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，并部署集團公司燃煤機組有序進行超低排放改造。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機組超低排放改造過程進行簡單探討。

1 改造前現(xiàn)狀

    國家電投平頂山發(fā)電分公司1000MW燃煤機組的鍋爐為東方鍋爐（集團）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）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72%，3層催化劑脫硝效率可達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。每臺鍋爐機組配2臺SCR脫硝反應(yīng)器，2臺機組的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%，由中電投遠達環(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，100%旁路煙道系統(tǒng)。2014年完成了取消旁路和增壓風(fēng)機改造。

  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。為達到環(huán)保排放要求及維護本身設(shè)備的需求，進而進行除塵設(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)機和增風(fēng)機合一改造，滿足機組風(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，影響機組脫硝效率。

（4）脫硝系統(tǒng)積灰嚴重，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。控制風(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行優(yōu)化設(shè)計，并對導(dǎo)流板，整流板進行更換，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)器進出口NOx濃度分布情況，通過網(wǎng)格法進行實驗，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臺機組滿負荷時段，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）針對催化劑磨損嚴重，甚至出現(xiàn)整塊脫落的情況，在2014年初機組進行檢修時，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，對煙道流場也進行模擬實驗及優(yōu)化設(shè)計，對各導(dǎo)流板，整流板進行更換，組織煙氣有序流動，減少流動阻力。對吹灰系統(tǒng)進行技術(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 在機組進行等級檢修期間，對空氣預(yù)熱器蓄熱片進行改造，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)熱器的吹灰強度。

通過對1#，2#機組的SCR脫硝系統(tǒng)改造，兩臺機組脫硝系統(tǒng)出口NOx排量分別達到了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，爐膛負壓穩(wěn)定在-30~50pa，各參數(shù)均達到了預(yù)期效果。

3.2脫硫系統(tǒng)

#1，#2機組的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)機改造），拆除原有4臺增壓風(fēng)機及其基礎(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)，有機結(jié)合靜電除塵和過濾除塵兩種機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口喇叭，在內(nèi)部得到緩沖，擴散，均衡后低速進入電場區(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行改造，不加長柱距，不加寬跨距，保留原支架，殼體，灰斗，進口喇叭等。*，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)濟效益分析

4.1 成本核算

#1，#2機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機組超低排放改造完成后，分別進行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)于同類型機組排放標(biāo)準(zhǔn)，達到設(shè)計要求。#1，#2機組分別于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，進行測算此次超低排放改造zui終達到了氮氧化物減排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。