330 MW热电联产机组燃煤耦合污泥发电技术的应用
摘 要：随着环保要求的提高和城市污水处理规模的扩大，城市污泥量迅速增加，而现有的污泥处置方式已不符合污泥处置的基本要求，还存在二次污染，污泥处置困局日益扩大。本文结合国内外的污泥处置的先进经验，污泥在大型燃煤火力发电机组中进行燃煤耦合发电的实际运用，提出了城市污泥减量化、无害化、综合利用的新途径，实现了社会效益和企业效益的共赢。
关键词：污泥处置;热电联产;燃煤机组;耦合发电;环保;经济;
当前城市污泥生成现状(以广州为例):在《广东省环境保护“十三五”规划》(粤环[2016]51号)、《广东省城镇生活污水处理厂污泥处理处置管理办法(暂行)》的推动下，广东省城镇污水和污泥处理设施加速建设，污水处理规模大幅提升;到2020年全省县级以上城市新增配套污水管网10776.92 km，建制镇新增配套污水管网4556.81 km，改造各类老旧污水管网2342 km。2018年广州市设计污水处理规模在1000 t/d以上的污水处理厂总规模为597万t/d;2020年广州市新建成6座污水处理厂，新增污水处理规模101万t/d;按照处理1万t生活污水(含水率80%)产生污泥5～8 t，广州市污水处理厂按60%设计规模运行计算，所产的污泥量为2100～3360 t/d,76～122万t/a。
1 当前污泥处置方式
污水处理厂在污水处理过程中必定会产生一定量的半固态或固态物质，即惯称的“污泥”。污泥的处理、处置应遵循减量化、稳定化、无害化、资源化的原则，鼓励回收和利用污泥中的能源和资源，以达到节能减排和发展循环经济的目的。目前污泥处置消纳方式主要有3种:土地利用、填埋、建筑材料综合利用等。
1.1 土地利用消纳方式
污泥的土地利用消纳方式主要包括土地改良、园林绿化和农用。该方式充分利用污泥中的氮、磷、钾等有机营养成分促进植物生长，并利用植物吸收特性改善土壤性状。这样既达到了处置污泥的目的，又产生了一定环境效益。但污泥农用对污泥质量尤其A级污泥利用方面的要求比较高，并对重金属及有毒有机物的含量做了严格限制。
1.2 作为建筑材料综合利用
污泥作为建筑材料的综合利用是指污泥的无机化处理，即用于制作水泥添加料、制砖、制轻质骨料和路基材料等。污泥建筑材料利用需符合国家和地方的相关标准和规范要求，并严格防范在生产和使用中造成二次污染。
1.3 污泥填埋处置
污泥填埋一般是指混合填埋，即将污泥运入生活垃圾卫生填埋场与生活垃圾进行共同处置的过程。污泥的特性使污泥容易堵塞垃圾填埋场的渗滤液收集管道，加上污泥堆积发酵产生的甲烷等气体，不仅有恶臭，还极易引发安全隐患。目前国家已严格限制未经无机化处理的污泥的直接填埋，填埋也不再作为污泥处置的主要处置方式，仅仅作为污泥处置的应急方式使用。
2 污泥处置趋势
2.1 污泥处置的政策导向
根据《广东省打好污染防治攻坚战三年行动计划(2018—2020年)》(粤办发[2018]29号)中的落实固体废物综合管理具体措施，到2020年全省新增污泥处理处置设施17座，要加快广州、佛山、江门、肇庆、清远等市危险废物焚烧设施建设，力争2020年全省焚烧处置能力增加20万t/a以上。2021年广州市《政府工作报告》推进污泥焚烧设施建设，加快5座资源热力电厂二期建设，焚烧处理率从15%提升到70%。政府对污泥等固废处置的重点导向为焚烧，政策也正积极鼓励城市污泥的焚烧设施建设。
2.2 污泥耦合发电可行性
污泥焚烧处置法在日本应用最为广泛，1992年日本共有1892座焚烧炉燃烧处置了75%的市政污泥，污泥焚烧早期只为处理污泥而生。随着科技发展和对污泥的认识的提高，人们发现污泥中含有一定的热值，可以加以利用。污泥焚烧多段竖炉在德国开始应用，后来流化床炉污泥焚烧技术逐渐占领市场，至今大约占90%以上份额。随着污泥量的增加，此种方式的弊端也日益显现。最主要的弊端包括投资大，炉温低，处置过程中需专门添注燃料，且产生的二噁英会形成二次污染。随着技术发展，燃煤耦合污泥发电技术在大型燃煤发电厂中开始被运用，将污泥干化处理后，再由电厂燃煤锅炉耦合焚烧，不但有效处置了污泥，还能利用产生的热量实现发电，同时借助燃煤电厂现有环保处理设备实现达标排放，实现污泥的减量化、无害化、资源化处置。因此，燃煤耦合污泥发电是一种高效、环保的污泥处置方式。
3 燃煤耦合污泥发电技术实施方案
3.1 热电联产燃煤机组概况
某电厂2×330 MW机组为热电联产燃煤发电机组，锅炉为东方锅炉厂的DG1080/17.4-II6型、亚临界参数、汽包自然循环、四角切圆燃烧、直吹式制粉系统、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风、单炉膛“π”型布置、全钢架全悬吊结构、紧身封闭、炉顶带金属防雨罩、固态排渣煤粉炉。汽轮机为东方汽轮机厂的CC330-16.67/3.5/1.0/538/538型亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽凝汽式供热汽轮机。发电机为东方电机厂的QFSN-330-2-20B型三相、两极、隐极式同步交流发电机。该厂一直贯彻“环保先行”的理念，于2015年6月率先在广州市实施了燃煤电厂“超洁净”排放改造:SCR脱硝系统增效改造、电袋复合除尘器改造、湿法脱硫增效改造、湿式电除尘器改造、MGGH烟气蒸汽换热改造、增压风机和引风机的“增、引合一”改造。改造后环保排放指标均低于“50355”的排放标准。2016年实施脱硫废水排放改造，基本实现生产废水零排放。
3.2 具体实施方案
某电厂结合污泥的处置现状，充分利用2×330MW热电联产燃煤发电机组的设备和技术优势，实施建设燃煤耦合污泥发电技术项目工程。该项目工程建设规模:日处置污泥量350 t，年处置污泥量12.78万t。项目工程采用“汽车运输干污泥进厂+污泥储存、输送+与原煤掺混+(锅炉现有制粉系统)研磨干燥+锅炉焚烧+污物处置”的技术路线。该项目工程工艺流程:干污泥由汽车运至电厂污泥卸储料一体车间，车间内设1个30 m3容量的卸料斗;卸料斗下设卸料滑架给料机，滑架给料机下设螺旋式卸料输送机，将干化污泥分别输送至提升机，由提升机螺旋将污泥送至系统顶部储料仓。储料仓下设置拨料式滑架给料机，干化污泥通过划架计量装置精准计量，将掺烧比例控制在需要掺烧量，再通过刮板式输送机向电厂输煤皮带输送。电厂的输煤皮带为A、B两套，运行方式为一套运行一套备用，在刮板给料机下部设置一电动三通，以满足对A、B两套输煤皮带的选择。经过电动三通后，污泥被输送至电厂上煤系统的#7A、#7B输煤皮带尾部，与运行皮带上的原煤均匀掺混后送至相应的给煤机原煤斗，再经过磨煤机碾磨、干燥后送入锅炉焚烧。其主要流程如图1所示。
3.3 项目实施控制效果
3.3.1 污泥处理过程中的废气控制
污泥处理过程中产生的废气主要为污泥卸储量车间、料仓、栈桥及干料输送过程中产生的废气。借助国内外同类工程设置的经验，干化污泥卸储量车间、料仓、栈桥及干料输送系统均可采用微负压系统，各吸风口的废气经各分管、支管收集后集中送到锅炉中焚烧处置。整个过程采用的是负压系统，直接排放对环境的影响极小。当机组均停机时，干化污泥卸储量车间、料仓、栈桥及干料输送中产生的废气，可以采用设置活性炭吸附装置处理后，再经风机排出车间。
3.3.2 运输风险控制
污泥在运输过程中，运输车辆采用密封的自卸罐车，实现点对点的对接，中途不转场、不卸车，所以运输环境风险低。
3.3.3 污泥焚烧后烟气控制
该电厂“超洁净”排放改造后，脱硫系统采用单塔单循环石灰石-石膏湿法脱硫技术，脱硫效率≥98.7%、脱硫后SO2<35 mg/m3，脱硝系统采用三层催化剂SCR脱硝技术，脱硝率≥90%，脱硝后NOx<50 mg/m3。对于在燃煤耦合污泥焚烧发电过程中产生的烟气，主要考虑污泥燃烧后烟气中的SO2、NOx排放。由于污泥的含硫量较低，甚至有的污泥含硫量为“0”，所以可以合理配比各污水厂污泥和每批掺混污泥数量，确保污泥和煤掺烧料的含硫量≤0.6%。
3.3.4 粉尘及炉渣控制
该电厂除尘器采用“2电场+2布袋”的电袋复合除尘器，在脱硫系统后布置湿式电除尘器，对于亚微米大小的颗粒，包括微细颗粒物(PM2.5粉尘)、SO3酸雾、重金属(汞等)都有较好的收集性能，完全可以将引风机出口粉尘控制在5 mg/m3以内。对于炉渣中重金属含量增量，经分析增加幅度小，可不作考虑，炉渣可以使用电厂现有的炉渣处理系统，并实现其炉渣的二次利用。
3.3.5 二噁英控制
该电厂锅炉为东方锅炉厂的DG1080/17.4-II6型四角切圆燃烧、直吹式制粉系统锅炉。B-MCR工况锅炉蒸发量为1080 t/h，锅炉火焰中心温度可达1800℃，炉膛出口温度约1100℃，远大于二噁英生成温度850℃。锅炉炉膛出口标高为54.5 m，污泥作为燃料与煤粉一同送入炉膛内部，在炉内停留时间远大于2 s。电厂运行中烟气中氧含量在8%以下，理论上二噁英的增幅可忽略。锅炉烟囱高210 m，完全可以实现烟气处理达标后排放，满足环保排放要求。
3.3.6 污泥的热值再利用
污泥中含有一定的木质素和有机物，所以具有一定的热值。本项目选定处置污泥来源为广州市某几家污水处理厂，通过对这几家污水厂的污泥随机抽样，并进行工业分析(见表1)，可见其具有较好的可回收价值，可以再利用于协同发电和供热。
4 燃煤耦合污泥发电掺烧试验
该燃煤耦合污泥发电掺烧项目工程2018年5月建设立项，2019年1月开始建设，2020年9月建成投运。项目竣工后为项目组评估在污泥不同掺烧比例下对锅炉燃烧安全、锅炉效率、环境的影响，以及检验污泥除臭设备运行效果，进行了不同污泥掺烧比例(5%、7%、10%)及机组70%负荷(主蒸汽流量>700 t/h)和100%负荷(主蒸汽流量>900 t/h)工况下的对比试验。记录各个试验工况下锅炉运行主要参数及试验结果见表2。二噁英排放根据环保技术要求设置2处监测点，根据监测曲线取最大值分析，二噁英的排放量远远小于控制标准，二噁英监测结果见表3。
在进行污泥掺烧比例为5%、7%、10%的3种不同比例，以及机组70%负荷(主蒸汽流量>700 t/h)和100%负荷(主蒸汽流量>900 t/h)工况下的对比试验过程中，锅炉燃烧稳定、火焰明亮、炉膛负压正常，锅炉主、再热蒸汽参数达到设计值，锅炉排烟温度正常，锅炉各辅机电流在额定范围内，制粉系统、输煤系统出力稳定，污泥输送系统各项功能投入正常，锅炉效率并未发生明显变化(>93.46%设计值)，净烟气参数粉尘<5 mg/m3、SO2<35 mg/m3、NOx<50 mg/m3，废气排放均符合环保要求。
5 污泥耦合发电技术的环保效益和经济效益
5.1 环保效益
该燃煤耦合污泥发电掺烧项目工程正常运行后，设计日均掺烧干污泥量约350 t，年均掺烧量约12.78万t，可以有效解决污泥处置困境，实现城市污泥的“0”填埋。利用电厂现有的除尘、脱硫和除渣设备实现二次产物的有效回收利用，并减少二噁英生成，具有明显的环保效益。
5.2 经济效益
在原煤中掺入污泥，虽燃料单位平均热值下降，但掺入后的混泥煤总的热量增加。污泥掺烧后，在相同发电量情况下，减少了原煤量。污泥低位热值取平均值(见表1)为476 kcal/kg,350 t干化污泥对应热量为476×350=1.67×108kcal，转换为标煤量为1.67×108÷7000=23.8 t/d，每年掺烧12.78万t干化污泥可减少标煤约为12.78×108×476÷7000=0.87万t/a。不同工况下污泥掺烧后煤量变化结果见表4。燃煤耦合污泥发电技术的应用，充分利用了电厂大型燃煤锅炉现有先进的除尘、脱硫、脱硝和除渣设备和锅炉燃烧系统优势，实现了投资少、见效快，也无须另外占用土地资源，减小了社会和企业负担。耦合污泥掺烧后可以优先获得电量指标和相应等标煤量的发电量电价补贴及污泥处置费用，为大型发电企业也带来了一定的经济效益。
注:“1”按BRL工况计算，年可掺烧污泥12.51万t，减标煤约8 672 t;“2”按BMCR工况计算，年可掺烧污泥12.86万t，减少标煤8 760 t。
6 结语
大型火力发电厂利用燃煤污泥耦合发电技术处置城市污泥，可以有效解决城市污泥的处置问题，处置效率高、对环保更加亲善，并实现污泥热值再利用，减少了化石燃料的使用量。污泥耦合焚烧产物实现达标排放和全部回收再利用，实现了污泥处置的无害化、减量化、资源利用化的技术要求。燃煤耦合污泥发电技术对于社会发展及生态文明建设具有积极的意义，值得推广应用。
