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摘要：利用现有设备，进行超低排放改造，实现清洁能源生产，保护环境。
关键词：除尘；脱硫；脱硝；超低排放；环保
1前言
贵州粤黔电力有限责任公司（盘南发电厂）是广东粤电集团在贵州投资的“西电东送”项目，装机容量4×600MW，#1、#2锅炉为东方锅炉设计制造的DG2028/17.35-Ⅱ2型锅炉，锅炉为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的P型汽包炉，#3、#4锅炉为上海锅炉厂引进Alstom-CE技术生产的亚临界压力、一次中间再热、控制循环汽包炉。四台锅炉历经脱硫增容改造、脱硝改造。
脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫增容改造后吸收塔采用双塔串联布置，前二后四六层喷淋层，典型高硫分设计，燃煤含硫量按4.0%设计，对应原烟气二氧化硫浓度为10568mg/Nm3，处理后净烟气二氧化硫浓度≤400mg/Nm3（实际运行很少超过150 mg/Nm3），预脱硫塔设计效率为70%，二级脱硫塔设计效率为95%，每套烟气脱硫装置总脱硫效率≥95%。
脱硝选用低氮燃烧器+SCR（选择性催化还原法）技术，SCR脱硝装置由北京国电龙源环保工程有限公司设计，采用高尘型工艺，反应器布置在省煤器与空气预热器之间，处理100%烟气量。每台锅炉设两台SCR 反应器（宽×深×高：15.6m×12.0m×18.5m），沿锅炉中心线对称布置，烟道内设计烟气流速15m/s。SCR 反应器按“2+1”模式布置蜂窝式催化剂（2层初装+1 层备用），公共液氨区。设计反应器入口NOX浓度不超过500mg/Nm3，出口NOX小于90mg/Nm3， 脱硝效率82%以上。实测#1#2#3#4机组脱硝装置入口NOx浓度分别为600mg/Nm3、620mg/Nm3、510mg/Nm3和458mg/Nm3。#1#2机组低氮燃烧器未达到原设计要求，#3#4机组低氮燃烧器基本能达到原设计要求。实测#1#2#3#4机组SCR脱硝装置脱硝效率分别为85.6%、85.5%、83%、85.11%，出口分别为87.6mg/Nm3、77.3mg/Nm3、80mg/Nm3、68mg/Nm3，达到原设计要求。
每台锅炉配有2台卧式双室四电场干式静电除尘器，由浙江菲达环保科技股份有限公司设计和制造，除尘器为室外露天布置，电除尘经历过电源改造。运行中检测1号机组电除尘出口烟尘：A列出口：29.27mg/Nm3，B列出口28.61mg/Nm3；2号机组电除尘出口烟尘：A列出口：27.47mg/Nm3，B列出口37.84mg/Nm3；3号机组电除尘出口烟尘：A列出口：130mg/Nm3，B列出口62.1mg/Nm3，综合浓度96.4mg/Nm3；4号机组电除尘出口烟尘：A列出口：62.1mg/Nm3，B列出口68.8mg/Nm3，综合浓度65.4mg/Nm3。
2超净排放改造的原因
为了进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委、环境保护部、国家能源局联合制定了《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），文件规定：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毫克/立方米，减少污染物排放。
2015年下发《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）文件。目前我厂实际烟气污染物排放水平不能满足排放要求，为了落实国家及集团公司的节能减排政策，在尽量利旧的前提下，我厂经研究制定了烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造方案。力争2016年内完成一台机组超低排放改造工作。
3超净排放改造方案
3.1脱硫部分改造方案
我厂2011～2015年实际燃用煤硫份为1.5%～2.5%之间，整体硫份稳定而且逐年下降，近年入炉煤硫份基本控制在2.0%以内，原烟气中二氧化硫浓度一般在3000～4000mg/Nm3之间。结合目前电力及电煤市场情况，设计电煤硫份为2.2%。
方案一在预洗塔增加2层喷淋层，将预脱硫塔效率提高至90%，进入二级塔的二氧化硫浓度大幅降低，二级吸收塔4层喷淋层能达到95%以上的脱硫效率，考虑设备可靠性，存在排放不达标的风险，故不采用。
方案二采用二级吸收塔提效改造技术：预脱硫塔设计效率为70%，二级脱硫塔原设计效率为95%，预脱硫塔不做改造，二级吸收塔加装脱硫增效装置，形成高效喷淋层，将二级吸收塔效率提高到98.1%。塔内加装的脱硫增效装置主要有旋汇耦合增效装置和托盘增效装置两种，我厂选用旋汇耦合增效装置。同时将现有喷嘴更换为节能高效型喷嘴后，单层浆液的覆盖面达到100%，节能高效型喷嘴可以大幅度的提高脱硫、除尘效率。
加装脱硫增效装置，形成高效喷淋层，设备可靠性更高，终端加强脱硫更能保证排放达标。
3.2脱硝部分改造方案
#3#4机组对原有脱硝反应器进行改造，增加一层催化剂层，催化剂填装由原来的2+1层改为3+1层布置方式，即初装3层催化剂，设1层备用层。视改造后的实际效果及运行费用决定是否再装填另一层催化剂（即“4+0”层方案）。本工程SCR脱硝系统三层催化剂脱硝效率设计90%，四层催化剂脱硝效率设计92.3%，控制出口NOX低于50 mg/Nm3。
增加一层备用催化剂层，脱硝反应器、烟道高度、钢结构高度均需要增加约3m，另外还要增加声波吹灰器12套、蒸汽耙式吹灰器8套及增加相应的电、控设备和管道、阀门等，其它系统利旧。
#1#2机组脱硝反应器部分改造相同于#3#4机组，同时考虑增加一套SNCR脫硝装置， SNCR脱硝效率不小于25%，SNCR作为备用手段采用灵活运行的方式，保证满足最后排放要求，即控制出口NOX低于50 mg/Nm3。
3.3除尘部分改造方案
采用静电除尘器+脱硫系统除尘+湿式电除尘器协同除尘技术。
静电除尘器不做改造，脱硫塔及其除雾器不作改动，仍采用原有除雾器，在脱硫塔出口设置湿式静电除尘器控制烟尘排放。
根据现场条件增加立式湿式静电除尘器，布置在脱硫塔旁边，每台锅炉设置一台湿式静电除尘器，要求除尘效率不小于76%。湿式电除尘器能够进一步脱硫，SO3脱除率可达70%以上，有利于脱硫超低排放。
4方案实施后的运行效果
改造方案实施后，锅炉烟气能够实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3，减少污染物排放，保护环境。
4.1直接效益：
减少缴纳排污费，同时获取脱硫、脱硝、除尘电价补贴金额。
改造后2015年发相同电量较改造前减少缴纳的排污费约300（万元）
按2015年发电96亿kWh，环保电价补贴0.03元/kWh计算，年度总额为：
96×10000×0.03=28800（万元）
改造后年综合效益：
28800+300=29100（万元）
4.2 间接效益：
加强了环境保护，减少烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物排放。
5结论
通过对烟尘、二氧化硫、氮氧化物进行超低排放改造，加强了环境保护，减少了烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物排放，向社会提供清洁能源。
作者简介：
高云，男，1978年12月，贵州盘县人，汉族，大学专科，助理工程师，现从事电厂环保及化学专业工作。
关键词：除尘；脱硫；脱硝；超低排放；环保
1前言
贵州粤黔电力有限责任公司（盘南发电厂）是广东粤电集团在贵州投资的“西电东送”项目，装机容量4×600MW，#1、#2锅炉为东方锅炉设计制造的DG2028/17.35-Ⅱ2型锅炉，锅炉为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的P型汽包炉，#3、#4锅炉为上海锅炉厂引进Alstom-CE技术生产的亚临界压力、一次中间再热、控制循环汽包炉。四台锅炉历经脱硫增容改造、脱硝改造。
脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫增容改造后吸收塔采用双塔串联布置，前二后四六层喷淋层，典型高硫分设计，燃煤含硫量按4.0%设计，对应原烟气二氧化硫浓度为10568mg/Nm3，处理后净烟气二氧化硫浓度≤400mg/Nm3（实际运行很少超过150 mg/Nm3），预脱硫塔设计效率为70%，二级脱硫塔设计效率为95%，每套烟气脱硫装置总脱硫效率≥95%。
脱硝选用低氮燃烧器+SCR（选择性催化还原法）技术，SCR脱硝装置由北京国电龙源环保工程有限公司设计，采用高尘型工艺，反应器布置在省煤器与空气预热器之间，处理100%烟气量。每台锅炉设两台SCR 反应器（宽×深×高：15.6m×12.0m×18.5m），沿锅炉中心线对称布置，烟道内设计烟气流速15m/s。SCR 反应器按“2+1”模式布置蜂窝式催化剂（2层初装+1 层备用），公共液氨区。设计反应器入口NOX浓度不超过500mg/Nm3，出口NOX小于90mg/Nm3， 脱硝效率82%以上。实测#1#2#3#4机组脱硝装置入口NOx浓度分别为600mg/Nm3、620mg/Nm3、510mg/Nm3和458mg/Nm3。#1#2机组低氮燃烧器未达到原设计要求，#3#4机组低氮燃烧器基本能达到原设计要求。实测#1#2#3#4机组SCR脱硝装置脱硝效率分别为85.6%、85.5%、83%、85.11%，出口分别为87.6mg/Nm3、77.3mg/Nm3、80mg/Nm3、68mg/Nm3，达到原设计要求。
每台锅炉配有2台卧式双室四电场干式静电除尘器，由浙江菲达环保科技股份有限公司设计和制造，除尘器为室外露天布置，电除尘经历过电源改造。运行中检测1号机组电除尘出口烟尘：A列出口：29.27mg/Nm3，B列出口28.61mg/Nm3；2号机组电除尘出口烟尘：A列出口：27.47mg/Nm3，B列出口37.84mg/Nm3；3号机组电除尘出口烟尘：A列出口：130mg/Nm3，B列出口62.1mg/Nm3，综合浓度96.4mg/Nm3；4号机组电除尘出口烟尘：A列出口：62.1mg/Nm3，B列出口68.8mg/Nm3，综合浓度65.4mg/Nm3。
2超净排放改造的原因
为了进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家发改委、环境保护部、国家能源局联合制定了《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），文件规定：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毫克/立方米，减少污染物排放。
2015年下发《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）文件。目前我厂实际烟气污染物排放水平不能满足排放要求，为了落实国家及集团公司的节能减排政策，在尽量利旧的前提下，我厂经研究制定了烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造方案。力争2016年内完成一台机组超低排放改造工作。
3超净排放改造方案
3.1脱硫部分改造方案
我厂2011～2015年实际燃用煤硫份为1.5%～2.5%之间，整体硫份稳定而且逐年下降，近年入炉煤硫份基本控制在2.0%以内，原烟气中二氧化硫浓度一般在3000～4000mg/Nm3之间。结合目前电力及电煤市场情况，设计电煤硫份为2.2%。
方案一在预洗塔增加2层喷淋层，将预脱硫塔效率提高至90%，进入二级塔的二氧化硫浓度大幅降低，二级吸收塔4层喷淋层能达到95%以上的脱硫效率，考虑设备可靠性，存在排放不达标的风险，故不采用。
方案二采用二级吸收塔提效改造技术：预脱硫塔设计效率为70%，二级脱硫塔原设计效率为95%，预脱硫塔不做改造，二级吸收塔加装脱硫增效装置，形成高效喷淋层，将二级吸收塔效率提高到98.1%。塔内加装的脱硫增效装置主要有旋汇耦合增效装置和托盘增效装置两种，我厂选用旋汇耦合增效装置。同时将现有喷嘴更换为节能高效型喷嘴后，单层浆液的覆盖面达到100%，节能高效型喷嘴可以大幅度的提高脱硫、除尘效率。
加装脱硫增效装置，形成高效喷淋层，设备可靠性更高，终端加强脱硫更能保证排放达标。
3.2脱硝部分改造方案
#3#4机组对原有脱硝反应器进行改造，增加一层催化剂层，催化剂填装由原来的2+1层改为3+1层布置方式，即初装3层催化剂，设1层备用层。视改造后的实际效果及运行费用决定是否再装填另一层催化剂（即“4+0”层方案）。本工程SCR脱硝系统三层催化剂脱硝效率设计90%，四层催化剂脱硝效率设计92.3%，控制出口NOX低于50 mg/Nm3。
增加一层备用催化剂层，脱硝反应器、烟道高度、钢结构高度均需要增加约3m，另外还要增加声波吹灰器12套、蒸汽耙式吹灰器8套及增加相应的电、控设备和管道、阀门等，其它系统利旧。
#1#2机组脱硝反应器部分改造相同于#3#4机组，同时考虑增加一套SNCR脫硝装置， SNCR脱硝效率不小于25%，SNCR作为备用手段采用灵活运行的方式，保证满足最后排放要求，即控制出口NOX低于50 mg/Nm3。
3.3除尘部分改造方案
采用静电除尘器+脱硫系统除尘+湿式电除尘器协同除尘技术。
静电除尘器不做改造，脱硫塔及其除雾器不作改动，仍采用原有除雾器，在脱硫塔出口设置湿式静电除尘器控制烟尘排放。
根据现场条件增加立式湿式静电除尘器，布置在脱硫塔旁边，每台锅炉设置一台湿式静电除尘器，要求除尘效率不小于76%。湿式电除尘器能够进一步脱硫，SO3脱除率可达70%以上，有利于脱硫超低排放。
4方案实施后的运行效果
改造方案实施后，锅炉烟气能够实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3，减少污染物排放，保护环境。
4.1直接效益：
减少缴纳排污费，同时获取脱硫、脱硝、除尘电价补贴金额。
改造后2015年发相同电量较改造前减少缴纳的排污费约300（万元）
按2015年发电96亿kWh，环保电价补贴0.03元/kWh计算，年度总额为：
96×10000×0.03=28800（万元）
改造后年综合效益：
28800+300=29100（万元）
4.2 间接效益：
加强了环境保护，减少烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物排放。
5结论
通过对烟尘、二氧化硫、氮氧化物进行超低排放改造，加强了环境保护，减少了烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物排放，向社会提供清洁能源。
作者简介：
高云，男，1978年12月，贵州盘县人，汉族，大学专科，助理工程师，现从事电厂环保及化学专业工作。