600MW燃煤机组烟气污染物控制研究

（来源：“中国电力”作者：张志勇1, 莫华2, 王猛1,2, 帅伟2）

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 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（2014−2020年）》（发改能源〔2014〕2093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〔2015〕164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1~8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2×600 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2＋1模式布置，后增加了第3层催化剂，满足GB 13223—2011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，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1~3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/(m3·s–1)，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 75—2017《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 CEMS

2.1 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349.4~859.28 mg/m3和295.5~826.61 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7.35~60.32 mg/m3和9.01~43.53 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8.29~48.05 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0.03~27.51 mg/m3和0.02~16.47 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、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 rate≥50%)

图2 SCR出口和烟囱出口NOx浓度分布（负荷率≥50%）Fig.2 Distribution of NOxconcentration at SCR unit outlet and chimney outlet (load rate≥50%)

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3.87~44.36 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0.40~7.95 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68.16%，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 between particulate matter concentration and flue-gas temperature

2.3 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4.5~5.3，二级塔浆液pH值宜控制在5.8~6.2[15]。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4.5~5.59，平均值为4.96，在4.5~5.3范围内占比为94.32%，浆液pH值控制较好。二级塔浆液pH值为4.56~7.27，平均值为5.13，在5.8~6.2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，主要集中在高负荷阶段，且同时段一级塔3台泵也全部开启。由前述可知，二级塔浆液pH值控制偏低，建议在保证系统安全稳定运行的前提下，适当提高二级塔浆液pH值，以减少浆液循环泵的开启台数，达到节能降耗的目的。

表5 脱硫塔循环泵运行统计

Table 5 Operation statistics of circulating pump of desulfurization tower

图6为脱硫出口SO2浓度分布，SO2排放浓度为4.27~34.86 mg/m3，满足35 mg/m3的概率为100%，脱硫系统运行效果良好。

图6 脱硫出口SO2浓度分布Fig.6 Distribution of SO2concentration at the outlet of desulfurization system

图7为脱硫效率分布情况，脱硫效率为99.46%~99.95%，平均效率为99.77%，高于文献中双塔双循环系统脱硫效率[16]。部分低于设计值99.7%是由于脱硫入口SO2浓度低于设计值11583 mg/m3（实际运行脱硫入口SO2浓度在4954.69~13155.43 mg/m3，平均9249.98 mg/m3）。在燃烧过程中，0.5%~1.5%的SO2会被氧化为SO3，在SCR反应器中催化剂的作用下又会有小部分SO2氧化为SO3[17]，当SO3排放浓度达到18~36 mg/m3时，可能出现“蓝色烟羽”[18-19]。对于该机组，SCR反应器内SO2/SO3转化率按设计值1%计算，则生成的SO3浓度为138~231 mg/m3，浓度较高，建议电厂监测SO3排放浓度，关注“有色烟羽”治理技术。

图7 脱硫效率分布

Fig.7 Distribution of desulfurization efficiency

3污染物减排效益

表6和图8对比了超低排放改造前（2016年1~6月）和改造后（2019年1~8月）大气污染物排放浓度和排放量。可以看到，改造后SO2、NOx和烟尘平均排放浓度分别为20.76、39.41和5.94 mg/m3，实际排放量分别为119.97 t、226.59 t和33.95 t。排放浓度较改造前大幅下降，SO2、NOx和烟尘分别减排92.2%、74.1%和58.3%。

表6 超低排放改造前后主要大气污染物排放量统计Table 6 Statistics of air pollutant emissions before and after ultra-low emissions reconstruction

图 8 超低排放改造前后大气污染物排放浓度对比Fig. 8 Comparison of air pollutant emission concentration before and after ultra-low emissions reconstruction

图9为该机组污染物排放强度与火电行业2019年全国平均排放强度的对比，该机组SO2、NOx和烟尘排放强度比全国平均排放强度分别低48.7%、7.7%和28.9%。

图9 主要大气污染物排放强度与2019年全国平均排放强度对比

Fig.9 Air pollutant emission intensity compared with the national average emission intensity in 2019

根据电厂提供的部分成本数据，估算单位发电量污染物脱除成本（仅包括投资成本、电耗成本、脱硝还原剂成本和脱硫石灰石成本，未考虑催化剂成本、用水成本、财务成本、维修成本、人工成本等）达0.0616元/(kW·h)（实际更高），其中以脱硫系统成本最高，为0.047元/(kW·h)。根据相关电价政策，该电厂执行0.027元/(kW·h)的环保电价（其中，脱硫0.015元/(kW·h)、脱硝0.010元/(kW·h)、除尘0.002元/(kW·h)）和0.01元/(kW·h)的超低排放电价。可见，污染物脱除成本远高于环保电价补贴0.037元/(kW·h)，电厂应优化运行方式（如SCR喷氨优化[20]、探索合理的浆液pH值等），以降低运行成本。

4结论

（1）该机组采用“SNCR＋SCR脱硝、配高频电源+旋转电极的双室五电场电除尘器、采用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，烟囱出口主要污染物浓度能稳定达到超低排放水平。

（2）SCR装置A、B侧氨逃逸分别为0.03~27.51 mg/m3和0.02~16.47 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，原因为脱硝系统中浓度场分布不均，脱硝过程中NOx与NH3的单点监测结果不具代表性，应尽快开展脱硝系统运行优化，减少氨的耗量与氨逃逸。

（3）脱硫系统一级塔浆液pH值为4.50~5.59，pH值控制较好，二级塔浆液pH值为4.56~7.27，pH值控制偏低，未发挥出双塔双循环技术的优势。建议在保证系统安全稳定运行的前提下，探索合理的二级吸收塔浆液pH值，以减少浆液循环泵的开启台数，并达到节能降耗的目的。

（4）超低排放改造后SO2、NOx和烟尘平均排放浓度分别为20.76、39.41和5.94 mg/m3，较改造前分别减排92.2%、74.1%和58.3%；SO2、NOx和烟尘排放强度比2019年全国平均排放强度分别减排48.7%、7.7%和28.9%。

（5）污染物脱除成本在0.0616元/(kW·h)以上，远高于环保电价补贴0.037元/(kW·h)，建议电厂优化运行方式，以降低运行成本。