長期以來，由于我國的能源結(jié)構(gòu)以煤為主，以PM2.5為主導(dǎo)因素的區(qū)域灰霾現(xiàn)象日趨嚴(yán)重，近兩年引起了公眾越來越廣泛的關(guān)注。在這種社會大環(huán)境下，”超低排放“技術(shù)近期在火電行業(yè)得到了快速推廣。

自2013年以來，我國中東部地區(qū)出現(xiàn)持續(xù)霧霾天氣，給人民群眾的生產(chǎn)生活和身體健康造成了嚴(yán)重影響，火電廠煙氣污染物排放的治理也更加引起了相關(guān)部委的高度重視。自2014年9月12日，國家環(huán)保部，發(fā)改委，國家能源局下發(fā)了”關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》的通知“。國家電投積極響應(yīng)國家號召，并部署集團(tuán)公司燃煤機(jī)組有序進(jìn)行超低排放改造。以下就國家電投河南電力有限公司平頂山發(fā)電分公司#1，#2機(jī)組超低排放改造過程進(jìn)行簡單探討。

1 改造前現(xiàn)狀

    國家電投平頂山發(fā)電分公司1000MW燃煤機(jī)組的鍋爐為東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司生產(chǎn)的DG-3000/26.15-II I型，超超臨界，變壓直流，單爐膛，一次再熱，平衡通風(fēng)，露天島式布置，固態(tài)排渣，全鋼構(gòu)架，全懸吊結(jié)構(gòu)，Π型鍋爐。

  脫硝系統(tǒng)：由東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司設(shè)計制造，采取SCR法去除煙氣中NOx。設(shè)計效率為：2層催化劑脫硝效率可達(dá)72%，3層催化劑脫硝效率可達(dá)80%以上，目前電廠安裝2層催化劑。SCR脫硝反應(yīng)器布置于鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，為高溫高塵布置。每臺鍋爐機(jī)組配2臺SCR脫硝反應(yīng)器，2臺機(jī)組的SCR脫硝反應(yīng)器公用一套氨氣供應(yīng)系統(tǒng)。

  脫硫系統(tǒng)：平頂山分公司2臺1030MW超超臨界汽輪發(fā)電機(jī)組煙氣脫硫工程采用濕發(fā)石灰石-石膏脫硫工藝技術(shù)，一爐一塔配置，脫離設(shè)計效率大于95%，由中電投遠(yuǎn)達(dá)環(huán)保工程有限公司建設(shè)完成，與2010年中投產(chǎn)運行。原脫硫裝置配置增壓風(fēng)機(jī)，100%旁路煙道系統(tǒng)。2014年完成了取消旁路和增壓風(fēng)機(jī)改造。

  除塵系統(tǒng)：平頂山分公司原靜電除塵器配置五個電廠，隨著除塵設(shè)備年限的增加，除塵效率逐步下降，在煤種灰分波動的情況下，除塵器出口煙塵濃度在70-100mg/Nm³，有時甚至高達(dá)140mg/Nm³，脫硫出口煙塵排放濃度也大幅超過新標(biāo)準(zhǔn)的排放限值。為達(dá)到環(huán)保排放要求及維護(hù)本身設(shè)備的需求，進(jìn)而進(jìn)行除塵設(shè)備的改造。

2 改造后排放目標(biāo)及具體改造措施

2.1 改造后排放目標(biāo)

（1）氮氧化物質(zhì)量濃度：NOx<50mg/Nm³

（2）硫氧化物質(zhì)量濃度：SO2<35mg/Nm³

（3）固體煙塵質(zhì)量濃度：SD< 5mg/Nm³

2.2 具體改造措施

（1）降低氮氧化物排放質(zhì)量濃度的改造措施：改造爐內(nèi)氮氧化物燃燒器，確保鍋爐出口NOx質(zhì)量濃度全工況小于350mg/Nm³，改造爐外脫硝選擇性催化還原技術(shù)，確保煙囪出口氮氧化物排放質(zhì)量濃度小于50mg/Nm³，改造空氣預(yù)熱器，滿足抗阻塞，抗腐蝕的要求，并削弱SCR脫硝改造對下游空氣預(yù)熱器的影響。

（2）降低SO2排放質(zhì)量濃度的改造措施：對煙氣系統(tǒng)和吸收系統(tǒng)進(jìn)行改造，將SO2排放質(zhì)量濃度控制在35mg/Nm³以下，同時將脫硫效率 由原來的95%提高到98%以上，引風(fēng)機(jī)和增風(fēng)機(jī)合一改造，滿足機(jī)組風(fēng)煙系統(tǒng)以及脫硫，脫硝系統(tǒng)的出力要求。

（3）降低煙塵排放質(zhì)量濃度的改造措施：電廠除塵+布袋除塵改造，確保煙囪出口煙塵排放質(zhì)量濃度在5mg/Nm³以下。

3 存在問題及改造方案

3.1 脫硝系統(tǒng)

#1，#2機(jī)組的SCR脫硝系統(tǒng)出現(xiàn)的主要問題如下：

（1）脫硝系統(tǒng)出口NOx含量偏高，環(huán)保指標(biāo)不達(dá)標(biāo)。

（2）SCR出口與煙囪排煙出口NOx偏離大。

（3）脫硝氨站的設(shè)計出力不能滿足特殊工況下低NOx排放要求，影響機(jī)組脫硝效率。

（4）脫硝系統(tǒng)積灰嚴(yán)重，催化劑大面積磨損，大大降低了脫硝效率。

（5）由于脫硝系統(tǒng)引起的空氣預(yù)熱器腐蝕，積灰嚴(yán)重。

針對脫硝系統(tǒng)出現(xiàn)的以上問題，解決方案如下：

（1）優(yōu)化燃燒調(diào)整：正常運行中在保證燃燒的前提下適當(dāng)降低氧量運行，保持整個系統(tǒng)的低氧狀況?？刂骑L(fēng)煤比例，調(diào)整制粉系統(tǒng)風(fēng)量，在滿足要求的情況下盡量降低一次風(fēng)量，同時適當(dāng)調(diào)整燃盡風(fēng)，保證控制燃燒末端風(fēng)量。

改進(jìn)氨噴射系統(tǒng)及導(dǎo)流板：

調(diào)整噴嘴的噴氨量，使氨量與對應(yīng)的NOx濃度相匹配。通過流體模擬試驗，重新對煙道導(dǎo)流板，氨噴射系統(tǒng)靜態(tài)混合器，催化劑層上部整流板進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，并對導(dǎo)流板，整流板進(jìn)行更換，使煙氣分布的均勻性偏差在合理范圍內(nèi)，以提高脫硝效率。

  通過以上調(diào)整控制脫硝系統(tǒng)的入口NOx含量在350mg/Nm³以下。

（2）系統(tǒng)運行發(fā)現(xiàn)SCR出口NOx平均值與煙囪出口排煙NOx偏差較大。

原設(shè)計SCR進(jìn)出口脫硝采樣探頭安裝在相應(yīng)煙道中部，取樣代表性較差，為了掌握SCR反應(yīng)器進(jìn)出口NOx濃度分布情況，通過網(wǎng)格法進(jìn)行實驗，SCR反應(yīng)器入口NOx濃度分布比較均勻，偏差較小。SCR反應(yīng)器出口NOx濃度分布均勻性較差，出口NOx濃度延寬度和深度方向有較大變化，且局部存在NOx濃度較低的點。出口濃度分布均勻性差，除了煙氣流場不穩(wěn)定外，噴氨的不均勻性是主要原因。為了解決這個問題，通過采用插入式的旁路取樣管方式實現(xiàn)多點取樣。從SCR出口煙道分別引出兩路旁路取樣管至空氣預(yù)熱器出口煙道，利用煙道之間的差壓實現(xiàn)旁路管道的煙氣流動，將煙氣分析系統(tǒng)的取樣探頭測點布置在煙道外部的旁路取樣管上。旁路管插入煙道部分，貫穿整個煙道截面，在管道上每隔一段距離開取樣孔，在煙道壁處匯成一路，以求在一定程度上保證煙氣的混合均勻，提高代表性，保證了SCR出口NOx與煙囪排煙NOx趨勢的一致性。

（3）2臺機(jī)組脫硝系統(tǒng)共用一套氨氣系統(tǒng)，脫硝氨站液氨蒸發(fā)器型號為SWP-NH3-1100，蒸發(fā)能力1100Nm³/h，共配置2臺，1臺運行，1臺備用。蒸發(fā)器為蒸汽加熱水浴式氣化器。實際運行中，在2臺機(jī)組滿負(fù)荷時段，如果脫硝入口NOx含量超過450mg/Nm³，將造成液氨蒸發(fā)器水溫達(dá)不到設(shè)計值80℃，2臺爐SCR脫硝系統(tǒng)入口供氨管道壓力偏低，影響機(jī)組的脫硝效率。為解決此問題，將2臺液氨蒸發(fā)器更換為VSWP-NH3-1500型，蒸發(fā)能力1500Nm³/h。滿足了各種工況下兩臺爐脫硝系統(tǒng)的供氨需求。

（4）針對催化劑磨損嚴(yán)重，甚至出現(xiàn)整塊脫落的情況，在2014年初機(jī)組進(jìn)行檢修時，更換了全部脫硝催化劑，并重新設(shè)計了催化劑，增大了催化劑層的體積，在原有備用層增加第三層催化劑，將每層催化劑高度由1606mm增加到了1906mm。同時，對煙道流場也進(jìn)行模擬實驗及優(yōu)化設(shè)計，對各導(dǎo)流板，整流板進(jìn)行更換，組織煙氣有序流動，減少流動阻力。對吹灰系統(tǒng)進(jìn)行技術(shù)改造，在每層催化劑的上方裝有4臺耙式吹灰器的基礎(chǔ)上，又加裝7臺聲波清灰器。聲波清灰器發(fā)出的高能聲波能引起粉塵共振，使其處于游離狀態(tài)，防止灰塵粘合，積累在催化劑和SCR反應(yīng)器內(nèi)的表面上。運行中，聲波吹灰器投連續(xù)工作，耙式蒸汽吹灰器吹灰頻率由每班1次改為每班2次，有效避免了催化劑積灰的不利狀況。

（5）針對空氣預(yù)熱器的腐蝕，堵灰問題采取以下措施：

一 全部更換脫硝催化劑后，可以控制氨逃逸率在正常范圍內(nèi)，降低NH3HSO4的生成量，減少空氣預(yù)熱器堵塞粘灰的隱患。

二 在機(jī)組進(jìn)行等級檢修期間，對空氣預(yù)熱器蓄熱片進(jìn)行改造，將冷端蓄熱片全部更換為搪瓷元件，降低NH3HSO4在蓄熱片上的沉積量，有利于積灰的清除，并對熱端損壞蓄熱片進(jìn)行修復(fù)，*沖洗蓄熱片上的積灰。

三 在保留蒸汽吹灰器的前提下，在空氣預(yù)熱器受熱面增加聲波吹灰器，以提高對空氣預(yù)熱器的吹灰強(qiáng)度。

通過對1#，2#機(jī)組的SCR脫硝系統(tǒng)改造，兩臺機(jī)組脫硝系統(tǒng)出口NOx排量分別達(dá)到了22.4mg/Nm³和25.84mg/Nm³,NH3的逃逸率也大大降低，空氣預(yù)熱器腐蝕堵灰狀況及煙氣側(cè)差壓也大大改善，爐膛負(fù)壓穩(wěn)定在-30~50pa，各參數(shù)均達(dá)到了預(yù)期效果。

3.2脫硫系統(tǒng)

#1，#2機(jī)組的SCR脫硫系統(tǒng)出現(xiàn)的主要問題如下：

（1）石灰石石膏系統(tǒng)吸收塔結(jié)垢。

（2）脫硝系統(tǒng)腐蝕。

（3）磨機(jī)系統(tǒng)效率低

（4）脫硫系統(tǒng)阻力大。

（5）除霧器部分沉積結(jié)垢。

針對以上問題采取以下改造方案：改造采用引增合一方式（本方案不包含引風(fēng)機(jī)改造），拆除原有4臺增壓風(fēng)機(jī)及其基礎(chǔ)。脫硫原煙道重新優(yōu)化設(shè)計，由主煙道直接接入吸收塔入口，實現(xiàn)大漿液量循環(huán)五層噴淋三層除霧深度脫硫。具體方案如下：

一 為實現(xiàn)SO2排放濃度<35mg/Nm³，脫硫效率由原有的95.1%提高到98.1%以上，根據(jù)計算，考慮采用增加雙相整流裝置后，保留現(xiàn)有4臺8600m³/h的循環(huán)泵及zui下方三層噴淋層，更換zui上層噴淋層，再新增加一層噴淋層及循環(huán)泵，總共五層噴淋層。

二 將原有二級屋脊式除霧器及頂部塔體保留并向上提升，在原有二級屋脊式除霧器下方新增加一級屋脊式除霧器，原有一級管式除霧器移位安裝到新增噴淋層上方位置。除霧器高度由原來2.5m增加到5m。為減少石膏雨發(fā)生的可能性，zui上一層噴淋層到除霧器的距離1.8m提高到2.5m。吸收塔塔徑不變，循環(huán)停留時間3.8分鐘，根據(jù)計算需要增高吸收塔漿液池高度2m。吸收塔本體總高度由原有的29m增加到36.6m，共計7.6m，其中漿液池高度提高2m，噴淋層及除霧器段提高5.6m。

3.3 除塵系統(tǒng)

#1，#2機(jī)組的電除塵系統(tǒng)出現(xiàn)的主要問題如下：

一 整流器變壓器燒壞，可控硅被擊穿。

二 除塵效率低

三 極板積灰嚴(yán)重，振打裝置清灰效果不佳。

四 煙氣粉塵濃度變化極易影響除塵效率

針對以上問題對電除塵器進(jìn)行電袋復(fù)合改造。

3.3.1 除塵器改造

電袋復(fù)合除塵器緊湊是指在一個箱體內(nèi)緊湊安裝電場區(qū)和濾袋區(qū)，有機(jī)結(jié)合靜電除塵和過濾除塵兩種機(jī)理的一種新型除塵器。龍凈FE型電袋復(fù)合除塵器工作時高速含塵煙氣流入進(jìn)口喇叭，在內(nèi)部得到緩沖，擴(kuò)散，均衡后低速進(jìn)入電場區(qū)，在高壓電暈作用下大部分煙塵被電場收集，已荷電的少量煙塵隨氣流繼續(xù)流向濾袋區(qū)被過濾攔截，干凈的煙氣通過凈氣室，提升閥，出風(fēng)煙箱排出二實現(xiàn)了煙氣<10mg/Nm³的凈化目標(biāo)。為保證除塵器持續(xù)正常運行，振打裝置和清灰系統(tǒng)按設(shè)定的程序間歇性工作，使依附于極板和濾袋表面的粉塵層剝離并落入灰斗過渡倉儲。由于電場區(qū)在除塵過程中發(fā)揮了極大作用，從而成為電袋技術(shù)的核心機(jī)理。

3.3.2 改造方案

該方案采用電袋復(fù)合除塵器對原有電除塵器進(jìn)行改造，不加長柱距，不加寬跨距，保留原支架，殼體，灰斗，進(jìn)口喇叭等。*，二電廠保持原樣，第三，四，五電場及后部空間改造為長袋中壓脈沖行噴吹袋式除塵區(qū)。改造范圍包括前至電除塵器進(jìn)口喇叭前煙道直段（包含煙氣隔離門及預(yù)涂灰系統(tǒng)），后至出口水平煙道末端（與垂直段交界處），上至頂部起吊設(shè)備，下至灰斗下法蘭手動卸灰閥，配套電氣控制及相應(yīng)土建工程。改造后的布袋除塵器主要參數(shù)表如下：

改造為電袋復(fù)合除塵器后，除塵器運行至今在各種工況下，壓損穩(wěn)定，煙囪長期保持明凈。2015年12月，經(jīng)河南省電力科學(xué)研究院現(xiàn)場測試#1，#2爐煙塵排放濃度分別為3.99mg/Nm³，2.94mg/Nm³，提效顯著，實現(xiàn)了排放濃度小于5mg/Nm³的超低排放。

4 成本核算及經(jīng)濟(jì)效益分析

4.1 成本核算

#1，#2機(jī)組超低排放改造總體費用如下：

總投資增加2.5億元，其中設(shè)備購置增加1.5億元，建筑安裝增加3000萬元，年運行費用增加7000萬元。

4.2 經(jīng)濟(jì)效益估算

（1）脫硝系統(tǒng)改造后有效實現(xiàn)NOx質(zhì)量濃度小于50mg/Nm³的控制目標(biāo)，脫硝效率可達(dá)87.5%。改造后每年可減排NOx約1600t，每年節(jié)約排污費約628.35萬元。

（2）脫硫增容改造后，脫硫效率可達(dá)到99.462%，每年減排SO2約1500t，每年節(jié)約排污費約352.6萬元。

（3）對靜電除塵器進(jìn)行電除塵+布袋除塵改造后煙塵質(zhì)量濃度236mg/Nm³降低為5mg/Nm³以下。每年可減排煙塵約500t，每年節(jié)約排污費約181.84萬元。

5 改造效果

#1，#2機(jī)組超低排放改造完成后，分別進(jìn)行168h試運行，試運行期間各環(huán)保設(shè)施運行穩(wěn)定，煙囪入口NOx排放小時均值為22.4mg/Nm³和25.84mg/Nm³，SO2排放小時均值分別為8.6mg/Nm³和15.1mg/Nm³，煙塵排放小時均值為3.99mg/Nm³和2.94mg/Nm³，各項環(huán)保指標(biāo)均優(yōu)于同類型機(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)，達(dá)到設(shè)計要求。#1，#2機(jī)組分別于2015年9月28日和12月24日通過河南省環(huán)保廳的現(xiàn)場核實驗收，進(jìn)行測算此次超低排放改造zui終達(dá)到了氮氧化物減排1600噸/年，硫氧化物減排1500噸/年，煙塵減排500噸/年的效果，并一次通過了河南省環(huán)保廳的環(huán)保驗收。

6 結(jié)語

  通過對國家電投河南電力有限公司平頂山發(fā)電分公司#1，#2機(jī)組超低排放的改造，既解決了電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的問題，也解決了大氣環(huán)境質(zhì)量改善的問題。同時也為國家電投其他單位燃煤機(jī)組超低排放的改造提供了成功范例和可靠的數(shù)據(jù)支持。