超低排放改造技术在某630MW燃煤机组的运用

超低排放改造技术在某630MW燃煤机组的运用

蒋鑫

国能常州发电有限公司 ：江苏省常州市 213033

摘要：介绍了超低排放改造技术在某电厂的应用情况，认为该机组改造后各项污染物排放指标能够满足标准要求的结论。并对超低排放改造后运行中可能会出现的几种异常情况进行了说明，对其他电厂解决同类问题具有一定的借鉴意义。

关键字：超低排放；630MW机组；应用异常；问题分析

电力装机以煤电为主，煤电行业仍是大气污染物排放量最多、对大气环境影响最大的行业之一。推进燃煤发电机组实现达到天然气发电机组排放限值的超低排放，同等条件下可减少二氧化硫排放66%、氮氧化物排放50%和烟尘排放83%，对于进一步提升煤电绿色发展水平、促进大气污染防治和空气质量改善具有重要意义。

1、超低排放改造主要技术内容

1.1控制NOx

　　在我国脱硝催化剂研究项目中，对应的设计化学寿命年限为2.4万小时，而多数的电厂应用的脱硝系统运行时间为3年到5年，一般的初装设备已经达到了催化剂或者是接近了化学使用的寿命期限。并且，部分电厂实时性应用的脱硝系统还存在设计单元、安装精准度等方面滞后的问题，造成脱硝系统运行不畅，因此，要对技术方案和应用流程予以升级改造，在提升NOx排放控制水平的同时降低项目的后续运行成本。

　　首先，要对锅炉SCR系统展开调研分析，全面建立完整的活性评估模式，确保能实时了解催化剂活性参数，要想保证NOx排放浓度符合标准，就要将NOx的浓度控制在每立方米50mg以下，从而加装备用层催化剂，更好地提升单台锅炉催化剂的应用效率。

　　其次，因为SCR系统反应器的入口烟道存在NOx分布不均匀的现象，此时，为了规避传统氨格栅喷氨调节性不足的问题，要结合实际情况进行设备元件的更换处理，并且提升其精细化调控水平。另外，也可以在SCR反应器的入烟口位置完成喷氨调控处理。

　　最后，要提升SCR系统流场的均匀性，实现全面优化，并且保证反应器顶层催化剂的入烟口流场参数符合标准。1）烟气温度分布最大绝对值偏差≤10℃；2）烟气速度分布相对偏差≤10%；3）氨氮摩尔比分布相对偏差≤5%；4）烟气垂直入射角偏差≤10°。

1.2控制SO2

目前，再对我国火电厂脱硫系统予以全面调研分析后可知，燃煤稳定性不足、除雾器配置效率较低、烟气在线监测系统应用不到位等问题较为严重，这就会造成测量数据的误差，对整个环保处理工序的效果产生影响。因此，要在炉煤煤质数据分析的基础上制定更加合理的燃煤管理计划。

在对相关情况进行分析后，技术部门决定拆除原有的GGH系统，配合双塔双循环技术方式，建立新的吸收塔，并且将其设置为一级塔，有效提升石膏的生产效率和应用品质。另外，设置运行环境的pH数值为4.6-5.2，依据整个火电厂的应用状态配备三层喷淋层，其中，一级管式除雾器以及一级屋脊式除雾器为子系统，原有的吸收塔设置为二级塔，利用对应处理模式，不仅能提升二氧化硫的脱除效率，还能满足节能降耗的应用标准和要求，更好地提高整体应用效率。除此之外，要配置烟气再热技术，以防止GGH设备拆除后造成的烟气温饱和问题。

　　1.3控制烟尘

　　依据火电厂相关数据调研信息可知，为了更好地控制烟尘，要配置低低温电除尘器和湿法脱硫塔等，有效满足系统指标优化设计的标准，将烟尘浓度控制在每立方米50mg以下。与此同时，湿式电除尘要利用阳极管束，提升节水效果和三氧化硫的脱除率。在践行630MW燃煤机组大气污染物超低排放技术改造方案后，NOx、SO2以及烟尘等污染物的排放指标都有所降低，满足环保验收、性能验收等工作的参数标准。

2、超低排放改造后需注意的问题

2.1净烟气SO2异常跳变问题

超低排放改造后，SO2执行≤35mg/m3的排放标准。脱硫系统在运行过程中，经常出现净烟气SO2瞬间跳变超标的情况。其主要表象为：跳变不规律;跳变幅度有大有小;跳变持续时间短则十几秒，长则一两分钟。此种情况给运行人员造成比较大的麻烦，稍有不甚，即可造成小时均值超标情况出现。

引起脱硫净烟气SO2异常跳变现象可能有以下几个方面原因：

①CEMS表计测量准确性问题。目前针对超低排放机组来讲，相应的CEMS均采用了低量程、高精度的测试系统(SO2量程一般在0～200mg/m3，检出限2mg/m3)，其灵敏度和精度都有了较大的提高，任何测试过程中的干扰均会对测试值产生影响;

②脱硫塔内部出现喷嘴堵塞或者脱落，造成浆液循环泵出力降低，浆液流量减少，浆液喷淋扩散半径减小，吸收塔内浆液喷淋不均，形成“烟气通道”;

③净烟气CEMS伴热取样管部分位置出现短路情况，造成饱和湿烟气冷凝，当凝结在伴热管壁上的水珠慢慢增多，便汇聚成一滴流向下方有伴热管加热的区域开始蒸发，亚硫酸遇伴热带加热发生可逆反应，分解形成SO2和水集中释放出来，形成烟气分析仪表SO2数据的异常数据高峰。待蒸发完后，数据又可以恢复原数值，这样周而复始，湿烟气中SO2经历冷凝—积累—释放的一个过程。

2.2净烟气烟尘异常跳变问题

①脱硫塔入口烟尘浓度超出设计值。

通常来讲，对于实现超低排放的脱硫系统，要求脱硫塔入口烟尘浓度要小于25mg/m3这一保证值。一旦运行过程中，出现由于机组升降负荷、除尘器电源故障、电场振打造成二次烟尘等问题导致脱硫塔入口烟尘超设计值的情况，则很容易造成净烟气烟尘突增跳变的情况出现。对于此种原因，我们可以通过查阅脱硫系统进出口的烟尘变化趋势来予以判定。

以某火煤电机组为例，该机组脱硫出口烟尘量时均超标，超标2h，最大值为206mg/Nm3，时均值为57.99mg/Nm3。为此，该电厂采用如下措施：①降低锅炉入炉煤灰分至设计值;②通过试验摸索，调整电除尘器的运行参数及振打时间。一、二、三电场阴阳极振打时间由原来的1min5s改为2min10s;二电场的充电比由1∶1改为1∶3;三、四电场的充电比由1∶1改为1∶5;降低一电场整流变的火花放电闭锁时间。调整后保证了脱硫塔入口烟尘排放降低到标准值以内，没有再发生超标。

②除雾器运行状况异常。

对于除雾器的运行异常情况，主要包括除雾器压差超出设计值;冲洗水压力不足;冲洗方式设置不合理等。除雾器冲洗效果较差时极易造成堵塞，使局部烟气流速超出设计值，雾滴夹带量增大，甚至会造成出口烟尘浓度大于入口烟尘浓度的情况。对于脱硫改造项目，需对原除雾器的冲洗水管道、阀门仔细检查，确保冲水水量、水压达到设计值。同时，对冲洗水系统出力进行核算，必要时可对除雾器冲洗水泵增容。对于最上层除雾器，在保证压差合理的范围内，尽量减少冲洗次数。

③烟尘仪直流电源故障问题导致的跳变。

电厂热工监测信号出现跳变问题时，比较容易被忽略的就是24V直流电源问题。比如由于直流电源出现交流分量，导致测量回路中产生了交流电流叠加，使得PLC接收到波动的交直流混合电流，从而反映在监控界面上。对于以上问题，最直接的方法就是更换电源即可。

检修人员在处理此类问题时，除了排除常见的干扰外，首先想到对交流分量的检测，另外，对测量回路中直流电源的检查，除了查看其直流输出外，还应对其交流输出及输出频率进行检查，以排除输出是否混杂了交流分量。

2.3脱硝出口与烟囱入口NOX浓度前后一致性问题

脱硝系统在运行过程中，由于在脱硝入口喷入的氨气与烟气不能完全混合均匀，在氨气喷入量过大区域的氮氧化物浓度偏低，而在氨气喷入量少的区域，氮氧化物浓度偏高。另外，脱硝烟气在线监测装置属于单点布置，代表性低，单点测量不能反映整个断面的浓度均值。如果出现氮氧化物浓度分布不均的情况，必然会产生烟囱入口处NOX浓度高于脱硝系统出口NOX浓度的“倒挂”现象。针对以上问题，我们可以通过脱硝喷氨系统的冷态和热态调整试验来予以消除。

3、结论

该机组实施超低排放改造后，各项污染物指标均能满足特别排放限值的要求。运行过程中，我们应当加强对各项污染物排放指标的异常情况分析。另外，还要注意将各自独立的脱除净化系统相融合，实现单一污染物在多个系统同时脱除，最大限度发挥烟气协同治理技术的优势。

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