新排放標(biāo)準(zhǔn)下脫硫脫硝提效改造方案

李 偉

（國能龍源環(huán)保有限公司宿州分公司，安徽 宿州 234000）

1 脫硫系統(tǒng)概況

江蘇某電廠兩臺百萬機組煙氣脫硫裝置于2014 年隨主機同步新建，脫硫工藝為主流的石灰石-石膏濕法單塔雙循環(huán)工藝路線。煙氣脫硝裝置采用“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法（SCR），催化劑層數(shù)按“2 ＋1”布置，催化劑安裝2 層，預(yù)留一層備用層。設(shè)計當(dāng)脫硫裝置入口二氧化硫濃度最高為3700mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)）時，脫硫裝置出口二氧化硫排放濃度不高于50mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)），設(shè)計脫硫效率不低于98.6%。設(shè)計脫硝裝置入口氮氧化物濃度320mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)），出口排放濃度不高于，50mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)）。

兩套脫硫裝置于2016 年完成超低排放技術(shù)改造，煙氣脫硫系統(tǒng)改為單塔雙循環(huán)工藝，2018 年優(yōu)化改造增加一臺漿液循環(huán)泵，該循環(huán)泵入口存在搶漿液的問題，與原兩臺循環(huán)泵發(fā)生干涉，導(dǎo)致三臺循環(huán)泵無法同時運行，實際脫硫效果差，脫硫效率低。

目前脫硫系統(tǒng)漿液循環(huán)泵配置為吸收塔3 臺漿液循環(huán)泵，AFT 塔4 臺漿液循環(huán)泵，脫硝已完成還原劑液氨改尿素的建設(shè)，脫硝催化劑體積410m3（單臺機組）。煙氣污染物排放濃度執(zhí)行現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223—2011）特別排放限值，且按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)〔2015〕164 號）等政策文件要求，出口二氧化硫濃度控制不高于35mg/Nm，出口氮氧化物濃度控制不高于50mg/Nm。

2 提效改造的必要性

2021 年12 月9 日江蘇省生態(tài)環(huán)境廳發(fā)布了江蘇省地方標(biāo)準(zhǔn)《燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（DB32/4148-2021），該標(biāo)準(zhǔn)于2022 年7 月1 日正式實施。自標(biāo)準(zhǔn)實施之日起，江蘇省現(xiàn)有燃煤發(fā)電鍋爐、燃煤鍋爐執(zhí)行Ⅰ階段規(guī)定的排放濃度限值。自2023 年7 月1 日起，單臺出力300MW 及以上發(fā)電機組配套的現(xiàn)有燃煤發(fā)電鍋爐執(zhí)行表Ⅱ階段規(guī)定的排放濃度限值，即顆粒物5mg/m、二氧化硫25mg/m、氮氧化物30mg/m的排放濃度限值。污染物排放濃度限值見表1。

表1 污染物排放濃度限值（單位：mg/m3（煙氣黑度除外））

該廠脫硫系統(tǒng)經(jīng)過超低排放改造和運行優(yōu)化調(diào)整，目前可以滿足污染物超低排放要求，出口二氧化硫排放控制標(biāo)準(zhǔn)由50mg/Nm降低至35mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)）。2018 年一級塔增設(shè)了第三層噴淋層，但是實際效果較差，當(dāng)循環(huán)泵開啟時，存在電流擾動問題。主要原因為新增循環(huán)泵為避開原攪拌器，其入口與原循環(huán)泵入口較近，三臺循環(huán)泵的吸入口存在干擾，經(jīng)實際運行驗證，當(dāng)一級循環(huán)3 臺循環(huán)泵同時啟動時，電流波動較大，循環(huán)泵吸收口存在干擾情況，實際循環(huán)泵流量、壓力小于設(shè)計出力，降低了噴淋效果。由于吸收塔高度空間受限，噴淋距離較短，新增層的SO脫除效率較低，并且由于搶液造成的噴淋量偏小，煙氣進入吸收塔后均勻性較差，因此脫硫效率較差，效果不明顯。這兩個原因?qū)е庐?dāng)?shù)土蚍葸\行時，一級循環(huán)3 層噴淋層同時投運，疊加脫硫效率不明顯，同時存在電流擾動問題，需要對循環(huán)泵吸入口位置進行優(yōu)化改造。

兩套脫硝裝置于2019 年更換一層催化劑，2021 年更換另外一層催化劑205 m3。更換后，脫硝效率不低于84%，氨逃逸小于3μL/L，二氧化硫和三氧化硫的轉(zhuǎn)換率小于1%，脫硝入口氮氧化物濃度小于320mg/Nm，脫硝出口氮氧化物濃度小于50mg/Nm，脫硝出口濃度不能滿足新的排放標(biāo)準(zhǔn)要求。

目前該廠脫硫脫硝后的二氧化硫和氮氧化物排放濃度可滿足Ⅰ階段規(guī)定的排放濃度限值。但是根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)要求，該電廠要在2023 年7 月1 日前完成提效改造，以滿足Ⅱ階段規(guī)定的排放濃度限值。

3 脫硫提效改造方案

根據(jù)實際運行數(shù)據(jù)，當(dāng)脫硫裝置入口二氧化硫濃度最高約為2580mg/Nm～2880mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)）時，出口二氧化硫排放濃度約28.5mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)），其中吸收塔、AFT 塔的漿液pH 值分別約為5.0、6.0，循環(huán)泵運行方式為2+4 運行。按實際運行情況計算，一級循環(huán)脫硫效率約68%，二級循環(huán)脫硫效率約97%。一級循環(huán)脫硫效率較低，應(yīng)該提高一級脫硫循環(huán)的效率，降低進入二級塔的二氧化硫濃度，這不僅可以保證較高的脫硫效率，還可以保證石膏的結(jié)晶。

脫硫裝置提效改造設(shè)計條件為當(dāng)脫硫入口二氧化硫濃度3600mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)）時，出口二氧化硫排放濃度不高于26mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)），設(shè)計脫硫效率不低于99.3%。目前主流的高效脫硫技術(shù)，其基本原理均為采用提高石灰石消溶速率、提高漿液pH 值、提高流場均勻性、增強氣液紊流效果等技術(shù)措施來強化脫硫反應(yīng)傳質(zhì)過程、降低系統(tǒng)能耗，從而實現(xiàn)高效脫硫?；谠擁椖渴苊摿蚋脑靾龅叵拗频膶嶋H情況，采用雙塔雙循環(huán)工藝的難度大、成本高且工期不允許，考慮采用空塔提效技術(shù)和循環(huán)泵增容換型技術(shù)方案。

3.1 一級塔托加裝盤方案

該項目計劃采用空塔加托盤方案。托盤技術(shù)指在噴淋空塔的噴淋層下部設(shè)置單層或雙層托盤裝置來起到煙氣分布及強化傳質(zhì)的作用。托盤上均勻開出大量小孔，一般開孔率為30%～40%，吸收漿液從噴淋層噴嘴噴出，在托盤上會形成一層持液層，當(dāng)煙氣通過小孔和持液層時，阻力會增加，一般在600Pa～900Pa，阻力的作用會使煙氣更均勻地分布在吸收塔內(nèi)。由于當(dāng)煙氣通過小孔時流速較高，在液膜層激起大量的液泡，增大了煙氣和漿液的解除面積，增加了煙氣中二氧化硫與漿液的傳質(zhì)效果，因此增加了脫硫效率，一般認為托盤可增加30%左右的液氣比。但是，裝置的增加導(dǎo)致塔內(nèi)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，會產(chǎn)生結(jié)垢風(fēng)險。

拆除原一級塔最下層噴淋層（減低阻力約150Pa），在此位置增設(shè)一層2205 材質(zhì)合金托盤（阻力550Pa～650Pa），托盤壁厚2.5mm，增加托盤鋼梁，鋼梁采用鱗片防腐。托盤及三層噴淋層總的脫硫效率可達93%，大大提高了一級塔的脫硫效率。為了提高一級塔運行的可靠性，將C 循環(huán)泵出口與A 循環(huán)管、B 循環(huán)管相連，作為備用泵，避免單泵運行影響機組的安全性。為了進一步降低阻力，對空預(yù)器至脫硫的煙道進行整體阻力優(yōu)化，預(yù)計可降低阻力200Pa 左右。

通過上述方案，可以在保證脫硫效率的同時確保系統(tǒng)阻力增加值保持在200Pa～300Pa 的水平。該方案的優(yōu)點是停爐時間較短，托盤安裝時間約為30 天，托盤對高硫煤的效果更顯著，缺點是托盤阻力較大，引風(fēng)機壓頭需要有足夠余量，同時一級塔采用3 泵+2層噴淋層，相對可靠性較低。托盤加裝位置如圖1 所示。

圖1 托盤加裝位置示意圖

3.2 一級塔循環(huán)泵增容優(yōu)化

將脫硫一級塔的三臺循環(huán)泵進行增容換型，提高噴淋量和揚程來確保噴淋效果，提高一級塔的脫硫效率。三臺吸收塔循環(huán)泵流量由10000m/h 提高至12000m/h，單噴嘴流量由30m/h 提高至36m/h。三臺泵同時運行時，可提高一級循環(huán)脫硫效率至80%，脫硫系統(tǒng)出口SO濃度不高于25.8mg/Nm（6%O，標(biāo)干態(tài)），阻力增加約88Pa。配套電機根據(jù)實際情況選擇是否利舊，同時應(yīng)配套相應(yīng)修改漿液循環(huán)泵的基礎(chǔ)、管道、電纜等，循環(huán)管、噴淋層、噴嘴無須更換，在原設(shè)計范圍內(nèi)。

改造一級塔C 循環(huán)泵入口及對應(yīng)攪拌器的接口位置，原吸收塔循環(huán)泵A 泵吸收口距離增大至3m 以上，同時應(yīng)相應(yīng)調(diào)整攪拌器的布置角度和平臺樓梯，避免兩臺泵之間發(fā)生互相干擾，解決目前搶流量、電流波動、效率差的問題，確保其獨立運行的可靠性以及流量，提高噴淋效果，真正實現(xiàn)3 臺循環(huán)泵+噴淋層可靠運行。改造后，系統(tǒng)阻力增加可控制在200Pa 以內(nèi)，當(dāng)入爐煤硫份較高時，循環(huán)泵3+4 運行。

改造后脫硫系統(tǒng)設(shè)計裕量，一級循環(huán)漿液pH 值按照5.0進行計算設(shè)計，由于硫份較低，pH 值可優(yōu)化調(diào)整至5.2，因此脫硫效率再次提高；這次設(shè)計優(yōu)化計算中，脫硫效率根據(jù)實際運行情況進行分析；一級循環(huán)泵揚程升高后，噴淋漿液分布改善，用脫硫效率增加值作為設(shè)計裕量。循環(huán)泵優(yōu)化改造前后參數(shù)對比見表2。

表2 循環(huán)泵優(yōu)化改造前后參數(shù)對比表

4 脫硝提效改造方案

兩臺機組脫硝提效改造設(shè)計條件按脫硝反應(yīng)器入口氮氧化物濃度不超過300mg/Nm、出口氮氧化物控制在30mg/Nm以下、脫硝效率不低于90%設(shè)計，整體改造方案簡述如下。

4.1 可以利用的舊設(shè)備

還原劑制備采用尿素水解法，還原劑區(qū)設(shè)置3 臺水解反應(yīng)器，每臺出力為600kg/h，兩臺同時運行時供氨量為1200kg/h。該期提效改造后機組氨耗量為1300kg/h，根據(jù)機組實際情況，可將備用水解反應(yīng)器投入運行來滿足需要。還原劑區(qū)不需要再次改造。

該期提效脫硝系統(tǒng)入口的煙氣參數(shù)與原系統(tǒng)相比無變化，反應(yīng)器截面尺寸滿足設(shè)計要求，無須改造；該期提效設(shè)計催化劑選型仍按照2+1 方式，催化劑荷載未超出原設(shè)計值，反應(yīng)器及鋼結(jié)構(gòu)不需要改造。

稀釋風(fēng)機在還原劑液氨改尿素工程中已考慮風(fēng)機余量，這次提效可不改造。脫硝反應(yīng)區(qū)系統(tǒng)主要由氨氣管路、稀釋風(fēng)管路、儀用壓縮空氣管路及供氨計量模塊組成。還原劑液氨改尿素工程已考慮設(shè)計余量，這次提效均不改造。

4.2 改造及新增設(shè)備

該期提效脫硝系統(tǒng)入口氮氧化物濃度經(jīng)過低氮改造后的保證值為300mg/Nm（干基、標(biāo)態(tài)、6%氧），脫硝效率按照90%設(shè)計，脫硝出口氮氧化物濃度低于30 mg/Nm（干基、標(biāo)態(tài)、6%氧）。在其他條件不變的情況下，催化劑選型可仍按照原方案，采用蜂窩式18 孔、2+1 層布置。增加備用層催化劑以達到提效要求。若采用加裝備用層催化劑的方案，體積分別為18×18 孔，加裝催化劑單元規(guī)格150mm×150mm×1065mm，體積410.62m。催化劑加裝方案見表3。

表3 脫硝催化劑加裝方案

原設(shè)備供貨中不包括備用層吹灰器，該期工程新增脫硝催化劑后須安裝備用層催化劑，原工程聲波吹灰器管道已預(yù)留了接口，該期工程只需要新增吹灰器及支管即可。新增備用層聲波吹灰器14 臺/爐，兩臺機組共計28 臺，聲波吹灰器本體設(shè)備中包括電磁閥、手動關(guān)斷閥。

5 改造后應(yīng)用效果分析

脫硫系統(tǒng)加裝托盤和循環(huán)泵增容改造后，脫硫系統(tǒng)運行穩(wěn)定，脫硫效率大幅提高，尤其是一級吸收塔效率由80%提高到了95%，整個脫硫系統(tǒng)運行脫除效率達到了99.3%以上。通過改造后的性能測試，吸收塔整體阻力僅升高了88Pa，沒有對引風(fēng)機出力造成較大影響。由于循環(huán)泵揚程增加了4米，一級循環(huán)噴嘴流量由30m3/h 提高到了36m3/h，噴嘴壓力由0.07MPa 提高到了0.09MPa，因此噴嘴壓力增大漿液霧化效果更好，更有利于吸收區(qū)SO與石灰石漿液的吸收反應(yīng)。改造后，當(dāng)設(shè)計硫份3600mg/Nm3時，循環(huán)泵運行組合方式為三臺循環(huán)泵加四臺AFT 塔循環(huán)泵，可將出口二氧化硫濃度控制在26mg/Nm3以下。當(dāng)吸收塔入口二氧化硫濃度不超過3100mg/Nm3時，吸收塔運行三臺循環(huán)泵，AFT 塔僅運行三臺循環(huán)泵即可滿足排放標(biāo)準(zhǔn)。

脫硝系統(tǒng)加裝第三層催化劑后，在高負荷運行期間進行性能測試，評價性能值及設(shè)計參數(shù)是否能夠滿足性能保證值及其他設(shè)計值的要求，為評價煙氣脫硝系統(tǒng)運行的安全穩(wěn)定性提供試驗數(shù)據(jù)。試驗期間，鍋爐負荷穩(wěn)定在要求負荷左右，最大波動幅度沒有超過±5%，煤質(zhì)基本不變、燃料配比不變。三天高負荷試驗期間，NO質(zhì)量濃度平均值為323mg/Nm（標(biāo)態(tài)、干基、6%O），滿負荷NO質(zhì)量濃度平均值比設(shè)計值低23mg/Nm，原煙氣溫度試驗平均值為382.0℃，比設(shè)計值低8.0℃，測得脫硝效率為91.3%、凈煙氣NO質(zhì)量濃度為28.4mg/Nm（標(biāo)態(tài)、干基、6%O）、氨逃逸濃度平均值為0.54mg/Nm（標(biāo)態(tài)、干基），氨逃逸濃度滿足保證值3μL/L（標(biāo)態(tài)、干基）的要求。高負荷試驗期間，NH/NO摩爾比平均值為0.9243。SO/SO轉(zhuǎn)化率平均值為0.20%，滿足保證值＜1%的要求。脫硝系統(tǒng)測點間壓力損失平均值為603.2Pa。脫硝系統(tǒng)出口煙氣溫度381℃，脫硝系統(tǒng)進、出口溫度降為1℃。試驗結(jié)論顯示脫硝效率、凈煙氣NO質(zhì)量濃度、氨逃逸濃度和SO/SO轉(zhuǎn)化率滿足保證值要求。

6 結(jié)論

綜上所述，針對該廠脫硫裝置實際情況，在其他條件不變的情況下，為了滿足脫硫出口二氧化硫濃度不超過26mg/Nm（干基、標(biāo)態(tài)、6%氧）、氮氧化物排放濃度不超過30mg/Nm（干基、標(biāo)態(tài)、6%氧）的要求，整體優(yōu)化改造方案如下。

脫硫系統(tǒng)一級吸收塔增加一層合金托盤，并將一級塔3 臺循環(huán)泵增容換型，循環(huán)泵流量由10000m/h 提高至12000m/h，適當(dāng)提高循環(huán)泵揚程，一級循環(huán)泵效率由80%提高到95%以上。改造一級塔C 循環(huán)泵入口及對應(yīng)攪拌器的接口位置，解決互相干燥搶流量、電流波動、效率差的問題，實現(xiàn)安全可靠運行，保證噴淋效果。

脫硝系統(tǒng)加裝備用層催化劑或更換舊催化劑，由于催化劑的更換方案比較靈活，因此建議根據(jù)催化劑的更換周期定期對每層進行取樣化驗和活性檢查，靈活調(diào)整填裝方案，如一層、二層需要更換時檢測到舊催化劑活性較高，那么應(yīng)該核算新增催化劑體積是否滿足要求；若舊催化劑活性較差，則實施推薦填裝第三層的方案。每臺反應(yīng)器的備用層增設(shè)催化劑后，須增加相應(yīng)聲波吹灰器。