大唐丰润热电超低排放改造技术路线解析

2超低排放改造技术实例介绍（以丰润热电为例）

2.1改造背景

河北大唐国际丰润热电有限责任公司装机容量为两台300MW亚临界机组，编号为1号机（炉）、2号机（炉），锅炉最大连续出力为1025t/h。1号机组于2009年9月投产，2号机组于2009年10月投产。每台炉设置一套选择性催化还原法（SCR）脱硝装置、两台静电除尘器和一套FGD装置。静电除尘器出口的烟尘浓度约为30mg/Nm3，FGD出口粉尘浓度约为15mg/Nm3，氮氧化物排放浓约为40mg/Nm3～80mg/Nm3，二氧化硫排放浓度<50mg/Nm3。

依照《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB13/2209-2015）标准：在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3（为提高项目前瞻性，避免重复投资，我厂要求改造后烟尘浓度≤5mg/Nm3）。为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，推进公司未来发展，建设绿色环保型电厂，丰润热电对1、2号机组环保设施进行超低排放改造。

丰润热电脱硫系统采用湿式石灰石—石膏法，脱硫效率不低于95%，FGD出口SO2排放浓度不超过200mg/m3。丰润热电公司已经于2014年分别完成了1、2号机组脱硫系统增容改造项目，每个脱硫塔加装一层喷淋层和一个湍流器，增加一台循环泵，脱硫塔出口SO2排放浓度不超过35mg/m3。

丰润热电公司锅炉炉膛及煤粉燃烧器为低氮燃烧器，在燃用设计煤种的情况下，NOx排放浓度能够满足机组性能保证值：400mg/Nm3（O2=6%，以NO2计）的要求，烟囱出口NOx排放实测值为337mg/Nm3。随着环保要求的提高，丰润热电公司于2013年和2014年分别对1、2号炉进行脱硝系统改造，每台炉增加了一套SCR脱硝装置。

烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR）尿素热解脱硝工艺，每台锅炉配备2个SCR反应器，催化剂采用蜂窝状，设置2层模块，设置一层预留层，脱硝装置的设计效率≥80%，氮氧化物排放浓度范围为40mg/m3～80mg/m3。

除尘系统每台机组配套两台双室五电场静电除尘器，除尘器入口含尘量为36.7g/Nm3时（设计煤种）。为满足环保要求于2013年对一、二电场进行了高频电源改造，改造后电除尘出口烟尘约为30mg/Nm3～40mg/Nm3，脱硫出口烟尘浓度≤20mg/Nm3。

2.2超低排放改造方案确定

我们暂且称径流式电除尘器改造为方案一，管式+屋脊式改造为方案二，高效除尘除雾装置改造为方案三。结合现场情况与改造后设备维护量等方面，从以下几个方面做出对比：

1）从一次投资来看：方案二较大，方案一次之，方案三最小。

2）从年运行维护费用来看：方案一与方案二因设备较多维护量稍大，维护费用相当；方案三近乎免维护，相对维护费用很小。

3）从烟尘排放来看：三方案均能满足烟尘排放浓度≤5mg/Nm3，方案三入口含尘浓度要求范围广。

4）从改造设备安装位置来看：方案一布置在脱硫塔出口烟道上，而我公司吸收塔出口在取消旁路挡板后，已经无改造空间，故不能使用此方案。方案二需对吸收塔内部结构与设备进行全面改造，改造空间可以实现，但脱硫烟道也必须改造，改造面积较大。方案三，只需改造脱硫塔内部结构和脱硫塔出口大小头。

5）从改造周期来看：方案一、二改造时间较长，方案二造时间较短。

综合以上分析，综合考虑一次投资、能耗、维护费用以及改造技术的成熟、可靠、先进和改造周期的长短；改造措施经济、合理、有效；改造后设备运行稳定、安全；整机使用寿命周期长，设备检修维护方便；能长期稳定满足国家及地方相关环保要求等各方面因素基础上，推荐：增设高效除尘除雾装置（方案三）为超低排放的改造方案。

2.3超低排放改造内容

2.3.1除尘除雾装置改造

1）烟气系统

根据高效除尘除雾装置的安装要求脱硫塔高度不够，针对这个问题，采取以下方案：最上层喷淋层往上，脱硫塔整体拔高3.5m。改造净烟气烟道，改造净烟气烟道钢支架。

吸收塔内设置高效除尘除雾装置取代传统的除雾器，布置于吸收塔顶部最后一层喷淋层的上部。在高效除尘除雾装置的下面布置一层冲洗喷嘴。

2）除雾器冲洗水系统

吸收塔内拆除上两层除雾器冲洗水，对下层冲洗水管道进行改造，作为新增高效除尘除雾装置的冲洗水，吸收塔外对应的上两层除雾器冲洗水管路拆除并封堵。其余利用原有的除雾器冲洗水系统管路。本次改造周期原计划为28天，经过现场合理安排工期，仅历时18天就具备试运条件。

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