燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

北极星环保网讯:某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造，以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析，结果表明：SO₂排放浓度非常低，平均浓度仅为6. 32mg/m³，应进一步优化控制参数实现经济运行。NOx排放浓度稳定，98.2%的时段排放浓度<50mg/m³，但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后，96%的时段粉尘排放浓度<2.5mg/m³。综合分析，组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。

近年来，我国大气污染呈现复合型特征，雾霾问题日益突出。而燃煤烟气排放的粉尘、二氧化硫(SO₂)和氮氧化物(NO_x)等是最主要的雾霾前驱体。控制燃煤过程排放的大气污染物成为解决雾霾问题的重要举措。

为推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量，环境保护部、国家发改委、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》和《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，即要求火电厂燃煤锅炉在末端治理过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度符合燃气机组排放限值，即粉尘、SO₂、NO_x排放浓度(基准含氧量为6%)分别不超过5，35，50mg/m³。

随着DB33/2147—2018《燃煤电厂大气污染物排放标准》(超低排放)的提出，有必要采用全新的“协同治理”技术应对全新的环保形势。对于粉尘来讲，当粉尘排放浓度要求达到≤10mg/m3，甚至≤5mg/m³时，仅在湿法脱硫前采用高效除尘器的工艺方案是不能满足要求的，需要在脱硫后进一步安装湿式静电除尘器。

目前常见的超低除尘技术有低低温静电除尘(低温省煤器)、布袋除尘、电袋除尘器等。当前烟气脱硫多采用石灰石-石膏湿法工艺，主流的脱硫改造可采用单塔技术(包括喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术)和串联塔技术。

对于燃用中低硫煤的火电机组，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比(增设喷淋层，提高浆液循环泵流量)或者采取增强气液传质措施(增设托盘持液层、湍流层、聚气环等)，可大幅提高吸收塔的脱硫效率，满足超低排放要求。

而串塔改造方案可以通过控制一、二级吸收塔的pH值实现分区控制。一级吸收塔低pH值运行，利于石膏氧化结晶；二级吸收塔高pH值运行，利于高效脱硫。NOx控制采用低氮燃烧技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，低氮燃烧技术作为燃煤电厂NOx控制的首选技术，主要有低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术等，烟气脱硝技术以高效SCR为主。

在超低排放技术的实际应用中，现场情况复杂，在工艺和技术上并没有统一标准，需要根据实际情况进行针对性的设计。本文基于某燃煤热电厂2×130t/h循环流化床锅炉超低排放改造工程，随机选取其在网连续运行30d的烟气污染物排放数据(720个时段)，对改造后SO2、NOx和粉尘的数据进行详细分析，研究其排放特性，为燃煤热电厂超低排放改造提供工程解决方案和数据支撑。

1 工程概况

该热电厂原有的烟气处理流程为：SNCR脱硝→静电除尘器→石灰石-石膏烟气脱硫。但原有静电除尘器的内极板、极线、壳体以及烟道在长期运行过程中均已存在较大程度的腐蚀，所以采用全新的布袋除尘器替换原有的静电除尘器。

原有石灰石-石膏烟气脱硫装置的SO2排放设计值为200mg/m3，与SO2超低排放要求有较大的差距，需要进行改造。脱硫改造仍采用石灰石-石膏烟气脱硫工艺，按照两炉1塔配置，在现有3层喷淋基础上增加1层喷淋，并更换原有3层喷淋层全部喷嘴(上下双向)，同时将除雾器更换成1层管式+两级屋脊除雾器，最后在脱硫塔顶加装立管式湿式电除尘器。

另外，原有的SNCR脱硝NOx的设计排放值为100mg/m3，无法满足超低排放要求。为此，脱硝改造采用“SNCR优化+SCR(1层催化剂)”耦合脱硝工艺。最终该企业确定实现超低排放的技术方案为SNCR脱硝+SCR脱硝+布袋除尘+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(两炉1塔)+湿式静电除尘器(两炉1塔)，工艺流程如图1所示。

图1 超低排放工艺流程

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