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  3. 環(huán)保政策

某燃煤電廠煙氣協(xié)同凈化技術(shù)集成和運(yùn)行效果分析

作者 | 苗博 吳東垠 牛國(guó)棟  華能銅川照金電廠  西安交通大學(xué)動(dòng)力工程多相流國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

隨著燃煤機(jī)組煙氣凈化技術(shù)的發(fā)展,人們已經(jīng)意識(shí)到分別使用脫硫和脫硝技術(shù),并不能達(dá)到很好的污染物脫除效率,而且脫除設(shè)備龐大,占地空間大,初投資和運(yùn)行費(fèi)用昂貴。為了解決此類問(wèn)題,各種煙氣凈化綜合利用技術(shù)得到了重視和發(fā)展,一體化的脫硫脫硝工藝結(jié)構(gòu)緊湊,煙氣凈化設(shè)備初投資和運(yùn)行費(fèi)用低,滿足了大容量機(jī)組的需要。因此,開(kāi)發(fā)煙氣綜合凈化技術(shù)已成為煙氣凈化的發(fā)展趨勢(shì)。

目前,國(guó)外主要采用的脫硫技術(shù)包括循環(huán)流化床、濕法脫硫、噴霧脫硫等,脫硝技術(shù)包括選擇性催化還原技術(shù)(SCR)和選擇性非催化還原技術(shù)(SNCR)。煙塵脫除技術(shù)普遍采用電除塵器,在北美、歐盟、日本等國(guó)家,電除電器的覆蓋面積所占除塵設(shè)備的份額比較大。隨著國(guó)內(nèi)對(duì)于環(huán)保要求的日益嚴(yán)格,國(guó)內(nèi)已開(kāi)展了超潔凈排放環(huán)保協(xié)同改造。

現(xiàn)有的燃煤機(jī)組采用了不同的脫硫、脫硝、除塵等超凈排放技術(shù),脫硫技術(shù)因各電廠的實(shí)際情況而異;脫硝超低排放技術(shù)基本相似,以優(yōu)化低氮燃燒、增加SCR催化劑為主;除塵超低排放技術(shù)多選用加裝低溫省煤器和濕式除塵器,同時(shí)結(jié)合電除塵高頻電源改造、電場(chǎng)布置優(yōu)化等技術(shù)。

因此,在保證我國(guó)經(jīng)濟(jì)高速穩(wěn)定增長(zhǎng)的前提下,開(kāi)展燃煤機(jī)組煙氣污染物超凈排放技術(shù)顯得尤為重要,而且由于國(guó)家對(duì)環(huán)境污染物的排放及治理要求更加苛刻,尋求有效價(jià)廉的煙氣超凈排放技術(shù)更加具有發(fā)展前景。

1 鍋爐布置

某600 MW機(jī)組為亞臨界自然循環(huán)鍋爐,汽水系統(tǒng)為強(qiáng)制循環(huán),四角切圓燃燒,固態(tài)排渣,制粉系統(tǒng)采用中速磨正壓直吹制粉系統(tǒng)。

(1)脫硫系統(tǒng)

機(jī)組采用濕式石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝系統(tǒng)。每臺(tái)爐配備一套煙氣脫硫(FGD)濕法脫硫裝置。脫硫劑采用白泥和石灰石粉原料,采購(gòu)的石灰石粉以氣力輸送的方式送入石灰石粉倉(cāng),再通過(guò)給料裝備送至漿液攪拌箱制成石灰石漿液,由漿液泵送至吸收塔。

(2)脫硝系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)首先進(jìn)行了低氮燃燒器的改造,目前主要是針對(duì)SCR的裝置及工藝進(jìn)行改造。實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中,NOx入口濃度為200~250mg/m3,出口實(shí)際運(yùn)行值已低于50mg/m3。

(3)除塵系統(tǒng)

機(jī)組原采用電袋組合式除塵器,布置在鍋爐空預(yù)器之后和引風(fēng)機(jī)之前。在除塵器進(jìn)口前增加煙氣凝聚器,原電除塵器進(jìn)行小分區(qū)和有效電源改造,同時(shí)進(jìn)行除霧器提效改造以進(jìn)一步提高脫硫系統(tǒng)除塵效果。鍋爐配置有雙室電場(chǎng)和電除塵器,采用露天臥式布置方式。

2 改造方案設(shè)計(jì)

燃煤電廠煙氣中污染物(SO2、Nox、粉塵等)的控制受多種因素影響,特別是在目前極嚴(yán)格的環(huán)保要求下,已不是煙氣凈化設(shè)備能夠獨(dú)立解決的問(wèn)題。鍋爐燃燒、脫硫設(shè)備、脫硝設(shè)備、煙氣換熱器等都直接影響機(jī)組煙氣中污染物的排放。因此,需要采用協(xié)同控制技術(shù),建立整個(gè)機(jī)組煙氣超凈排放系統(tǒng),對(duì)鍋爐燃燒、脫硫、脫硝、有效除塵器、濕式電除塵器、煙氣換熱器等進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化控制。

根據(jù)現(xiàn)在運(yùn)行機(jī)組的實(shí)際情況,通過(guò)對(duì)各個(gè)煙氣凈化系統(tǒng)的分析,設(shè)計(jì)了研究路線,擬通過(guò)計(jì)算與分析,得到一種優(yōu)化的電廠煙氣超凈排放改造方案,其研究路線如圖1所示。

圖1改造方案研究路線

經(jīng)過(guò)全面的理論分析和論證,盡可能保障原有設(shè)備不進(jìn)行大范圍改動(dòng)的情況下,結(jié)合現(xiàn)有環(huán)保設(shè)備和場(chǎng)地,可考慮采用如下改造方案:

(1)脫硫改造:在現(xiàn)有吸收塔位置與引風(fēng)機(jī)混合煙道之間,新建1級(jí)吸收塔作為一級(jí)吸收塔,原吸收塔改造作為二級(jí)串聯(lián)塔。通過(guò)新加裝一套脫硫預(yù)洗塔,將現(xiàn)有吸收塔作為深度處理塔。

(2)脫硝改造:由于已經(jīng)安裝了低氮燃燒器(LNB),運(yùn)行中SCR催化劑入口的NOx濃度均在350mg/m3以下,煙囪出口NOx濃度在100mg/m3以下。原有SCR脫硝系統(tǒng)采用兩層催化劑加1層催化劑預(yù)留層布置形式,即采用的是"LNB+SCR”方案。

(3)濕式除塵改造:管式濕式除塵在化工行業(yè)應(yīng)用較多,板式濕電除塵在國(guó)內(nèi)燃煤電廠中得到了廣泛應(yīng)用。濕式電除塵器性能主要的影響因素包括運(yùn)行控制方式、電場(chǎng)參數(shù)、入口粉塵濃度、電場(chǎng)風(fēng)速選取等。煙塵控制系統(tǒng)根據(jù)不同的機(jī)組配置可有多種系統(tǒng)組成,根據(jù)目前國(guó)內(nèi)的煙塵控制狀況,主要有以下兩種系統(tǒng):

系統(tǒng)1:鍋爐+脫硝+有效除塵器+濕法脫硫+濕式電除塵器

系統(tǒng)2:鍋爐+脫硝+有效除塵器+濕法脫硫

當(dāng)需要達(dá)到超凈排放時(shí)多采用系統(tǒng)1的方案,需要有效除塵器、濕法脫硫和濕式電除塵器各自承擔(dān)部分減排任務(wù)。

(4)MGGH改造:低溫?zé)煔馓幚硐到y(tǒng)(MGGH)是管式煙氣一煙氣熱交換器。該煙氣系統(tǒng)由兩部分組成:

①煙氣冷卻器(FGC )布置在引風(fēng)機(jī)之后、脫硫吸收塔之前的水平煙道,利用凝結(jié)水降低煙氣溫度;

②煙氣再熱器(FGR)布置在濕式除塵器和煙囪之間的水平煙道上,利用加熱后的凝結(jié)水再去加熱脫硫后的凈煙氣,提升煙氣的溫度。

MGGH利用鍋爐尾部煙氣的余熱來(lái)加熱煙囪入口煙氣,相對(duì)SGH更有利于能源綜合利用,并且由于MGGH使用的是管式加熱,不會(huì)存在回轉(zhuǎn)式GGH漏煙氣的缺點(diǎn)。

3計(jì)算結(jié)果及分析

3.1 煙氣中污染物年減排量計(jì)算

(1)SO2年減排量

設(shè)備改造后,SO2脫除量及脫硫效率如圖2所示。由圖2可以看出,脫硫系統(tǒng)經(jīng)過(guò)改造之后,1#機(jī)組兩級(jí)脫硫塔的脫硫量分別為1103.01mg/m3和287.34 mg/m3,脫硫效率分別為78.5%和20.5%,SO2的脫除過(guò)程主要在一級(jí)脫硫塔中進(jìn)行。2#機(jī)組兩級(jí)脫硫塔的脫硫量分別為1261.14mg/m3和199.4mg/m3,脫硫效率分別為85.5%和13.5%。

圖2改造后SO2脫除量及脫硫效率

 

(2)NOx年減排量

原有脫硝系統(tǒng)經(jīng)過(guò)低氮燃燒后,脫硝系統(tǒng)NOx入口濃度從300mg/m3減小到100mg/m3。經(jīng)過(guò)煙氣超凈排放改造之后,機(jī)組NOx排放濃度小于50mg/m3,兩臺(tái)機(jī)組每年可以進(jìn)一步減少NOx排放量1150t。

(3)煙塵年減排量

電除塵器原有實(shí)際除塵效率為99.6%,經(jīng)過(guò)電除塵器提效改造之后,煙塵濃度低于30mg/m3,該鍋爐產(chǎn)生的煙塵年排放量為798t,兩臺(tái)機(jī)組每年可減少煙塵排放量2918t。通過(guò)超凈排放改造后,機(jī)組煙塵排放濃度小于5mg/m3,兩臺(tái)機(jī)組鍋爐煙塵年排放量為138t,兩臺(tái)機(jī)組每年可進(jìn)一步減少煙塵排放量689t。

(4)污染物年減排量總計(jì)

經(jīng)過(guò)脫硫、脫硝及除塵等煙氣協(xié)同技術(shù)改造之后,脫硫、脫硝及除塵效果均有明顯提高。圖3顯示了SO2、NOx和煙塵的排放濃度及脫除率。

煙氣凈化設(shè)備改造之前,SO2排放濃度為195.42mg/m3,經(jīng)過(guò)改造之后,SO2排放濃度達(dá)到14.33m/m3,脫硫效率從95.9%上升到99.1%;

設(shè)備改造之前,NOx排放濃度為98.22mg/m3,經(jīng)過(guò)改造之后,NOx排放濃度達(dá)到32.05mg/m3,脫硝效率得到了明顯的提高,從66.6%上升到89.3%;

設(shè)備改造之前,煙塵排放濃度為27.32mg/m3,經(jīng)過(guò)改造之后,煙塵排放濃度達(dá)到4.23m/m3,除塵效率有所提高。

圖3各污染物排放濃度及脫除率

按照年利用5 000 h計(jì)算,表1給出了各污染物的年減排量。如表1所示,原SO2、NOx、煙塵的減排量分別為107900t/年、4600t/年、2918t/年,經(jīng)過(guò)煙氣凈化設(shè)備協(xié)同改造之后,SO2、NOx、煙塵的減排量又分別增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1煙氣年減排結(jié)果

表1煙氣年減排結(jié)果

3.2 通過(guò)改造解決的設(shè)備問(wèn)題

某燃煤機(jī)組的設(shè)備改造不僅使污染物達(dá)到了環(huán)保指標(biāo)的排放標(biāo)準(zhǔn),而且還解決了設(shè)備長(zhǎng)期運(yùn)行存在的問(wèn)題,并對(duì)整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行了完善和優(yōu)化,保障了各類凈化設(shè)備能夠長(zhǎng)期穩(wěn)定安全的運(yùn)行。

(1)脫硫系統(tǒng)

由于煙氣入口處于煙氣和漿液干濕交界面上,容易發(fā)生入口煙道搭橋堵塞,造成脫硫塔入口煙氣壓力增大和脫硫塔內(nèi)部煙氣流場(chǎng)分布不均勻,甚至引起除霧器堵塞,改造前脫硫塔入口煙道堵塞發(fā)展如圖4所示。改造后安裝有擋水板,可以有效地防止?jié){液進(jìn)入煙道。脫硫塔運(yùn)行時(shí),上方擋水板形成的水簾可以有效地吸收SO2并且有利于氣流均勻分布,兩側(cè)擋水板可防止塔內(nèi)空氣旋流將漿液帶入煙道。通過(guò)對(duì)脫硫塔入口的改造,既保障了入口煙道的強(qiáng)度,又達(dá)到了防止煙道搭墻堵塞,同時(shí)上部擋水板形成的水簾還能夠起到吸收SO2和均勻分布煙氣的目的。

圖4改造前脫硫塔煙道堵塞發(fā)展
圖4改造前脫硫塔煙道堵塞發(fā)展

(2)脫硝系統(tǒng)

由于原系統(tǒng)設(shè)計(jì)缺陷,脫硝反應(yīng)器煙道入口的排灰管受空間限制,坡度較緩無(wú)法正常排灰,長(zhǎng)期運(yùn)行容易造成積灰堵塞。在原積灰部位附近接入吹灰壓縮空氣,壓縮空氣取自于公用壓縮空氣系統(tǒng),運(yùn)行中定期對(duì)該部位進(jìn)行吹掃,將煙道底部的積灰吹入脫硝反應(yīng)入口,隨煙氣進(jìn)入電除塵排出。

改造完成后,積灰現(xiàn)象明顯消除,較之于改造前催化劑層壓差增加不明顯,達(dá)到了預(yù)期目的。

3.3 經(jīng)濟(jì)性分析

煙氣綜合凈化設(shè)備改造成本主要包括變動(dòng)成本、固定成本、財(cái)務(wù)費(fèi)用等,其中變動(dòng)成本包括尿素、水電、石灰石、石膏、年均折算更換催化劑等;固定成本包括資產(chǎn)折舊、運(yùn)行管理人員工資、設(shè)備檢修費(fèi)等。在干濕煙囪方案中,各煙氣凈化系統(tǒng)的運(yùn)行費(fèi)用如表2所示。干煙囪方案是當(dāng)不加裝濕法脫硫裝置時(shí),煙氣出口溫度在120℃左右,煙氣中水蒸汽含量較低,煙氣對(duì)煙囪的腐蝕不嚴(yán)重;濕煙囪方案是當(dāng)加裝濕法脫硫裝置,經(jīng)過(guò)濕法脫硫及煙氣升溫之后,煙氣中水蒸汽含量要高,煙氣中生成的H2SO3和H2SO4會(huì)加重對(duì)煙囪的腐蝕。

通過(guò)對(duì)比分析看出,干煙囪方案和濕煙囪方案中,設(shè)備改造后整體系統(tǒng)單位成本增加值分別為10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h),濕煙囪方案的成本增加值略小于干煙囪方案。因此,在滿足我國(guó)大氣環(huán)境污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的前提下,推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設(shè)備改造的推薦方案。

表2干濕煙囪方案的經(jīng)濟(jì)性分析   元/(MW·h)

表2干濕煙囪方案的經(jīng)濟(jì)性分析   元/(MW·h)

4 結(jié)論

(1)根據(jù)某600 MW燃煤電廠煙氣凈化的設(shè)計(jì)方式和實(shí)際運(yùn)行情況,對(duì)該燃煤電廠進(jìn)行方案設(shè)計(jì)與經(jīng)濟(jì)性分析,*終獲得優(yōu)化方案。通過(guò)對(duì)煙氣超凈排放設(shè)備的改造及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè),各污染物排物均達(dá)到國(guó)家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn),說(shuō)明改造方案是有效可行的;

(2)采用成熟的石灰石一石膏濕法脫硫技術(shù),新建一級(jí)脫硫塔,與原脫硫塔組成串聯(lián)雙塔循環(huán)方式。采用有效的SCR脫硝裝置,盡量降低煙囪出口Nox排放濃度。通過(guò)重新進(jìn)行流場(chǎng)模擬、優(yōu)化調(diào)整,加裝備用層催化劑,通過(guò)合理分配各相關(guān)設(shè)備的除塵效率和煙塵控制,結(jié)合該燃煤電廠實(shí)際運(yùn)行情況,推薦采用在濕法脫硫后增加濕式電除塵器的改造方案;

(3)煙氣超凈排放設(shè)備改造之后,煙氣脫硫效率從95.9%提高到99.1%,脫硝效率從66.7%上升到89.3%,除塵效率達(dá)到99.9%,煙氣各類污染物的年減排量均有明顯的提高;

(4)從煙氣超凈排放設(shè)備改造成本的分析看出,干煙囪方案和濕煙囪方案中設(shè)備改造后整體系統(tǒng)單位成本增加值分別為10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h),濕煙囪方案的成本增加值小于干煙囪方案。因此,推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設(shè)備改造的推薦方案。

本文發(fā)表于《沈陽(yáng)工程學(xué)院學(xué)報(bào)》(自然科學(xué)版)2017年1月第13卷 第1期