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近年來，我國大氣污染呈現(xiàn)復合型特征，霧霾問題日益突出。而燃煤煙氣排放的粉塵、二氧化硫( SO2) 和氮氧化物( NOx) 等是*主要的霧霾前驅體?？刂迫济哼^程排放的大氣污染物成為解決霧霾問題的重要舉措。為推進煤炭清潔化利用、改善大氣環(huán)境質量，環(huán)境保護部、國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》和《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》，即要求火電廠燃煤鍋爐在末端治理過程中，采用多種污染物高效協(xié)同脫除集成系統(tǒng)技術，使其大氣污染物排放濃度符合燃氣機組排放限值，即粉塵、SO2、NOx排放濃度( 基準含氧量為6%) 分別不超過5，35，50mg /m3。

 

隨著DB33 /2147—2018《燃煤電廠大氣污染物排放標準》( 超低排放) 的提出，有必要采用全新的“協(xié)同治理”技術應對全新的環(huán)保形勢。對于粉塵來講，當粉塵排放濃度要求達到≤10mg /m3，甚至≤5mg /m3 時，僅在濕法脫硫前采用高效除塵器的工藝方案是不能滿足要求的，需要在脫硫后進一步安裝濕式靜電除塵器。目前常見的超低除塵技術有低低溫靜電除塵( 低溫省煤器) 、布袋除塵、電袋除塵器等。當前煙氣脫硫多采用石灰石-石膏濕法工藝，主流的脫硫改造可采用單塔技術( 包括噴淋空塔、托盤塔、單塔雙循環(huán)等技術) 和串聯(lián)塔技術。對于燃用中低硫煤的火電機組，通過優(yōu)化吸收塔設計，提高吸收塔液氣比( 增設噴淋層，提高漿液循環(huán)泵流量) 或者采取增強氣液傳質措施( 增設托盤持液層、湍流層、聚氣環(huán)等) ，可大幅提高吸收塔的脫硫效率，滿足超低排放要求。而串塔改造方案可以通過控制一、二級吸收塔的pH值實現(xiàn)分區(qū)控制。一級吸收塔低pH 值運行，利于石膏氧化結晶; 二級吸收塔高pH 值運行，利于高效脫硫。NOx控制采用低氮燃燒技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，低氮燃燒技術作為燃煤電廠NOx控制的首選技術，主要有低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術等，煙氣脫硝技術以高效SCR為主。

 

在超低排放技術的實際應用中，現(xiàn)場情況復雜，在工藝和技術上并沒有統(tǒng)一標準，需要根據(jù)實際情況進行針對性的設計。本文基于某燃煤熱電廠2 ×130 t /h循環(huán)流化床鍋爐超低排放改造工程，隨機選取其在網連續(xù)運行30d的煙氣污染物排放數(shù)據(jù)( 720個時段) ，對改造后SO2、NOx和粉塵的數(shù)據(jù)進行詳細分析，研究其排放特性，為燃煤熱電廠超低排放改造提供工程解決方案和數(shù)據(jù)支撐。

 

1 工程概況

 

該熱電廠原有的煙氣處理流程為: SNCR脫硝→靜電除塵器→石灰石-石膏煙氣脫硫。但原有靜電除塵器的內極板、極線、殼體以及煙道在長期運行過程中均已存在較大程度的腐蝕，所以采用全新的布袋除塵器替換原有的靜電除塵器。原有石灰石-石膏煙氣脫硫裝置的SO2排放設計值為200mg /m3，與SO2超低排放要求有較大的差距，需要進行改造。脫硫改造仍采用石灰石-石膏煙氣脫硫工藝，按照兩爐 塔配置，在現(xiàn)有3層噴淋基礎上增加1層噴淋，并更換原有3 層噴淋層全部噴嘴( 上下雙向) ，同時將除霧器更換成1層管式+兩級屋脊除霧器，*后在脫硫塔頂加裝立管式濕式電除塵器。另外，原有的SNCR脫硝NOx的設計排放值為100mg /m3，無法滿足超低排放要求。為此，脫硝改造采用“SNCR 優(yōu)化+SCR( 1 層催化劑) ”耦合脫硝工藝。*終該企業(yè)確定實現(xiàn)超低排放的技術方案為SNCR脫硝+SCR脫硝+布袋除塵+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫( 兩爐1塔) +濕式靜電除塵器( 兩爐1 塔) ，工藝流程如圖1所示。

2 改造效果

 

2.1 脫硫效果分析

 

2.1.1 SO2排放濃度

 

脫硫后SO2排放濃度較為穩(wěn)定( 圖2) ，僅有21個時段超過35mg /m3 的排放標準，占總時段的2.9%。而且SO2排放濃度控制得很低，30d 內平均濃度僅為6.32mg /m3。如表1 所示，SO2排放濃度<10mg /m3 的時段占81.7%，甚至<5 mg /m3 的時段也占65.1%。

經分析計算，脫硫過程中鈣硫比約為1.07，顯示沒有過多的脫硫劑加入。但脫硫過程中液氣比>15，且沒有根據(jù)入口煙氣條件進行調節(jié)，導致SO2出口濃度很低。雖然從環(huán)保指標上看，低SO2排放濃度有助于SO2總量減排，但對脫硫系統(tǒng)運行的經濟性和綜合社會效益是不利的。所以須加強脫硫過程的自動控制，實現(xiàn)過程參數(shù)的優(yōu)化，降低能耗物耗，達到高效和經濟運行。

 

2.1.2 脫硫效率

 

本脫硫系統(tǒng)的設計效率為98. 9%，如圖3 所示。可知: 脫硫效率多數(shù)時段維持在99%以上。此時，企業(yè)的調控空間很小，這導致了*終的SO2排放濃度都控制在很低的水平。但有部分時段脫硫效率出現(xiàn)了異常的低值，經核查該時段進口SO2表計出現(xiàn)故障而無法獲取準確的進口SO2濃度。由于煙氣初始條件波動，把98. 9%的脫硫效率作為控制指標的實際意義小，而應該把考察的重點放在如何穩(wěn)定實現(xiàn)SO2的超低排放，并通過優(yōu)化控制參數(shù)來實現(xiàn)經濟運行。同時需要進一步加強SO2表計的維護和保養(yǎng)，以獲取準確的排放數(shù)據(jù)。

 

 

2.2 脫硝效果分析

 

2.2.1 NOx排放濃度

 

如圖4 和表2 所示，NOx排放濃度較為穩(wěn)定，98.2%的時段NOx排放濃度< 50mg /m3。而NOx>100 mg /m3的情況是氨水泵出現(xiàn)問題，氨水無法注入所致?？傮w來看，30%左右時段的NOx排放濃度>30mg /m3，NOx的平均濃度為24. 6mg /m3，所以省煤器后面的煙道內加裝1 層SCR 催化劑對于高效脫硝仍存在一定的不足，后續(xù)應再增加1 層催化劑。

2.2.2 SNCR+SCR 后氨逃逸

 

雖然NOx排放濃度符合超低排放要求，但氨逃逸控制并不理想，超標情況較多( 見圖5、圖6) 。氨逃逸的技術指標為2.5mg /m3，1號爐氨逃逸的平均濃度為2.78mg /m3，超標比例達到38.3%; 2 號爐氨逃逸的平均濃度為4.10 mg /m3，超標比例達到65.6%。根據(jù)氨氮比( NH3 /NOx) 計算，1、2號爐的氨氮比分別達到1.99 和1.87。因此，在SNCR+SCR耦合脫硝過程中，仍需嚴格控制氨投加量，進一步優(yōu)化SNCR中噴氨量。

 

2.3 除塵效果分析

 

2.3.1 濕電出口粉塵濃度

 

由于布袋除塵后未設置專門的粉塵在線監(jiān)測系統(tǒng)，所以僅對濕式電除塵后的煙氣中的粉塵濃度進行分析。經過布袋除塵、濕法脫硫和濕式電除塵后，粉塵排放濃度整體達標( 圖7) 。可知: 大多數(shù)時段粉塵排放濃度<2. 5 mg /m3，但仍有2. 5%的時段粉塵排放濃度>5mg /m3的排放標準。根據(jù)人工監(jiān)測分析，布袋除塵效果不佳，可能是導致尾部粉塵超標的重要原因。

 

 

2.3.2 濕式靜電除塵器二次電壓對粉塵排放濃度的影響

 

從濕式靜電除塵器對粉塵的脫除效果來看，隨著二次電壓的升高，粉塵脫除效果有一定改善，但提高幅度有限。在25kV 二次電壓下，粉塵排放濃度為0.4～1.8mg /m3，而當二次電壓增加到40kV 時，粉塵排放濃度為0.2～1.0 mg /m3。

 

 

3 結論

 

1) 某燃煤電廠煙氣超低排放改造后，運行1個月內SO2排放濃度僅有21個時段超過35mg /m3，占總時段的2.9%。且SO2排放濃度控制得很低，平均濃度僅為6.32 mg /m3?？傮w上脫硫效率已控制到位，但由于煙氣初始條件波動大，把高脫硫率作為技術指標的實際意義小，而應重點實現(xiàn)SO2的穩(wěn)定超低排放，并通過優(yōu)化控制參數(shù)來實現(xiàn)經濟運行。

 

2) NOx排放濃度穩(wěn)定， 98.2%的時段NOx排放濃度<50mg /m3。濕法脫硫對NOx沒有顯著脫除效果，脫硫后煙氣中NO2在NOx中比例有所提高。SNCR+SCR 后氨逃逸控制不理想，超標情況較多，在SNCR+SCR 耦合脫硝中NH3 /NOx的控制需更加嚴格。

 

3) 經過布袋除塵、濕法脫硫和濕式靜電除塵器后，絕大多數(shù)時段粉塵排放濃度都在2.5mg /m3 以下，但濕式靜電除塵器的除塵效果并不顯著，后期研究將結合實際工況進一步優(yōu)化濕式靜電除塵器運行參數(shù)，實現(xiàn)其高效和經濟運行。