600MW燃煤机组烟气污染物控制研究.doc

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1、600MW燃煤机组烟气污染物控制研究摘要：以某600 MW超临界燃煤机组为例，研究了燃用高硫、中高灰、特低挥发分煤的W火焰锅炉排放效果。机组采用“选择性非催化还原(ive non-catalytic reduction, SNCR)选择性催化还原 (ive catalytic reduction, SCR)脱硝+配高频电源和旋转电极的双室五电场电除尘器+双塔双循环技术的石灰石-石膏湿法脱硫（3+5层喷淋）”的超低排放技术路线，根据机组分散控制系统(distributed control system, DCS) 和连续排放监测系统 (continuous emission monitoring

2、 system, CEMS)数据，烟囱出口NOx、烟尘和SO2浓度均能稳定达到超低排放水平。SNCR装置运行状态良好，SCR装置氨逃逸较大，最大值为27.51 mg/m3，A、B侧超过设计值2.28 mg/m3的概率分别为51.86%和45.96%，原因为脱硝系统浓度场分布不均。脱硫系统浆液密度控制较好，一级塔浆液pH值控制较好，二级塔浆液pH值控制偏低，未发挥出双塔双循环技术的优势。SO2、NOx和烟尘排放强度比2019年全国平均排放强度低48.7%、7.7%和28.9%。引言火电行业是支撑国民经济和社会发展的重要基础性产业，也是煤炭消费和大气污染物排放的重点固定污染源。结合日趋成熟的烟气治

3、理技术，国家分别下发了煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年）（发改能源20142093号）和全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案（环发2015164号），要求到2020年，300 MW及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造（即在基准氧含量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、50 mg/m3）。截至2020年，达到超低排放水平的装机容量约9.5亿kW（约占全国煤电装机总量91%），火电行业清洁生产水平快速提高为环境质量改善做出了重要贡献1。中国某些地区煤矿资源多为高硫、低挥发分的无烟煤，为适应此煤种，多家电厂选用

4、W型火焰锅炉机组2。W型火焰锅炉具有燃烧稳定、运行可靠及可用率高等优势，但由于炉膛燃烧温度较高导致锅炉出口NOx浓度偏高3-4。因此，W型火焰锅炉机组烟气污染物通常具有高氮、高硫特性，对环保设施性能要求较高。国家虽然未要求W型火焰锅炉机组实施超低排放改造，但山西、山东、河南等省份已要求W型火焰锅炉实施超低排放改造，其中山西要求其NOx排放浓度限值为50 mg/m3，与其他炉型不予区别对待，山东和河南则将W型火焰锅炉NOx排放浓度限值定为100 mg/m3；在西南地区，如四川和贵州，均鼓励W型火焰炉实施超低排放改造。目前已有部分W型火焰锅炉机组完成了超低排放改造5-8，但对超低排放实施效果、相关

5、烟气治理设备运行情况和污染物治理成本等问题未有系统研究。本文选择已完成超低排放改造的某600 MW超临界W型火焰锅炉机组，以2019年18月的连续分散控制系统(distributed control system, DCS) 和连续排放监测系统 (continuous emission monitoring system, CEMS)小时平均记录为依据，分析了该机组主要大气污染物达到超低排放水平的稳定性、相关烟气治理设备的运行情况、污染物减排效益和经济性等。1机组概况1.1 机组基本信息该电厂建有2600 MW超临界燃煤机组，本文研究对象为2号机组，2017年2月13日通过超低改造环保验收。锅

6、炉为600 MW级超临界参数、W型火焰燃烧、单炉膛露天岛式布置、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉。燃用无烟煤，呈高硫、中高灰、特低挥发分特征。研究期间燃煤收到基硫分、收到基灰分和干燥无灰基挥发分平均值分别为3.19%、36.26%和19.94%，较设计煤质稍好。1.2 超低排放控制技术该机组原采用选择性非催化还原 (ive non-catalytic reduction, SNCR)脱硝工艺，催化剂层数按21模式布置，后增加了第3层催化剂，满足GB 132232011排放限值。超低排放改造增设选择性催化还原 (ive catalytic reduction, SCR)脱硝装置，采用尿素溶液作为还原剂

7、，安装56支喷枪，分为一区和二区。一区布置在标高为43.5 m层的炉膛前后墙，安装26支伸缩式喷枪：前墙13支，后墙13支；二区布置在标高为48.0 m层的炉膛前后墙及侧墙，共安装30支固定式喷枪：左、右两侧各2支，前后墙各13支。此外，更换了SCR脱硝装置初装2层催化剂且增加了催化剂模块的高度，新增催化剂为蜂窝式，催化剂模块层高为1260 mm，体积为600.7 m3，开孔率为74.6%。设计SNCR入口NOx浓度为800 mg/m3，炉膛出口NOx浓度为560 mg/m3；设计SCR入口NOx浓度为640 mg/m3，出口NOx浓度为50 mg/m3。原采用2台双室五电场静电除尘器，第13

8、电场采用高频电源，第4、5电场采用工频电源。超低排放改造将第5电场改为旋转电极。电除尘器有效断面积为480 m2，比集尘面积为109.29 m2/(m3s1)，烟气流速为0.96 m/s，5个电场效率分别为71.95%、20.18%、5.66%、1.59%、0.57%。设计电除尘器出口烟尘浓度为30 mg/m3。经脱硫塔、除雾器后，颗粒物排放浓度低于10 mg/m3。采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，原设5层喷淋层，超低排放改造为双塔双循环工艺，新建一级吸收塔，喷淋层为3层，未设计除雾器，吸收塔内径为17 m，高度为40 m，原吸收塔作为二级塔，设置5层喷淋层，1层管式+3层屋脊式除雾器。一、二级

9、吸收塔浆液循环泵流量均为9800 m3/h。设计入口和出口SO2浓度分别为11583 mg/m3和35 mg/m3，脱硫效率为99.7%。2超低排放控制效果该机组总排口烟尘CEMS采用稀释抽取式+光散射法，SO2和NOx均采用直接抽取式+非分散红外法，与主流超低排放应用的CEMS采样和分析方法一致。表1给出了2019年二、三季度CEMS比对结果，可以看到，CEMS数据精度满足HJ 752017固定污染源烟气（SO2、NOx、颗粒物）排放连续监测技术规范中参比方法验收技术指标要求。表1 总排口CEMS比对结果Table 1 Comparison results of total outlet C

10、EMS2.1 NOx控制效果表2为SNCR装置出口（SCR入口）浓度情况。A、B侧NOx浓度分别为349.4859.28 mg/m3和295.5826.61 mg/m3，小于SCR入口设计值640 mg/m3的概率分别为94.07%和92.61%。表2 SNCR装置出口运行效果Table 2 Operation effect of SNCR unit exit表3为SCR出口NOx浓度情况，SCR反应器A、B侧出口NOx小时浓度分别为7.3560.32 mg/m3和9.0143.53 mg/m3，小于50 mg/m3的概率分别为99.88%和100%，烟囱出口NOx排放浓度为8.2948.05

11、 mg/m3，达到超低排放水平的概率为100%。表3 SCR装置运行效果Table 3 Operation effect of SCR unit表4为SCR装置氨逃逸情况，A、B侧氨逃逸分别为0.0327.51 mg/m3和0.0216.47 mg/m3，超过设计值2.28 mg/m3的概率分别为51.86%和45.96%，氨逃逸较大，空预器有堵塞风险。图1给出了A侧氨逃逸与负荷的关系，可以发现，在各负荷段，氨逃逸超过设计值的概率均较高，但随着负荷的增大，氨逃逸有下降趋势。图2为SCR出口和烟囱出口NOx浓度分布情况，烟囱出口NOx浓度明显高于SCR出口，烟囱出口NOx平均浓度与SCR出口A、

12、B侧平均浓度的偏差分别为17.42 mg/m3和20.6 mg/m3，存在“倒挂”现象9。原因可能是由于SCR出口NOx浓度分布不均，建议进行喷氨优化试验，必要时调整SCR出口CEMS测点位置或采用多点采样方式。表4 SCR装置氨逃逸Table 4 Ammonia escape from SCR unit图1 SCR装置A侧氨逃逸与负荷的关系（负荷率50%）Fig.1 The relationship between ammonia escape of A side from SCR unit and load (load rate50%)图2 SCR出口和烟囱出口NOx浓度分布（负荷率50%

13、）Fig.2 Distribution of NOxconcentration at SCR unit outlet and chimney outlet (load rate50%)2.2 烟尘（颗粒物）控制效果图3为脱硫系统进出口烟尘浓度分布，脱硫入口（电除尘器出口无浓度测点）烟尘浓度为3.8744.36 mg/m3，设计指标（30 mg/m3）保证率为96.01%，静电除尘器运行状态良好。脱硫出口烟尘浓度为0.407.95 mg/m3，平均烟尘浓度为6.10 mg/m3，达到超低排放水平（10 mg/m3）的保证率为100%。脱硫系统协同除尘效率为39.50%89.66%，平均效率为68

14、.16%，优于文献中双塔双循环脱硫系统52%的平均除尘效率10，脱硫系统协同除尘效果较好。图3 脱硫进出口烟尘浓度分布Fig.3 Particulate matter concentration distribution at desulfurization tower entrance and outlet此外，脱硫系统入口烟尘浓度变化较大，图4给出了脱硫系统入口烟尘浓度和烟气温度（电除尘器出口无浓度测点）的关系，可以发现，烟气温度越高，烟尘浓度越大，因此，为保证烟尘达标排放，尽量将烟气温度控制在较低范围，达到节能目的。图4 烟尘浓度与烟温的关系Fig.4 The relationship

15、between particulate matter concentration and flue-gas temperature2.3 SO2控制效果双塔双循环脱硫技术主要是通过2座串联的脱硫塔增加烟气与循环浆液的反应时间，其特点是一级吸收塔重氧化，二级吸收塔重吸收。2座脱硫塔均设有独立的循环系统，可通过调节一、二级吸收塔浆液pH值实现分区控制。一级吸收塔处于低pH值运行，能够促进石膏的结晶和氧化，提高二级吸收塔pH值可实现高效脱硫10-14。一级塔浆液pH值宜控制在4.55.3，二级塔浆液pH值宜控制在5.86.215。图5为一、二级吸收塔浆液pH值，由图5可见一级塔浆液pH值为4.55.

16、59，平均值为4.96，在4.55.3范围内占比为94.32%，浆液pH值控制较好。二级塔浆液pH值为4.567.27，平均值为5.13，在5.86.2范围内占比仅为0.15%。虽然二级吸收塔pH值较一级吸收塔略高，但与推荐pH值相差较大，可进一步优化。建议后续运行过程中，积累运行经验，探索合理的pH值，以提高脱硫效率，充分发挥双塔双循环技术的优势。图5 脱硫塔浆液pH值分布Fig.5 pH distribution of slurry该机组一、二级吸收塔各有3台和5台浆液循环泵，表5为循环泵运行情况，一级吸收塔2台泵和3台泵运行情况分别占61.77%和38.23%；二级吸收塔78.5%情况为3台泵运行，即大部分时段为一级吸收塔2台泵运行、二级吸收塔3台泵运行。二级吸收塔有1.78%情况为5台泵运行，主