（中电投远达环保工程有限公司 重庆 400000）
摘要：西宁2×660MW火力发电机组是世界首台海拔最高的超超临界机组，针对超洁净排放指标的要求，该机组对脱硫、脱硝、静电除尘系统在设计和设备选型上进行了优化，即：静电除尘器采用全电场高频电源并采用小分区供电方案；烟气脱硫系统采用增加沸腾式传质构件技术、增加脱硫塔喷淋层数、降低烟气流速；脱硝系统通过增加脱硝催化剂用量等技术措施，从而达到了超洁净排放指标的要求。
关键词：西宁火电 脱硫 脱硝 静电除尘 指标提高 应对措施
1、背景
西宁火电厂2×660MW超超临界机组工程为新建工程，厂址位于青海省湟中县，是世界上上海拔最高的火电机组，同步建设FGD脱硫及SCR脱硝设施，在初步设计阶段，依据国家标准GB13223－2011《火电厂大气污染物排放标准》火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值的要求表1，确定了西宁项目的排放标准，即烟尘≤30mg/m3；SO2≤100mg/m3；NOx≤100mg/m3。
根据上述要求，系统设计阶段的排放标准情况为：①静电除尘器：除尘器的效率为99.85%，除尘器出口浓度为：48mg/Nm3(设计煤)，按照湿法脱硫系统有50%的除尘效率，烟囱出口的烟尘排放浓度为：24 mg/Nm3(设计煤)，满足烟尘浓度排放≤30mg/Nm3的要求。②脱硫设备：脱硫效率为97.3%，出口浓度应为97.12 mg/Nm3，满足SO2浓度排放≤100mg/Nm3的要求。③脱硝设备：脱硝效率80%，脱硝出口60mg/Nm3，满足NOx浓度排放≤100mg/Nm3的要求，具体详见表2。
2、提高指标原因及标准
在2013年10月25日，青海省环保厅发函：青环函{2013}327号《关于中电投西宁2×660MW火电项目大气污染物排放标准有关事宜的函》，明确要求西宁火电项目废气排放须按GB13223－2011《火电厂大气污染物排放标准》中大气污染物特别排放限值标准进行设计、建设。即烟尘排放限值为20mg/m3，SO2排放限值50mg/m3，NOX（以NO2计)100mg/m3，另外，按照环评的要求，在NOX排放标准满足要求的情况下，脱硝效率须不小于85%。
3、提高指标后应对措施
3.1.静电除尘器提效方案：①采用全电场高频电源并采用小分区供电方案，改为电除尘器出口烟尘浓度≤35.2mg/Nm3保证效率≥99.89% (设计/校核煤质1/校核煤质2)；②方案说明：将技术协议签订的供电方式即原一、二电场8台2.0A/72kV高频电源，三、四、五电场12台工频电源供电改为第一电场采用8台1.0A/72kV高频电源小分区供电，第二、三、四、五电场32台1.2A/72kV高频电源小分区供电。
3.2脱硫系统提效方案：即FGD出口SO2浓度由降低至50mg/Nm3。BMCR工况时不小于98.61％。脱硫塔喷淋层由原来的4层增加至5层，原吸收塔直径为19.6m，脱硫提效设计将塔径改为20m。吸收塔总高度由41.4m提高至44.6m，降低烟气流速。增加一层双相整流装置，在双相整流装置上开小孔，烟气从吸收塔进口进入后向上穿过双相整流装置，喷淋浆液由上向下在双相整流装置上形成一层液膜，烟气穿过液膜时SO2与浆液反应吸收。同时双相整流装置可使进入喷淋塔的烟气更加均匀，使烟气与浆液更均匀接触反应。
3.3脱硝系统提效方案：对SCR区部分维持2+1层不变，通过增加脱硝催化剂用量来保证脱硝效率提升。氨区部分，由于氨耗量提高，液氨蒸发槽气化量增加为450kg/h/台，共设两台，一用一备。液氨贮罐按两台80m3设计（满足7天24小时运行）。
4、进一步提高排放指标的应对措施
按照环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局环发[2015]164号文件，关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，要求东部地区在2017年，中部地区在2018年，西部地区在2020年前烟尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3。集团公司印发《关于上报“十三五”燃煤电厂超低排放改造计划的通知》对于本省出台的超低排放改造标准严于国家标准的电厂或具备条件且投资增加不大的电厂,按照烟尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于5、35、50mg/Nm3的超低排放标准安排改造工作。
4.1脱硫改造思路
吸收塔原设计有5台浆液循环泵，原设计流量为11000m3/h。为满足超低排放要求，具体改造路线如下：①脱硫技术改造路线1：每台循环泵分别增大700m3/h进行改造，共5台每机组；②脱硫技术改造路线2：下部三层循环泵不进行改造，上部两层循环泵更换为在原流量增加1750m3/h更换为更大的泵，对最上面两层喷淋层及喷嘴进行核实更换。
4.2除尘改造思路
塔外单独设置支撑布置湿电方案改造路线：采取自由管式湿式除尘器独立布置在吸收塔后支撑于吸收塔顶部。采用MABF技术路线（沸腾式泡沫脱硫除尘一体化技术）技术进行除尘，即双相整流装置+除雾器改造+烟道除雾器等。
4.3脱硝改造思路
催化剂采用增加备用层可达到标准要求。
5、高海拔对除尘器、脱硫、脱硝系统的影响
相对于平原地区，高海拔地区对除尘器、脱硫、脱硝的影响主要表现在需要处理的烟气量应进行修正，若使用与平原地区的相同型号，将会导致设备达不到额定输出功率。委托设计院做了《高海拔低气压对锅炉本体及辅机选型的影响》专题研究，设计院参照研究成果并结合设计规范，对烟气量应进行了修正，修正系数约为37%。另外，由于空气稀薄，高海拔对于风机、电机出力影响也比较大，都根据规范进行了修正。
在168小时试运满负荷期间两台机组的大气污染物排放浓度：FGD入口烟尘均值29mg/Nm3（技术协议35.2mg/Nm3），FGD出口烟尘均值13mg/Nm3（国家标准20mg/Nm3），SO2均值10mg/Nm3（国家标准50mg/Nm3），NOX均值45mg/Nm3（国家标准100mg/Nm3）范围内，两台机组分别于2015年12月30日和2016年3月09日顺利通过168h满负荷试运，主要大气污染物排放指标，烟尘、SO2、NOX实现了达标排放，指标优于现行国家标准。
6、结论
基于以上实际运行效果得出以下结论：高原地区气压降低，等温气体体积将发生膨胀，虽然设计之前进行了专题试验研究，并根据设计规范对于烟气量进行了修正，但由于只是理论研究，无成熟经验可以借鉴，对于烟尘、SO2、NOX排放指标是否能够达到设计值，当时还有一定担心，但经过本台机组的投运，证明当初的烟气放大系数是可行的，为以后高海拔地区的火电厂建设积累了经验。
经过实践证明：静电除尘器采用全电场高频电源并采用小分区供电方案是可行的；烟气脱硫系统，采用增加沸腾式传质构件技术、增加脱硫塔喷淋层数、降低烟气流速是可以降低SO2排放浓度的；脱硝系统通过增加脱硝催化剂用量是能够保证脱硝效率的提升。
作者简介：
金铭（1973.10——），男，重庆人，高级工程师，长期从事燃煤电厂的烟气治理研究与施工。
论文作者:金铭,张继超
论文发表刊物:《电力设备》2016年第14期
论文发表时间:2016/10/12
标签：烟气论文; 浓度论文; 烟尘论文; 西宁论文; 吸收塔论文; 机组论文; 电场论文; 《电力设备》2016年第14期论文;