脱硫DCS改造提高电厂环保设备自动化水平
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关键词:脱硫；改造；环保设备
1超低排放改造常见技术路线
1.1脱硫改造技术路线
取消烟气换热器(GGH)，加高吸收塔，根据核算结果增加1层或2层吸收塔浆液喷淋层和对应的浆液循环泵，或增设吸收塔合金托盘;根据需要增加氧化风机数量或对原有氧化风机进行增容改造;根据核算结果确定是否对吸收塔搅拌器进行增容改造;浆液循环泵入口增设滤网;改Ⅱ级除雾器为Ⅲ级除雾器，并增设除雾器冲洗水泵;核算磨煤机和脱水系统容量，确定是否对制浆系统和脱水系统进行同步改造。
4电厂烟气超净排放改造实施效果
4.1改造后污染物排放状况
2016年12月10日，４＃机组已经基本完成超净改造，正式投入运行。根据改造要求，４＃锅炉烟气实现超低排放。锅炉烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气，且少量氨逃逸可满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）。
4.2改造后的经济效益
通过对４＃机组脱硝、除尘和脱硫的超净改造，脱硝系统、脱硫装置、除尘系统改造增加的静态投资分别为836.8万元、3682.6万元、436.9万元，增加的静态发电单位成本分别约为1.4549元／MWh、6.8332元／MWh、1.2611元／MWh。但是，经过计算分析，通过2017年～2018年改造后的超低排放系统运行，由于超净改造电价补助为0.010元／度电，且由于排放污染物减少，4＃机组的排污费可减少150万元／年。不但减少污染物排放，也没有增加企业生产成本费用，由此可知，对此电厂４＃机组的烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造，具有重大意义。
1）原有吸收塔基本无需改造，将原塔作为一级塔，新建塔作为二级塔；
2）在现有吸收塔出口增设临时烟囱，以减少停炉时间；
3）拆除管式烟气换热器（GGH），利用取消GGH位置布置新建吸收塔；
4）每台炉新建塔径为13m的二级塔，设置三层石灰水喷淋层，两层搅拌，每层设置三台搅拌器用于石灰石浆池搅拌，同时设置两台氧化风机，一用一备，用于二级塔浆池氧化。
2）还原剂存储及制备。原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。
3）实现全负荷脱硝。根据现有的统计结果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，不能满足98%要求。因此，需要通过拆分省煤器以及省煤器入口加装旁路烟道、热水再循环等技术，提高低负荷时省煤器出口烟温。改造后ＳＣＲ脱硝工艺，如图1所示。
1.2脱硝改造技术路线
选择性催化还原技术(SCＲ)脱硝反应器备用层添加催化剂或原有催化剂换新;进行脱硝烟气流场数字模拟和物理模拟试验，根据试验结果修正脱硝烟道和导流板等，对氨喷射系统进行修正;对稀释风机、储氨罐等脱硝设备进行容量核算，根据需要确定是否对风机进行增容改造、是否增加储氨罐和液氨蒸发器。
1.3Baidu Nhomakorabea尘器改造技术路线
图1改造后机组脱硝工艺流程
3.2烟气脱硫改造
本工程脱硫改造后要求排放浓度为３５ｍｇ／Ｎｍ３35mg/Nm3，改造后预期脱硫效率为99.1%。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等。通过技术经济比较可知，两种方案造价及阻力均差别不大。结合本项目的实际情况，充分利用现有设备，并考虑双塔方案停炉时间较短，可靠性及对硫分适应性更高，本项目优先采用双塔双循环技术。具体措施为：
3.3烟气除尘改造
由前文分析可知，现有干式除尘器已增至6电场，烟尘排放浓度已经很接近超净除尘，但仍不能满足超低排放要求，主要原因是静电除尘对这种细颗粒的处理能力比较差。综合考虑技术可行性、经济性、现场条件等多种因素，并通过实验室测试，可以采用更经济实惠团聚除尘。除尘改造工艺流程，如图2所示。
图2改造后机组除尘工艺流程
1）SCR反应器区改造。①催化剂。加装一层高度975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次为在其达到化学寿命后更换，以后每3年更换一次。同时，增加烟气在反应器内的停留时间。②吹灰系统。取消蒸汽吹灰器，每层新增１台声波吹灰器，并相应调整声波吹灰高度位置。③氨稀释喷射系统。每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5kg/h，调节范围为10%~120%。④尿素水解系统。需加大处理，更换大的流量计量模块，氨产量需要达到165kg/h。⑤流场及涡流混合器。整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器，改造后氨耗量为165kg/h，所需稀释风流量为4355Nm3/h。同时，改用冷一次风，并在反应器下部设冷风加热管道。
脱硫DCS改造提高电厂环保设备自动化水平
摘要：燃煤电厂在生产过程中所排放粉尘、硫氧化物等污染物的含量越来越引起大家的重视。2015年12月11日，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求:到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，同时加快现役燃煤发电机组超低排放步伐。
结语
综上所述，在日趋严格的环保形势下，火电厂进行超低排放改造势在必行。在竞争日益激烈的环保改造市场环境下，改造项目承包单位因顾及到项目总价等因素可能存在用材偏低、安装工艺不到位等问题，这也是改造后环保设备出现一些新问题的原因之一。如何避免改造后出现问题是每个业主在改造前、改造中应该认真考虑的问题。这篇论文的顺利完成，离不开车间各位同事的帮助和支持，在此向工程师和操作工表示感谢。
从吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态的角度可分为湿法、干法和半干法；按脱硫产物的用途则可分为抛弃法和回收法。
3烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究
考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法，并基于本电厂烟气处理系统的实际情况，现对该机组进行如下改造研究。
3.1烟气脱硝改造
改造前电厂采用的是低氮燃烧＋SCR脱硝工艺，脱硝原设计效率为50%，执行NOX的排放限值为200mg／Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg／Nm3，脱硝率为87.5%。为了达到超低排放要求，针对前述分析，认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度，并加大氨的喷射量，以进一步降低NOX排放浓度。具体措施为：
电除尘器改成电袋复式除尘器，同时加装低低温换热器(在除尘器前设置低低温烟气余热回收装置，在脱硫塔后设置烟气余热再热装置);必要时对干除灰系统进行改造。
2脱硫系统的工艺原理及分类
烟气脱硫工艺的简介：目前烟气脱硫技术按脱硫剂的种类可分为以CaCO3为基础的钙法、以MgO为基础的镁法、以N2SO3为基础的钠法、以NH3为基础的氨法、以有机碱为基础的有机碱法。
1超低排放改造常见技术路线
1.1脱硫改造技术路线
取消烟气换热器(GGH)，加高吸收塔，根据核算结果增加1层或2层吸收塔浆液喷淋层和对应的浆液循环泵，或增设吸收塔合金托盘;根据需要增加氧化风机数量或对原有氧化风机进行增容改造;根据核算结果确定是否对吸收塔搅拌器进行增容改造;浆液循环泵入口增设滤网;改Ⅱ级除雾器为Ⅲ级除雾器，并增设除雾器冲洗水泵;核算磨煤机和脱水系统容量，确定是否对制浆系统和脱水系统进行同步改造。
4电厂烟气超净排放改造实施效果
4.1改造后污染物排放状况
2016年12月10日，４＃机组已经基本完成超净改造，正式投入运行。根据改造要求，４＃锅炉烟气实现超低排放。锅炉烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气，且少量氨逃逸可满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）。
4.2改造后的经济效益
通过对４＃机组脱硝、除尘和脱硫的超净改造，脱硝系统、脱硫装置、除尘系统改造增加的静态投资分别为836.8万元、3682.6万元、436.9万元，增加的静态发电单位成本分别约为1.4549元／MWh、6.8332元／MWh、1.2611元／MWh。但是，经过计算分析，通过2017年～2018年改造后的超低排放系统运行，由于超净改造电价补助为0.010元／度电，且由于排放污染物减少，4＃机组的排污费可减少150万元／年。不但减少污染物排放，也没有增加企业生产成本费用，由此可知，对此电厂４＃机组的烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造，具有重大意义。
1）原有吸收塔基本无需改造，将原塔作为一级塔，新建塔作为二级塔；
2）在现有吸收塔出口增设临时烟囱，以减少停炉时间；
3）拆除管式烟气换热器（GGH），利用取消GGH位置布置新建吸收塔；
4）每台炉新建塔径为13m的二级塔，设置三层石灰水喷淋层，两层搅拌，每层设置三台搅拌器用于石灰石浆池搅拌，同时设置两台氧化风机，一用一备，用于二级塔浆池氧化。
2）还原剂存储及制备。原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。
3）实现全负荷脱硝。根据现有的统计结果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，不能满足98%要求。因此，需要通过拆分省煤器以及省煤器入口加装旁路烟道、热水再循环等技术，提高低负荷时省煤器出口烟温。改造后ＳＣＲ脱硝工艺，如图1所示。
1.2脱硝改造技术路线
选择性催化还原技术(SCＲ)脱硝反应器备用层添加催化剂或原有催化剂换新;进行脱硝烟气流场数字模拟和物理模拟试验，根据试验结果修正脱硝烟道和导流板等，对氨喷射系统进行修正;对稀释风机、储氨罐等脱硝设备进行容量核算，根据需要确定是否对风机进行增容改造、是否增加储氨罐和液氨蒸发器。
1.3Baidu Nhomakorabea尘器改造技术路线
图1改造后机组脱硝工艺流程
3.2烟气脱硫改造
本工程脱硫改造后要求排放浓度为３５ｍｇ／Ｎｍ３35mg/Nm3，改造后预期脱硫效率为99.1%。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等。通过技术经济比较可知，两种方案造价及阻力均差别不大。结合本项目的实际情况，充分利用现有设备，并考虑双塔方案停炉时间较短，可靠性及对硫分适应性更高，本项目优先采用双塔双循环技术。具体措施为：
3.3烟气除尘改造
由前文分析可知，现有干式除尘器已增至6电场，烟尘排放浓度已经很接近超净除尘，但仍不能满足超低排放要求，主要原因是静电除尘对这种细颗粒的处理能力比较差。综合考虑技术可行性、经济性、现场条件等多种因素，并通过实验室测试，可以采用更经济实惠团聚除尘。除尘改造工艺流程，如图2所示。
图2改造后机组除尘工艺流程
1）SCR反应器区改造。①催化剂。加装一层高度975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次为在其达到化学寿命后更换，以后每3年更换一次。同时，增加烟气在反应器内的停留时间。②吹灰系统。取消蒸汽吹灰器，每层新增１台声波吹灰器，并相应调整声波吹灰高度位置。③氨稀释喷射系统。每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5kg/h，调节范围为10%~120%。④尿素水解系统。需加大处理，更换大的流量计量模块，氨产量需要达到165kg/h。⑤流场及涡流混合器。整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器，改造后氨耗量为165kg/h，所需稀释风流量为4355Nm3/h。同时，改用冷一次风，并在反应器下部设冷风加热管道。
脱硫DCS改造提高电厂环保设备自动化水平
摘要：燃煤电厂在生产过程中所排放粉尘、硫氧化物等污染物的含量越来越引起大家的重视。2015年12月11日，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求:到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，同时加快现役燃煤发电机组超低排放步伐。
结语
综上所述，在日趋严格的环保形势下，火电厂进行超低排放改造势在必行。在竞争日益激烈的环保改造市场环境下，改造项目承包单位因顾及到项目总价等因素可能存在用材偏低、安装工艺不到位等问题，这也是改造后环保设备出现一些新问题的原因之一。如何避免改造后出现问题是每个业主在改造前、改造中应该认真考虑的问题。这篇论文的顺利完成，离不开车间各位同事的帮助和支持，在此向工程师和操作工表示感谢。
从吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态的角度可分为湿法、干法和半干法；按脱硫产物的用途则可分为抛弃法和回收法。
3烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究
考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法，并基于本电厂烟气处理系统的实际情况，现对该机组进行如下改造研究。
3.1烟气脱硝改造
改造前电厂采用的是低氮燃烧＋SCR脱硝工艺，脱硝原设计效率为50%，执行NOX的排放限值为200mg／Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg／Nm3，脱硝率为87.5%。为了达到超低排放要求，针对前述分析，认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度，并加大氨的喷射量，以进一步降低NOX排放浓度。具体措施为：
电除尘器改成电袋复式除尘器，同时加装低低温换热器(在除尘器前设置低低温烟气余热回收装置，在脱硫塔后设置烟气余热再热装置);必要时对干除灰系统进行改造。
2脱硫系统的工艺原理及分类
烟气脱硫工艺的简介：目前烟气脱硫技术按脱硫剂的种类可分为以CaCO3为基础的钙法、以MgO为基础的镁法、以N2SO3为基础的钠法、以NH3为基础的氨法、以有机碱为基础的有机碱法。