安徽理工大学地球与环境学院，淮沪电力田集发电厂，安徽淮南232000
摘要：本文以某电厂#2机组超低排放改造为例，详细介绍了改造技术方案的选择和应用效果。
关键词：超低排放；脱硝；除尘；脱硫
按照《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》的通知要求，某电厂#2机组对现有的脱硝、除尘、脱硫系统进行提效改造，实现烟气超低排放的目标。因原砖内筒烟囱无法满足防腐蚀、改造后烟气流速的要求，亦对烟囱进行同步改造，同时对热工自动化系统进行改造。
1超低排放技术路线选取
针对我国燃煤电厂烟气超低排放要求，可采用的技术路线有：以湿式电除尘技术为核心的烟气末端治理技术路线和以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线。考虑到机组原配套电除尘，同时现场安装湿式电除尘空间不足，最终选择“烟气脱硝(SCR)+烟气冷却器(FGC)+低低温电除尘(ESP)+高效除尘的湿法脱硫装置(WFGD)”的技术路线。选择此技术路线，兼有投资小、改造工期短、系统简洁、运维简单等优点，同时与电厂燃用低硫分煤也非常相适宜。
2脱硝设施改造
2.1原脱硝设施简介
#2机组于2014年4月完成了脱硝SCR装置改造，脱硝系统选用选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，布置在锅炉尾部省煤器和空气预热器之间，未设置省煤器烟气旁路装置。催化剂层数按2+1模式布置，初装二层预留一层，在设计工况、处理100%烟气量、入口NOx浓度400mg/Nm3条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不小于80%，SCR出口NOX浓度低于80mg/Nm3，脱硝还原剂选用液氨。
2.2原脱硝设施实际运行情况
2014年9月份上海明华电力技术工程有限公司对#2号机组SCR脱硝装置进行了性能考核试验，测试结果如下：在两层催化剂投运的情况下，脱硝效率在80%左右，达到设计值。根据电厂提供的运行数据，2号炉2015年NOX排放平均值为60.37mg/Nm3。
#2机组脱硝改造投运时间为2013年7月，催化剂运行时间为20033h。2016年5月10日对#2炉A侧催化剂进行了检测，催化剂活性为0.908，剩余活性比较高，2年以后再进行再生。
2.3脱硝设施改造技术方案
锅炉的NOX排放浓度保证值≤400mg/Nm3（干基、标态、6%氧=），电厂实际运行炉膛出口NOX浓度为350mg/Nm3，本次烟气脱硝装置改造入口NOX浓度按照400mg/Nm3考虑。由于NOX排放标准的提高，需将第三层催化剂安装使用，脱硝效率按照87.5%设计，脱硝出口NOX排放浓度≤50mg/Nm3，以满足超低排放标准。
本次改造新增第三层催化剂296m3，选型暂按已投运两层催化剂的形式，为蜂窝式。同时增加8台声波吹灰器和6台蒸汽式吹灰器。
3除尘设施改造
3.1原电除尘设备简介
#2机组原配套静电除尘器为浙江菲达环保科技有限公司设计制造。电除尘器设备为双室四电场，保证效率99.75%。
3.2电除尘改造技术方案
采用四电场低低温电除尘器+电源改造。
3.2.1低低温电除尘器
烟气温度的降低会引起烟尘比电阻下降、气体的粘度下降和烟气体积减少等变化，这些都是有利于电除尘器收尘的变化，低低温电除尘器就是利用这个原理来实现提高除尘效率的。
3.2.2低温省煤器
低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。考虑到低低温静电除尘器存在腐蚀的风险、改善低温省煤器低温腐蚀和堵灰，设计低温省煤器出口烟温约85℃，进口的凝结水温度约68℃。
3.2.3电源改造
将一、二电场的8台工频电源改为高频电源，将三、四电场的8台工频电源改为高频电源+脉冲电源。同步对电场气流分布进行CFD分析与改进，改善各室流量分配及气流均布。对原电除尘设备作全面的气密性检查与处理、电场极间距调整等各项措施。对损坏的阳极板和阴极线全部进行更换，并对所有灰斗进行内衬316L不锈钢。综合以上，静电除尘器经改造后，除尘效率能达到99.90%，出口烟尘平均浓度≤40mg/Nm3。
4脱硫除尘一体化设施改造
4.1原脱硫系统设备简介
#2机组原脱硫系统由重庆远达环保工程有限公司EPC总承包，与主体工程同步建设，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用一炉一塔的布置方案。系统设置了100%烟气旁路（旁路于2013年进行了封堵）、GGH、可调轴流式增压风机，吸收塔设计采用3只侧进式搅拌器及氧化风管、3层喷淋层、2级屋脊式除雾器。脱硫设计煤种含硫量St.ar=0.37％，设计脱硫效率≥95%。
4.2原脱硫系统实际运行情况
2009年5月安徽新力电业科技咨询有限责任公司对脱硫系统进行了性能试验，试验结果为：机组额定负荷时，#2机组脱硫三层喷淋层全开运行时，FGD出口SO2排放浓度为21.2mg/Nm3，满足41mg/Nm3的设计值，脱硫效率为97.42%，大于95%的设计值。
4.3脱硫除尘一体化改造技术方案
采用增加一层喷淋层及一台浆液循环泵，氧化系统由茅枪式改为管网式，原有氧化风机无法满足要求，每塔更换二台氧化风机。脱硫除尘协同处理一体化，烟气进入脱硫吸收塔，通过增加均流增效板和安装高效除雾器或管束式除尘器，将烟尘浓度降到10mg/Nm3以下。主要方案如下：①本次改造吸收塔在吸收塔浆池内设置氧化分区隔离器，实现塔内氧化区与结晶区的有效分离，提高脱硫效率；在第一层喷淋层和吸收塔入口烟道之间新增一层托盘。②喷嘴采用高效喷嘴，喷嘴背压为0.8bar，原有吸收塔三层喷淋层及喷嘴全部更换。在原最上层喷淋层上方新增一层喷淋层及喷嘴。更换及新增的喷淋层主管采用碳钢双面衬胶主管，支管FRP，新增喷淋层覆盖率达到300％，每层布置180个喷嘴。③吸收塔第一、第二层及第二、第三层喷淋层之间均新增提效环。④每塔设置4台浆液循环泵，新增1台。新增一台循环泵，流量7500m3/h，对应改造后第四层喷淋层。⑤将原除雾器拆除，更换为1级管式+3级屋脊高效除雾器。除雾器出口液滴浓度为20mg/Nm3。⑥原吸收塔除雾器上方环切一刀，塔体抬升7.8m，增加相应吸收塔壁板。
经核算，实施脱硫提效之后，设计煤种条件下，每台机组石灰石粉增加0.6t/h，石灰石浆液约2m3/h，原有石灰石浆液供浆系统出力能满足要求；每台机组增加的石膏量约为0.8t/h，原有脱水系统出力能满足要求；整个提效改造过程不增加额外的脱硫废水量，不会影响脱硫废水处理系统的运行。原有脱硫附属系统在脱硫系统提效后可以满足运行要求，不需要进行改造。脱硫除尘一体化改造后，烟尘排放浓度≤10mg/Nm3，SO2排放浓度≤35mg/Nm3。
5#2机组超低排放验收
淮南市环保局组织相关单位于2016年12月7、8日对#2机组超低排放进行了验收。烟气监测结果表明：#2机组烟气超低排放改造完成投入运行后，烟气总排放口烟尘排放浓度（2.9～4.0）mg/m3、二氧化硫浓度（10.4～21）mg/m3、氮氧化物浓度（27～34）mg/m3，总排放口烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别小于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，均符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中燃气轮机排放限值。
参考文献
[1]环境保护部，国家质量监督检验检疫总局.GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准［S］.北京：中国环境科学出版社，2012
[2]中国环境保护产业协会电除尘委员会.燃煤电厂烟气超低排放技术.北京：中国电力出版社，2015