摘要
本文针对新疆某发电厂无法达到国家和新疆地方环保部门“超低排放”要求，在现有处理设施基础上，对该厂2×330MW超临界压力燃煤机组进行超低排放改造。#1和#2两机组均采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，新增备用层催化剂，且#1机组进行空预器改造；除尘超低排放改造#1机组采用现有电除尘恢复性检修+高频电源+预留相变凝聚器+湿式静电除尘装置改造；#2机组在原有除尘装置基础上配套高频电源，同时改造电控技术。烟气脱硫超低排放改造#1和#2机两机组均采用双塔双循环方案。经对改造工程进行综合评价，颗粒物、SO2、NOX排放浓度达到限制要求。
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关键词：发电厂；燃煤机组；超低排放
随着我国工业化进程加快和经济的飞速发展，火电厂排放的污染物，特别是 SO2、NOX和颗粒物等造成的大气环境污染问题直接或间接威胁着社会发展和人体健康。若火电行业不及时采取有效的气体污染物控制措施，则排放的各类污染物将会对区域环境及社会经济发展造成巨大危害。国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源〔2014〕2093 号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》的通知”，提出超低排放的目标，要求新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值；到 2020 年现役30 万 k W 及以上公用燃煤发电机组、10 万 kW 及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过 10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，并且西部地区要求在 2020 年前完成，时间进度紧迫，燃煤发电企业必须立刻开展相关改造工作以满足环保要求。目前在我国火电行业中多种脱硫脱硝除尘技术得以运用[6-8]，根据电厂规模以及实际情况选择不同，运用效果不同。新疆是我国煤电发展的主要区域之一，某电厂为达到最新的环保排放要求，根据电厂实际情况，对烟尘、SO2和 NOX进行改造方案的探讨，提出一套切实可行的超低排放改造方案，不仅为同区域电厂后续改造提供借鉴，而且为区域大气环境污染物减排提供技术方案参考。
1 脱硝改造方案
1.1脱硝系统改造前概况
该 电 厂 #1、#2 号 机 组 烟 气 脱 硝 系 统 均采用 SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法）脱硝方案，整个 SCR 烟气脱硝系统分为两大部分，即 SCR 反应器系统和尿素存储及供应系统，脱硝装置 SCR 反应器直接布置在省煤器之后空预器之前，不设置 SCR 烟气旁路。尾部烟道支架上部空间作为 SCR 装置布置场地，也是原机组建设时预留的脱硝场地位置。根据该电厂 #1、#2 号机组脱硝系统的运行数据统计表明，随着锅炉设备负荷的降低，NOX入口浓度逐渐增加；锅炉变负荷时脱硝入口 NOX浓度也会增加；设备在满负荷状态，脱硝入口NOX浓度基本保持在 300mg/Nm3以下，最高不超 350mg/Nm3；设备负荷在240 MW 以上时浓度有超出 350 mg/Nm3的情况，其占比较小。满负荷时设备入口的氮氧化物浓度在 350 mg/Nm3（设计进口浓度）以内时，脱硝出口的氮氧化物浓度可控制在 70 ～ 80 mg/Nm3范围内，其现有的排放浓度无法满足超低排放的要求。
