某1000MW燃煤机组超低排放改造分析

北极星环保网讯:以江苏某2x1000MW燃煤机组超低排放改造项目为例，介绍了脱硝、脱硫技术改方案，论证改造的可行性和有效性，论述了燃煤机组超低排放改造需要注意的问题。实测数据表明，改造后各项污染物指标能够满足超低排放限值的要求。

2014年，国家发改委、环保部和能源局联合下发了国办发(2014)31号《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020》的通知，要求到2020年，现役600MW及以上燃煤机组、东部地区300MW及以上公用燃煤发电机组、100MW以上自备燃煤发电机组及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到超低排放限值，即SO2排放质量浓度≤35mg/m3，NOx二排放质量浓度≤50mg/m3，烟尘排放质量浓度≤10mg/m3。

江苏某2x1000MW燃煤机组配置的环保设施不能达到超低排放限值，为执行国家环保政策和新的排放标准，需进行相关环保改造，以达到大气污染物超低排放限值要求，即：在基准氧含量6%条件下，烟尘排放质量浓度<5mg/m3，SO2排放质量浓度<35mg/m3，NOx排放质量浓度<50mg/m3。

1机组概况

1.1锅炉概况

该燃煤机组配套锅炉由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造，型号为DG3024/28.25-II1，为一次再热、单炉膛、平衡通风、尾部双烟道结构、烟气挡板调节再热汽温、全钢构架、全悬吊结构、露天布置、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式、超超临界参数、变压直流锅炉。

1.2改造前烟气脱硝、脱硫系统概况

烟气脱硝采用选择性催化还原(SCR)工艺，高灰布置，催化剂采用“2+1”层布置、初装2层。脱硝装置按入口NOx质量浓度300mg/m3、出口NOx质量浓度≤60mg/m3、脱硝效率≥80%设计。

烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺，1炉配1塔(喷淋空塔)，吸收塔内设置5层喷淋层(4+1，正常运行4层)，不设置烟气换热器(GGH)，每台锅炉配3台引风机(引增合一)。脱硫装置按入口SO2质量浓度3400mg/m3、出口SO2质量浓度≤170mg/m3、脱硫效率≥95%设计。

在1000，749，604M负荷工况下，脱硝装置入口NOx质量浓度分别为307，324，328mg/m3，出口NOx质量浓度分别为52，49，59mg/m3，脱硝效率分别为82.67%，84.80%，82.05%，入口烟气温度分别为362，340，324℃。

在950MW负荷、四层喷淋层运行条件下，对#2机组进行脱硫装置性能测试：脱硫装置入口SO2质量浓度为1929mg/m3，出口SO2质量浓度为92mg/m3，脱硫效率为95.20%；入口烟气温度为95℃，出口烟气温度为48℃；入口烟尘质量浓度为32mg/m3，出口烟尘质量浓度为18mg/m3，脱硫系统综合除尘效率为43.8%；除雾器出口雾滴质量浓度为28mg/m3。

分析测试数据可知：当前脱硝装置出口NOx排放浓度及脱硝效率达到设计值，NOx排放浓度达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求，但不能稳定达到超低排放要求。反应器出口NOx分布均存在一定偏差，对脱硝装置稳定运行有一定影响。

脱硫装置在入口SO2质量浓度为1900mg/m3左右时，脱硫装置出口SO2质量浓度和脱硫效率能达到设计值，满足GB13223-2011灸人电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求，但不满足超低排放要求；脱硫装置出口烟尘浓度没有达到5mg/m3以下。所以，NOx、烟尘、SO2排放浓度均没有达到超低排放要求。

2脱硝系统改造方案

2.1改造目标

改造方案实施后，脱硝系统出口NOx排放质量浓度降低到50mg/m3以下，达到超低排放改造要求。

2.2改造方案

降低NOx排放主要有2种措施：

一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；

二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。

采用较为先进的低氮燃烧器，性能保证值为300mg/m3，且当前实际运行时基本能控制在性能保证值范围内。根据近年来机组运行数据以及脱硝装置性能考核试验结果，本次脱硝改造工程的设计烟气条件为：烟气量3350923m3/h，SCR装置入口NOx质量浓度350mg/m3、入口烟温375℃、出口NOx质量浓度≤50mg/m3，脱硝效率≥85.70%，氨逃逸率≤2.28mg/m3，SO2/S03转化率≤1.4%(三层催化剂)。

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