燃煤发电机组烟气超低排放改造技术路线分析

北极星环保网讯:摘要：结合实际案例以及多年来的工作经验主要阐述了燃煤发电机组烟气超低排放相关技术分析,仅供参考。

关键词：燃煤发电，烟气排放，超低排放，改造分析

2014年9月12日，国家发改委、环保部和能源局联合下发了《关于印发〈煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）的通知》，要求某些地区和容量的燃煤发电机组改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高10mg/m3、35mg/m3和50mg/m3。

更高的排放标准对现有燃煤发电机组的脱硫脱硝系统提出了更高要求，在环保部等各级部门的要求下不达标的火电机组必须在一定时间范围内进行改造达标排放，华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司也在此次改造企业范围内。

1项目概述

华电包头于2003年9月18日成立，现有2×600MW（亚临界凝汽式燃煤）发电机组，年发电量可达70亿kW-h。目前实际煤种常规工况下SO2排放浓度在100mg/m3（标态，干基，6%O2），NOx排放浓度在100mg/m3（标态，干基，6%O2）以下，粉尘排放浓度在20mg/m3（标态，干基，6%O2）左右，均不能够满足超低排放标准限值。因此有必要对机组开展烟气超低排放的改造。

2项目可行性分析

前期机组脱硝系统采用的是LNB+SCR烟气脱硝工艺，本次烟气脱硝改造按照通过增加备用层催化剂对SCR烟气脱硝系统进行提效即可。

前期脱硫系统采用的工艺为石灰石-石膏法，则本次烟气脱硫增容改造部分仍按照石灰石-石膏湿法脱硫工艺进行设计。

目前国内已经具备了燃煤锅炉脱硫、脱硝和除尘控制等多种技术的设计能力、工程实施和产品保障的能力，各项技术在国内均已经很成熟，不存在大的技术风险[2-4]。

3技术改造

3.1新增备用催化剂层降低氮氧化物质量排放浓度

针对本次改造出口NOx排放浓度为50mg/m3（标态、干基、6%O2）的控制目标，相应烟气脱硝效率须达到85.7%。考虑到SCR脱硝工艺本身能够达到90%以上的脱硝效率，且包头公司1、2号机组现已配套建设SCR脱硝装置，因此本次改造对当前脱硝装置进行提效改造。

提效改造共有两个方案方案一：通过增加备用层催化剂核算原有催化剂+新增催化剂的整体使用寿命。方案二：按超低排放初装单层催化剂量作为备用层催化剂添加量，在此基础上核算整体化学寿命，以提高后续催化剂轮换的经济性与简易性。

由于催化剂化学寿命期后每次更换的催化剂量均与现有催化剂的活性和体积量息息相关，采用方案一则每次更换的催化剂量差异较大，相应催化剂模块高度和荷载均不一致，每次更换催化剂均需校核催化剂荷载和调整吹灰器高度，不便于管理。而采用方案二，则催化剂化学寿命期后每次更换的催化剂量基本一致，初装层催化剂更换后实现2台机组催化剂规格一致。

从长期的催化剂更换角度考虑，由于方案二可实现“2+1”的轮换模式，催化剂更换操作简易，管理方便，长期来看经济性略强，因此采用方案二作为改造方案。

3.2双塔双循环脱硫增效降低SO2排放质量浓度

在确定了改造原则和设计基础参数的条件下，脱硫超低排放改造方案的选择在公用系统上基本相同，其主要差别体现在脱硫系统核心设备吸收塔上。

目前比较常见的吸收塔脱硫增容提效方法包括增加喷淋层、单塔双循环（塔内增加托盘）以及双塔双循环等。

吸收塔仅增加喷淋层脱硫效率提高有限，单塔双循环与双塔双循环都是通过提高部分浆液pH值提高脱硫效率，而利用另外一部分浆液进行氧化结晶，但通过在吸收塔内设置托盘搜集浆液，从而减少了吸收塔数量。但是由于单塔双循环技术方案建设时需要停机实现吸收塔的增高，无法满足现有环保压力下不允许开启旁路的政策。

而双塔方案相对独立，只要在工程建设期间做好旧塔的维护工作，理论上完全可以满足机组的脱硫系统正常运行，实现不停机改造。因此在本次的脱硫改造中采用双塔双循环的工艺方案。

在2013年的增容提效中已拆除了GGH，本次改造将二级塔建在原GGH框架处，一级塔和二级塔之间通过联络烟道连接。吸收塔内烟气流速控制在3.8m/s以下，以确保烟气和浆液的充分接触。

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