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燃煤机组烟气超低排放改造技术路线研究
作者:俞立等   2017.11.20   点击89次

    随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)的发布(要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3),全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造,本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论,并通过测试数据对改造路线效果进行评价。

    燃煤电厂超低排放改造之:脱硝改造技术路线

    未超低排放改造前,一般电厂脱硝采用:低氮燃烧器+SCR工艺,控制NOx浓度在100mg/m3以内。以后将要执行50mg/m3的排放限值(平时运行时为防止排放值波动而超标,一般需控制在30~40mg/m3),电厂可以从以下两个方面进行脱硝超低排放的改造。

    1 低氮燃烧器改造

    未进行低氮改造或低氮改造效果不好,低氮改造后入口NOx仍然较高的(超过500mg/m3),电厂脱硝若执行50mg/m3的排放限值时,SCR装置的压力较大的(脱硝效率在90%以上),需首先考虑能否进行低氮燃烧器的改造。

    有些电厂低氮燃烧器改的较早,或锅炉本身自带低氮燃烧器,因技术原因,低氮效果不明显。随着近几年低氮燃烧技术的发展,已经可以解决以前无法解决的问题。如前后墙对冲燃烧锅炉,目前已经有成熟的低氮技术对该种炉型进行改造,炉膛出口NOx可降低到300mg/m3左右。

    如山西某电厂2×600MW机组,锅炉为东方锅炉(集团)股份责任公司设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉;型号为DG2060/17.6-∏1,炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。脱硝采用低氮燃烧器+SCR工艺,SCR设计入口NOx浓度为500mg/m3,催化剂层数按“2+1”布置,脱硝效率不小于80%,出口浓度<100mg/m3(标干,6%氧)。

    2012年对两台机组进行了低氮燃烧改造,改造效果不理想。对改造后SCR入口NOx浓度进行统计分析,见图1-1:

图 1-1 山西某电厂1号机组A、B侧SCR入口NOx浓度

    据统计,2014年7月~2014年10月,1号机组A侧SCR入口NOx浓度基本在300~500mg/m3,B侧SCR入口NOx浓度基本在400~600mg/m3,SCR入口浓度较高,低氮效果不明显。

    迫于超低排放改造的压力,2014年9月,电厂对1号机组重新进行了低氮燃烧器改造,改造后锅炉运行情况见图1-2:

图 1-2 山西某电厂1号机组改造后A、B侧SCR入口NOx浓度

    重新进行了低氮燃烧器改造后,燃用同样的煤种,#2机组SCR入口NOx浓度基本可稳定在400mg/m3以下,低氮改造效果较明显,减轻了后续SCR的运行压力,且节约运行成本。

    低氮燃烧器改造效果较好的(不降低炉效的前提下),可降低脱硝的运行成本,减少氨的用量,减少氨逃逸的风险,对后续空预器等设备均有一定的积极意义,在一定程度上保证了机组长期稳定运行。

    2 SCR改造

    SCR改造一般采用新增催化剂或更换催化剂的技术方案,同时对SCR吹灰器进行相应改动,并重新核算还原剂储存系统、制备系统及稀释风机出力是否满足要求,若不满足,进行相应的改造。

    南京某电厂2×600MW机组,已采用低氮燃烧器,低氮改造后SCR入口浓度保证在320mg/m3以内。此次脱硝系统改造仅加装备用催化剂层,并增加配套催化剂层吹灰系统。按照新加装催化剂+原催化剂,满足NOx排放值在50mg/m3以内、脱硝效率>85%、氨逃逸率<3ppm。

    表1-1南京某电厂1号机组脱硝系统主要性能参数

 项目
 参数 单位 数量 备注
 入口烟气条件 烟气流量 Nm3/h 2×908190 湿基,实际氧
 入口NOx浓度 mg/Nm3 320 干基,6%氧
 出口NOx浓度 mg/Nm3 48 干基,6%氧
 脱硝效率 % 85
 含尘量 g/Nm3 30
 烟气压力 hPa 1015.6
 烟温 ℃ 372
 初装层催化剂数据 类型
 平板式
 每台炉反应器数量
 2
 催化剂体积(每个反应器) m3 196.8
 模块布置
 7%10
 初装层数
 2
 设计脱硝效率 % 60 3年
 氨逃逸率 ppm ≤3 2.28mg/m3

    电厂超低排放改造完成后,试验单位于2016年1月份对该机组脱硝进行了测试,测试结果见表1-2。

    表1-2南京某电厂1号机组脱硝性能测试数据

 项目 A反应器 B反应器
 进口Nox浓度(mg/m3) 320.8 351.7
 出口Nox浓度(mg/m3) 23.9 28
 脱硝效率(%) 93 92
 进口平均流速(m/s) 15.8 16.9
 出口平均流速(m/s) 15.8 16.7
 SO3转化率(%) 0.82 0.69
 出口氨逃逸(ppm) 2.27 3.72

    根据测试数据,1号脱硝系统A、B侧脱硝效率分别为93%、92%,满足85%的设计值;A、B侧SO3转化率分别为0.82%、0.69%,满足改造后小于1.5%的设计值。A、B侧氨逃逸平均值分别为2.27ppm、3.72ppm,B侧超过设计值的3ppm。

    由于超低排放改造时,未对1号机组进行脱硝喷氨优化试验,较高的脱硝效率及喷氨的不均匀性,导致氨逃逸较高。而该电厂的#2机组超低排放改造后,进行了脱硝喷氨优化试验,氨逃逸远小于3ppm。改造前空预器运行4个月,压差从1000Pa左右上升到2000Pa左右,改造后空预器运行2015年1年时间,压差仅从1000Pa左右上升至1300Pa,喷氨优化试验效果明显。所以脱硝超低排放改造同时,建议进行喷氨优化试验,降低氨逃逸。

    燃煤电厂超低排放改造之:除尘改造技术路线

    超低排放烟尘排放浓度需要达到10mg/m3的排放限值,而且很多地区提倡按5mg/m3的排放限值进行设计改造,这对部分电厂的除尘改造造成很大压力。

    目前应用较多也是较为成熟的除尘超低排放改造技术路线有:脱硫除尘一体化技术;加装湿式电除尘

    脱硫除尘一体化技术即通过对干除进行改造,并且对脱硫塔进行改造来协同脱除烟尘的技术。一体化技术主要的核心设备为高效除尘除雾装置。高效除尘除雾装置对脱硫入口烟尘浓度有一定的要求,所以要保证干式除尘器的出口烟尘浓度较低,而且低负荷时,由于烟气量较小,吸收塔内流速较低,高效除尘除雾装置的效果会有所下降。

    若采用湿式电除尘技术,电除尘器改造工作量可适当减少。

    按干除出口不大于30mg/m3考虑,经过脱硫塔可降到小于20mg/m3,最后通过湿式电除尘器,湿除出口可保证烟尘小于5mg/m3。但湿除需要冲洗(虽然现在玻璃钢阳极板的湿除立式、卧式技术均已成熟,但是每小时还是会有1~2t的排水进入脱硫地坑),导致脱硫吸收塔水平衡的控制是个运行难点。

    1 干除为布袋或电袋除尘器

    若电厂机组干除为布袋或电袋除尘器,则改造方案相对简单。由于一般的布袋除尘器布袋材质为:纤维材质PTFE+PPS混纺且PTFE比例不小于50%,除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3

    1.1 烟尘执行5mg/m3的排放限值时,有两种路线:

    (1)将布袋改为精滤袋,精滤袋材质为超细PPS+PTFE混纺+PTFE覆膜,除尘器出口可保证烟尘浓度小于20mg/m3甚至更低,脱硫系统针对脱硫塔的除尘效果相应的做一些改造,如新增托盘与喷淋层等、并且除雾器改为高效除尘除雾装置,可保证脱硫出口烟尘达到5mg/m3的排放限值。

    (2)不对干除进行改造,除尘器出口可保证烟尘浓度小于30mg/m3,脱硫也不需要针对脱硫塔的除尘效果进行改造,一般脱硫可保证40%左右及以上的除尘效率,即脱硫出口烟尘浓度可保证小于20mg/m3,最终在脱硫塔出口加装湿式电除尘器,可保证烟尘达到5mg/m3的排放限值。

    1.2 烟尘执行10mg/m3的排放限值

    干除除尘器不需要改造,除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3,则可按照除尘脱硫一体化进行改造,经过脱硫新增托盘与喷淋层,并且除雾器改为高效除尘除雾装置,可保证脱硫出口烟尘达到10mg/m3的排放限值。也可采用不对脱硫进行针对除尘的改造,新增湿式电除尘器的改造方案,但总体比较而言增加湿除方案的初投资与运行成本均会增加。

    2 干除为静电除尘器

    若电厂机组干除为静电除尘器,则改造方案较多,如通过新增低温省煤器降低比电阻来提高电除尘器效果、新增电场提高比集尘面积、改造原电源为高频电源或脉冲电源、将末电厂改为旋转电极以减少常规振打而导致的二次扬尘、加装导电率槽、对除尘器入口烟气进行调质等各种改造技术方案。具体选哪一种或几种需根据电厂煤质、场地等实际情况进行选择。同布袋除尘器相同,不同的出口浓度,对应的后续改造方案不同。

    2.1 烟尘执行5mg/m3的排放限值时,有两种路线

    (1)除尘器出口保证烟尘浓度小于20mg/m3,甚至更低,脱硫新增托盘与喷淋层等,并且除雾器改为高效除尘除雾装置,可保证脱硫出口烟尘达到5mg/m3的排放限值。

    (2)除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3,脱硫也不需要针对除尘进行改造,可保证40%左右及以上的除尘效率,即脱硫出口烟尘浓度可保证小于20mg/m3,最终在脱硫出口与烟囱直接加装湿式电除尘器,可保证烟尘达到5mg/m3的排放限值。

    2.2 烟尘执行10mg/m3的排放限值

    除尘器出口保证烟尘浓度小于30mg/m3,则可按照除尘脱硫一体化进行改造,经过脱硫新增托盘与喷淋层,并且除雾器改为高效除尘除雾装置,可保证脱硫出口烟尘达到10mg/m3的排放限值。也可采用不对脱硫进行针对除尘的改造,新增湿式电除尘器的改造方案,但总体比较而言采用湿除的方案初投资与运行成本均会增加。

    3 除尘器改造方案实例

    电除尘器为低温省煤器+高频电源+湿式电除尘器改造方案:

    南京某电厂电除尘改造方案为低温省煤器+高频电源方案。在除尘器入口加装低温省煤器,将除尘器入口烟温从150℃降低为100℃,并对电除尘器进行高频电源改造,充电间歇时间非常灵活,最小单位可到20us,在应用反电晕自动优化时,优化的精细程度和准确度大大提高,从而较工频系统可以提高除尘效率。通过以上对电除尘的改造方案,电厂电除尘器出口可保证小于20mg/m3

    2016年1月份,测试单位对电除尘器进行了测试,测试数据见表2-1:

    表2-1南京某电厂1号机组除尘器进出口测试数据(自动连续模式)

 测试项目 单位 A除尘器 B除尘器
 进口烟尘浓度 g/dNm3 11438 13823
 出口烟尘浓度 g/dNm3 11.4 14.8
 进口含氧量 % 4.17 4.92
 出口含氧量 % 4.35 5.2
 进口烟气量 m3/h 1381406 1394916
 出口干标烟气量 dNm3/h 899105 925544
 本体漏风率 % 1.04 1.74
 除尘效率 % 99.9 9989
 出口含氧量(加权) % 4.78 4.78
 出口烟尘浓度(6%氧,加权) mg/dNm3 13.1 13.1
 除尘效率 % 99.9 99.9

    由上表可以看出,该电厂电除尘器的低温省煤器+高频电源的改造方案是较为成功的,出口烟尘浓度可保证在20mg/m3以内。

为保证烟尘排放浓度不大于5mg/m3,且考虑到电除尘存在一定的故障率,电厂在脱硫后新增湿式电除尘器。2016年1月份,测试单位对湿式电除尘器进行了测试,测试数据见表2-2:

    表2-2湿式电除尘器除尘效率测试数据

 测试项目 单位 测试结果
 原烟气平均含氧量 % 4.47
 原烟气烟尘浓度(标态、干态、6% O2) g/dNm3 11.8
 净烟气平均含氧量 % 4.62
 净烟气烟尘浓度(标态、干态、6% O2) g/dNm3 3
 湿式电除尘漏风率 % 0.92
 湿式点除尘除尘效率 % 74.34

    由上表可知,烟气经过湿除后,烟尘排放浓度为3mg/m3,达到烟尘5mg/m3超低排放限值,湿式电除尘器保证烟尘达标排放效果显著。

    燃煤电厂超低排放改造之:湿法脱硫改造技术路线

    1 主要改造技术方案介绍

    脱硫SO2需执行35mg/m3的排放限值,目前改造应用较多、效果较好的改造方案主要有单塔单循环(强化传质)、单塔双循环及双塔双循环等技术。

    (1)单塔单循环(强化传质)工艺是在单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行内部的改造,提高气液传质,强化对流效果,从而提高SO2的脱除率。改造工作量较小,特别适用于老塔改造,在原有吸收塔内部进行一系列改造(包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、优化喷嘴布置、增加均流提效和强化传质构件、控制内部PH等)来实现系统提效的目标。

    (2)单塔双循环技术:原有吸收塔保留不动,拆除内部除雾器,作为一级循环吸收塔;在原吸收塔上部新增一浆液集液器与喷淋层,作为二级循环,浆液集液器与一新增的塔外氧化槽相连,一级循环的浆液控制较低的PH值,有利于石膏的氧化,二级循环的浆液PH值较高,有利于SO2的吸收,示意图见图3-1。两级吸收塔浆池分开设置,分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收。

图 3-1 单塔双循环示意图

    (3)双塔双循环技术采用两级塔,一般一级塔的浆液控制较低的PH值,有利于石膏的氧化,二级塔的浆液PH值较高,有利于SO2的吸收,双塔双循环改造需新建吸收塔,同时需对原有的烟道进行改造,并新增原塔与二级塔之间的烟道,改造场地要求较大。

    2 主要改造技术方案对比

    单塔单循环(强化传质)工艺适用于SO2入口浓度不高的技改项目,从目前多个已进行超低排放改造的项目来看,入口SO2在3500mg/m3以内,可保证SO2排放浓度≤35mg/m3,但若SO2入口浓度较高,如贵州、四川等中、高硫煤地区,该改造方案无法达到超低排放的效果,此时可采用单塔单循环技术或双塔双循环技术。

    由于双循环技术为两级吸收塔浆池分开设置,分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收,可适应较高的硫份,根据相应的改造工程情况,贵州某电厂脱硫入口浓度到达10000mg/m3左右时,出口仍然能保证SO2达到35mg/m3的排放限值。单塔双循环占地较双塔双循环小,但停机时间略长,电厂可根据改造场地条件、停机时间及塔本身的条件选择适合自己的改造方案。

    3 改造实例

    南京某电厂原脱硫设置四层喷淋层,脱硫系统入口SO2年平均浓度2200mg/m3,出口SO2年平均排放浓度约100mg/m3,2014年电厂对原脱硫实施了超低排放改造,设计入口SO2浓度2317mg/m3,目标为SO2排放浓度≤35mg/m3

    由于脱硫入口SO2浓度不高,而且原吸收塔条件较好,所以电厂采用了单塔单循环(强化传质)工艺。通过在吸收塔内部增加一层均流提效构件+更换喷淋层喷嘴+提效环,在不改变实际液气比的情况下,改善塔内气液传质条件,同时增加塔外浆罐,延长浆液停留氧化时间,使得脱硫效率显著提升。

    2016年1月份,测试单位对湿式电除尘器进行了测试。测试时由于燃煤硫份较设计值低,电厂喷淋层仅开了2层,脱硫出口SO2浓度为21.3mg/m3,已达到超低排放要求。测试数据见表3-1。

    表3-1南京某电厂1号机组脱硫测试数据

 测试项目 测试数据
 脱硫进口SO2浓度(mg/m3,标干、6% O2) 1202.9
 脱硫出口SO2浓度(mg/m3,标干、6% O2) 21.3
 脱硫效率(%) 98.23

    与电厂交流可知,目前该脱硫系统还有一定的裕量,脱硫入口SO2浓度在2000mg/m3以内,开2层喷淋层即可达标排放,而SO2浓度达到3000mg/m3以上时,才需要开四层喷淋层。

    电厂采用了单塔单循环(强化传质)工艺是符合电厂实际情况的,不仅达到了改造目标,而且改造工作量小,节约投资,运行调节性能强。

    4 关于超低排放改造的总结

    超低排放改造边界条件的确定与设计方案的选择应在现场性能测试结果的基础上,充分考虑近几年煤种的变化,预测未来煤种的变化趋势,对燃煤、脱硝、除尘器、脱硫、引风机、烟道阻力情况、烟囱防腐、机组检修工期等现状进行综合评估,提出最佳改造方案,并且在满足环保达标排放的同时兼顾节能效果。

    超低排放改造完成投运后,电厂需注意以下几点:

    (1)脱硝建议做流程模拟与喷氨调整优化,提高氨气与烟气的混合均匀性,减少氨逃逸;

    (2)脱硝改造后产生的废旧催化剂的处置方式应符合相关环保规范的要求;

    (3)若采用湿式电除尘方案的电厂,需注意脱硫塔水平衡问题;

    (4)加强各环保设备的运行维护管理,减少设备故障率,保证机组长期稳定达标排放。

本文来自:环境工程
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