600MW级燃褐煤直流锅炉超低排放技术路线分析

3超低排放技术路线分析

3台机组的排放指标对比见表2。从表2可以看出，3台机组污染物的脱除效率较高，排放浓度符合国家规定的排放标准。

3.1脱硝技术路线分析

3台锅炉的燃烧器均采用低氮燃烧器和分级燃烧技术，A机组脱硝采用尿素热解法，B机组和C机组脱硝采用液氨法，NOX的脱除效率为80%～90%，排放浓度在30mg/m3～50mg/m3。

液氨法和尿素热解法脱硝技术都比较成熟，液氨法在初始投资、运行费用方面较低，但与尿素热解法相比，液氨法存在一定的危险性，在实际运行中需加强安全管理。

3.2除尘技术路线分析

A机组将汽轮机空冷塔、辅机空冷塔、脱硫塔、褐煤烟气提水冷却塔和烟囱相结合采用五塔合一、两机一塔的形式，除尘系统采用干式静电除尘结合脱硫塔和冷凝塔内的“旋汇耦合”洗尘的协同脱除技术。烟气经双室五电场静电除尘器除尘后，除尘器出口烟尘浓度小于30mg/m3，此时脱硫塔和冷凝塔的协同效应显现出来，经脱硫塔旋流洗尘后，脱硫塔出口烟尘浓度低至3mg/m3。经冷凝塔“旋汇耦合”脱除后，烟囱出口烟尘的排放浓度为1mg/m3。B机组干式除尘器采用高效电源控制技术，除尘器出口烟尘浓度控制在40mg/m3以内，烟气经脱硫塔洗尘和湿式除尘器除尘后，烟囱出口烟尘的浓度为3mg/m3。

C机组采用低低温省煤静电除尘器结合单塔双循环托盘脱硫吸收塔高效除尘，烟尘的排放浓度达到超低排放标准。从烟尘的排放浓度比较来看，3台机组的烟尘排放浓度均能达到超低排放标准，A机组的除尘效率高于B机组和C机组。

3.3脱硫路线分析

由于A机组燃煤的硫分较高，A机组脱硫系统采用零补水石灰石-石膏湿法脱硫技术，工艺流程图见图4。高温原烟气首先经过低温升温器降温至90℃后进入脱硫吸收塔，脱硫吸收塔应用“旋汇耦合”技术，旋流子高效脱硫后的净烟气经过管束式除尘器脱除净烟气夹带的尘和石膏液滴，保证吸收塔出口50℃饱和净烟气中的SO2含量低于30mg/m3、尘含量低于5mg/m3。

吸收塔排出的饱和净烟气进入冷却凝结塔，经湍流器层与喷淋下来的40℃冷却循环水进行剧烈的汽水混合，实现换热降温冷凝，冷凝生成的细小雾滴大部分被冷却循环水捕悉，一部分随着降温后温度约为45℃的净烟气与喷淋层的液滴接触被捕悉与喷淋液一起落下，其余的细小液滴在上部的管束除尘器层被捕悉，极少部分随烟气排放。

B机组脱硫系统采用单塔双循环技术，工艺流程图见图5。烟气首先在冷凝区进行一级循环，该循环确保亚硫酸钙氧化和石膏结晶，SO2脱除率30%～90%，然后在吸收区发生二级循环，进行脱硫洗涤，两次循环后净烟气中SO2的排放浓度低于35mg/m3。

C机组脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫装置，吸收塔采用单塔、塔内分区、双托盘、4层喷淋层、加装增效环、三层除雾器，SO2排放浓度低于35mg/m3，脱硫效率99.4%，从目前应用来看，该技术多应用于低硫分煤种综上所述，A机组SO2的排放浓度低于B机组和C机组。

4超低排放技术路线应用情况

168h试运期间及正式投运后，机组负荷为660MW和330MW时，3台机组燃煤量相近的情况下，对烟气进行取样分析，测量结果见表3。

3台机组污染物排放实测数据一般平均计算结果见表4。由表2和表4对比来看，污染物实际排放浓度值低于设备的设计值，表明3台机组的超低排放技术路线适合燃高水份、高挥发份、中硫、低灰的低热值褐煤直流锅炉污染物超低排放。

在计算污染物年排放量方面，3台机组的年利用小时数以5500h/a，A机组、B机组、C机组烟气流量(660MW、BMR工况、吸收塔前总烟道)设计值分别为1018.56m3/s、1007.34m3/s、1021.42m3/s计算，3台机组NOX、烟尘、SO2的年排放量计算结果见表5。

由表5可以看出，在NOX排放控制方面，C机组的年排放量为497.5t/a，为3台机组中NOX的排放量最少，比A机组少排放71.2t/a，比B机组少排放298.3t/a。在烟尘排放的控制方面，A机组的年排放量为20.2t/a，远低于B机组和C机组，比B机组少排放29.7t/a，比C机组少排放68.8t/a。在SO2排放量控制方面，A机组的年排放量为338.8t/a，低于其他2台机组，比B机组少排放199.7t/a，比C机组少排放292.1t/a。总体来看，3台机组NOX、烟尘、SO2年排放量均符合我国超低排放指标，在NOX排放控制方面，C机组优于A机组和B机组，在烟尘和SO2排放控制方面，A机组优于B机组和C机组。

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