水电之家讯：本文对QSC电厂#1、#2机组烟气脱硫脱硝超低排放改造的方案进行了分析，考虑了电厂场地和资金的限制，脱硝系统采用备用层加装催化剂，脱硫系统在不加高吸收塔和不增设塔外浆液箱的前提下，通过改型循环泵、喷淋层和除雾器，将烟囱入口烟气中NOX和SO2分别降至50mg/Nm3和35mg/Nm3以下。
关键词：燃煤电厂;脱硫;脱硝;超低排放
0前言
陕西QSC电厂位于陕西榆林地区，按照国务院《大气污染防治行动计划》和国家发展改革委、环保部、国家能源局《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》有关要求，陕西省环境保护厅、陕西省发展和改革委员会发布《关于部署全省燃煤电厂超低排放改造及下达2016年关中地区改造计划的通知》，在继续加快关中地区已明确的燃煤火电机组超低排放改造的同时，对全省燃煤电厂超低排放改造工作进行部署。要求陕北、陕南地区30万千瓦及以上燃煤火电机组和关中地区10万千瓦及以上燃煤火电机组(暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉)，用三年时间全部完成改造，到2018年底前完成改造并达到超低排放标准(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3)。
1电厂现状
QSC电厂一期2×300MW机组#1、#2锅炉，系为上海锅炉厂有限责任公司设计制造的亚临界、一次中间再热、平衡通风、控制循环汽包锅炉。锅炉型号为SG-1065/17.5-M890，最大连续蒸发量1065t/h，锅炉设计煤种为烟煤。烟气脱硝采用选择性催化还原法工艺(简称SCR)，在设计煤种、校核煤种1和校核煤种2、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下反应器脱硝效率不小于70%，催化剂层数按2+1设置，催化剂的清洁采用吹灰方式，采用耙式半伸缩蒸汽吹灰器+声波吹灰器相结合的方式。烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺(简称FGD)，采用一炉一塔脱硫装置，每台吸收塔设置3台浆液循环泵、3层喷淋层、2级板式除雾器、4台吸收塔搅拌器、2台石膏排出泵，2台氧化风机(每台机组1用1备)。
QSC电厂在此次烟气脱硫脱硝超低排放改造前了完成烟气除尘超低排放改造。QSC电厂采用的超低排放工艺路线如图1所示。
1.1脱硫系统运行现状
QSC电厂一期2×300MW机组烟气脱硫采用传统的石灰石-石膏湿法工艺，脱硫剂为石灰石(CaCO3)与水磨制的石灰石浆液，与烟气中SO2反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏，石膏经两级脱水处理排出。采用一炉一塔，吸收塔采用传统的逆流喷淋托盘塔工艺，该塔在脱去烟气中SO2的同时，其它少量有害的物质如飞灰、SO3、HCl和HF也可得到去除。
粒径小于20mm的石灰石，通过湿式球磨机制浆系统，磨制成浓度为25%的浆液，粒径要求90%小于250目，并通过石灰石浆液泵不断补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏由石膏排出泵从吸收塔底部排出，先输送至石膏旋流器(一级脱水系统)，经一级脱水后的底流石膏浆液含固率约为50%～60%，再送至真空皮带脱水机(二级脱水系统)进行过滤脱水。脱水后含水量降到10%以下的石膏被送入石膏库。在二级脱水系统中还设有滤饼冲洗水对石膏滤饼进行冲洗以去除氯化物等杂质，成品石膏中氯化物含量低于100ppm，以保证生成石膏板或用作水泥添加剂(掺合物)的原料。
脱硫岛产生的废水，经废水处理系统处理达到排放标准后加以循环利用或排放，中和反应箱的PH值要求在7.0-9.0之间。
1.2脱硝系统运行现状
QSC电厂一期2×300MW机组现有烟气脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝(SCR)工艺，每台锅炉设置2台SCR反应器，布置在锅炉尾部省煤器与空预器之间的高含尘区域。催化剂按2+1层布置，原设计初装2层蜂窝式催化剂，预留1层。原设计脱硝装置在每台反应器入口设置气流均布装置，反应器入口及出口段应设导流板，SCR反应器不设置灰斗。烟气脱硝SCR系统采用液氨作为脱硝还原剂。SCR脱硝工艺主要组成包括两个装有催化剂的反应器、吹灰系统、液氨存储罐、蒸发系统以及氨气注入系统等。
2烟气超低排放改造方案
目前，由于“超低排放、近零排放”概念首次在国内提出，烟气脱硫超低排放国外并无相关的技术研究和运行业绩，主要依靠国内企业的自主研发，如托盘技术[1-4]、单塔双循环[5-9]、双塔双循环[10-13]、单塔单循环、旋汇耦合[14-19]等。
目前氮氧化物的控制技术主要分为两种，一种是在燃烧过程中控制NOx的产生，主要有低氮燃烧技术[20-22]、循环流化床洁净燃烧技术(CFBC)[23,24]、整体煤气化联合循环(IGCC)[25,26]、洁净煤发电技术[27]等。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)[28]、选择性非催化还原(SNCR)[29]、SCR/SNCR联合技术[30,31]等成熟技术。
延伸阅读：
燃煤机组烟气超低排放改造技术路线及效果分析
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