
采用：低氮燃烧器改造+SCR提效。
1）燃烧器改造仍采用原燃烧器中心筒的的分离装置
a、保留原旋流煤粉燃烧器的结构位置，针对现有煤种特性，重新设计和加工旋流燃烧器一次风喷口，将一次风及中心钝体位置前移，原燃烧器一次风喷口位置前移，改进一次风喷口扩散角度，将燃烧器一次风喷嘴更换为新设计的强卷吸低温低氮旋流燃烧器喷嘴，推迟一次风煤粉与二次风的混合，保证煤粉的强着火性能。
b、应用强卷吸低温低氮旋流燃烧器技术，在一次风喷口处设计6~8个轴向浓缩分区驻涡稳燃体，使一、二次风风粉在回流区内卷吸更多高温烟气，实现回流区内高煤粉浓度、低温、低氧下及时着火，改善劣质煤的着火特性，控制氮氧化物的初始生成。
c、更换内、外二次风喷口，重新设计和加工旋流燃烧器二次风喷口（包括内二次风和外二次风），合理改进内、外二次风喷口扩散角度，将内、外二次风喷口位置前移到不同距离，保证了内二次风与外二次风在燃烧的不同位置参与燃烧，以实现稳燃、高效燃尽和低NOx的性能要求。
d、在一次风管上重新加工安装一次风测速装置，对一次风风粉测速系统进行重新的调整与标定试验。
2）炉膛燃尽区域的燃尽风系统
a、不改变原燃尽风的燃烧器的结构位置，仍维持原还原区高度位置，射流中心位置仍与下部主燃烧器中心相同。
b、更换燃尽风喷嘴，重新提供燃尽风喷嘴形状及射流的组织形式，将原有燃尽风喷嘴更改为刚性好、穿透性强的燃尽风喷嘴。
c、更换燃尽风中心三次风喷嘴，对燃尽风中心的三次风喷嘴进行重新设计。
3）燃烧器改造效果如下：
a、在设计煤种条件下，保证机组在满负荷时锅炉炉膛出口排放氮氧化物不超550mg/Nm3（脱硝入口、折算6%）；
b、锅炉出力维持不变。过热蒸汽和再热蒸汽的温度不低于改造前参数。改造后各种工况下不影响锅炉主、再热蒸汽参数调整，不影响排烟温度及飞灰含碳量。
c、炉膛内不产生严重结焦现象，不加重水冷壁高温腐蚀现象，火咀无烧损现象；
d、各种工况下不影响锅炉主、再热蒸汽参数调整，不影响排烟温度及飞灰含碳量；
经过前级脱硝，SCR入口NOx浓度初步降低。按照SCR脱硝装置入口NOx浓度650mg/Nm3，出口控制在50mg/Nm3，SCR脱硝效率至少达到92.3%，且能长时间运行的要求，现有SCR系统已不能达到要求，为满足此要求需进一步提高SCR脱硝系统的脱硝效率。
结合现有的SCR脱硝装置设置情况，SCR系统的催化剂型式为蜂窝式，5号炉催化剂运行时间25000h，3号炉催化剂运行时间19000h，已达到或接近寿命期。本次改造拟更换全部催化剂并填充SCR反应器最下方的预留层，提高SCR系统的催化效率。
3、除尘系统改造：
除尘提效分成两部分，布袋除尘器本体改造和脱硫协同除尘。布袋除尘器本体改造目标是保证除尘器出口烟尘浓度10mg/Nm3以下。为了保证脱硫塔出口烟尘浓度小于5mg/Nm3，脱硫尾部深度除尘技术采用脱硫除尘一体化。因此，本项目实现粉尘的超低排放采用工艺路线为：布袋除尘器+脱硫协同除尘+高效除尘除雾装置。
通过除雾器模块差异化布置，保证了除雾器叶片中的烟气流场更合理，使得排出烟气中携带的石灰石固体、石膏固体等脱硫产物固体浓度小于1.0mg/Nm3。
本次除雾器改造选用高效除雾器模块，将原有的两层屋脊式除雾器更换为三层屋脊式除雾器，利用现有除雾器的支撑梁，除雾器模块与吸收塔边壁的封堵进行改造，即在吸收塔壁处割除原有的烟气封堵板，重新按照屋脊式布置设计烟气封堵板，并对其进行玻璃鳞片防腐。
三、结论
漳泽发电分公司通过#3、#5脱硫系统超低排放改造，烟气出口SO2排放达到国家环保部门超低排放要求，系统运行稳定可靠。圆满完成降低烟气出口SO2排放，履行和承担了社会责任。
参考文献：
[1]燃煤电厂超低排放改造前后汞污染排放特征[J].宋畅，张翼，郝剑，刘更生，王家伟，安连锁，张永生.环境科学研究.2017（05）
[2]燃煤电厂超低排放控制设备改造前后物耗和能耗分析[J].王巍，袁园，别璇，杨远航，张健，马双忱.电力科学与工程.2017（01）