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某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析
时间:2018-06-12 10:02:16

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根据某600MW燃煤机组的烟气净化设计及运行特点,对改造方案的可行性和经济性进行了分析,并开展了工艺及设备的改造:脱硫系统采用串联双塔循环方式,脱硝系统采用低氮燃烧与SCR协同作用的方式,采用MGGH技术提高烟气上升高度,合并引风机和增压风机,增大引风机出力。从改造结果看出,干湿烟囱设备改造后,整体系统成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)。根据所选优化方案对该燃煤机组进行改造后,排放烟气能够满足国家环保标准,可为其他燃煤电厂的相关改造提供了参考和依据。

随着燃煤机组烟气净化技术的发展,人们已经意识到分别使用脱硫和脱硝技术,并不能达到很好的污染物脱除效率,而且脱除设备庞大,占地空间大,初投资和运行费用昂贵。为了解决此类问题,各种烟气净化综合利用技术得到了重视和发展,一体化的脱硫脱硝工艺结构紧凑,烟气净化设备初投资和运行费用低,满足了大容量机组的需要。因此,开发烟气综合净化技术已成为烟气净化的发展趋势。

目前,国外主要采用的脱硫技术包括循环流化床、湿法脱硫、喷雾脱硫等,脱硝技术包括选择性催化还原技术(SCR)和选择性非催化还原技术(SNCR)。烟尘脱除技术普遍采用电除尘器,在北美、欧盟、日本等国家,电除电器的覆盖面积所占除尘设备的份额比较大。随着国内对于环保要求的日益严格,国内已开展了超洁净排放环保协同改造。

现有的燃煤机组采用了不同的脱硫、脱硝、除尘等超净排放技术,脱硫技术因各电厂的实际情况而异;脱硝超低排放技术基本相似,以优化低氮燃烧、增加SCR催化剂为主;除尘超低排放技术多选用加装低温省煤器和湿式除尘器,同时结合电除尘高频电源改造、电场布置优化等技术。

因此,在保证我国经济高速稳定增长的前提下,开展燃煤机组烟气污染物超净排放技术显得尤为重要,而且由于国家对环境污染物的排放及治理要求更加苛刻,寻求高效价廉的烟气超净排放技术更加具有发展前景。

1锅炉布置

某600MW机组为亚临界自然循环锅炉,汽水系统为强制循环,四角切圆燃烧,固态排渣,制粉系统采用中速磨正压直吹制粉系统。

(1)脱硫系统

机组采用湿式石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺系统。每台炉配备一套烟气脱硫(FGD)湿法脱硫装置。脱硫剂采用白泥和石灰石粉原料,采购的石灰石粉以气力输送的方式送入石灰石粉仓,再通过给料装备送至浆液搅拌箱制成石灰石浆液,由浆液泵送至吸收塔。

(2)脱硝系统

脱硝系统首先进行了低氮燃烧器的改造,目前主要是针对SCR的装置及工艺进行改造。实际运行过程中,NOx入口浓度为200~250mg/m3,出口实际运行值已低于50mg/m3。

(3)除尘系统

机组原采用电袋组合式除尘器,布置在锅炉空预器之后和引风机之前。在除尘器进口前增加烟气凝聚器,原电除尘器进行小分区和高效电源改造,同时进行除雾器提效改造以进一步提高脱硫系统除尘效果。锅炉配置有双室电场和电除尘器,采用露天卧式布置方式。

2改造方案设计

燃煤电厂烟气中污染物(SO2、Nox、粉尘等)的控制受多种因素影响,特别是在目前极严格的环保要求下,已不是烟气净化设备能够独立解决的问题。锅炉燃烧、脱硫设备、脱硝设备、烟气换热器等都直接影响机组烟气中污染物的排放。因此,需要采用协同控制技术,建立整个机组烟气超净排放系统,对锅炉燃烧、脱硫、脱硝、高效除尘器、湿式电除尘器、烟气换热器等进行协同优化控制。

根据现在运行机组的实际情况,通过对各个烟气净化系统的分析,设计了研究路线,拟通过计算与分析,得到一种优化的电厂烟气超净排放改造方案,其研究路线如图1所示。

经过全面的理论分析和论证,尽可能保证原有设备不进行大范围改动的情况下,结合现有环保设备和场地,可考虑采用如下改造方案:

(1)脱硫改造:在现有吸收塔位置与引风机混合烟道之间,新建1级吸收塔作为一级吸收塔,原吸收塔改造作为二级串联塔。通过新加装一套脱硫预洗塔,将现有吸收塔作为深度处理塔。

(2)脱硝改造:由于已经安装了低氮燃烧器(LNB),运行中SCR催化剂入口的NOx浓度均在350mg/m3以下,烟囱出口NOx浓度在100mg/m3以下。原有SCR脱硝系统采用两层催化剂加1层催化剂预留层布置形式,即采用的是"LNB+SCR”方案。

(3)湿式除尘改造:管式湿式除尘在化工行业应用较多,板式湿电除尘在国内燃煤电厂中得到了广泛应用。湿式电除尘器性能主要的影响因素包括运行控制方式、电场参数、入口粉尘浓度、电场风速选取等。烟尘控制系统根据不同的机组配置可有多种系统组成,根据目前国内的烟尘控制状况,主要有以下两种系统:

系统1:锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器

系统2:锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫

:当需要达到超净排放时多采用系统1的方案,需要高效除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器各自承担部分减排任务。

(4)MGGH改造:低温烟气处理系统(MGGH)是管式烟气一烟气热交换器。该烟气系统由两部分组成:

①烟气冷却器(FGC)布置在引风机之后、脱硫吸收塔之前的水平烟道,利用凝结水降低烟气温度;

②烟气再热器(FGR)布置在湿式除尘器和烟囱之间的水平烟道上,利用加热后的凝结水再去加热脱硫后的净烟气,提升烟气的温度。

MGGH利用锅炉尾部烟气的余热来加热烟囱入口烟气,相对SGH更有利于能源综合利用,并且由于MGGH使用的是管式加热,不会存在回转式GGH漏烟气的缺点。

3计算结果及分析

3.1烟气中污染物年减排量计算

(1)SO2年减排量

设备改造后,SO2脱除量及脱硫效率如图2所示。由图2可以看出,脱硫系统经过改造之后,1#机组两级脱硫塔的脱硫量分别为1103.01mg/m3和287.34mg/m3,脱硫效率分别为78.5%和20.5%,SO2的脱除过程主要在一级脱硫塔中进行。2#机组两级脱硫塔的脱硫量分别为1261.14mg/m3和199.4mg/m3,脱硫效率分别为85.5%和13.5%。

(2)NOx年减排量

原有脱硝系统经过低氮燃烧后,脱硝系统NOx入口浓度从300mg/m3减小到100mg/m3。经过烟气超净排放改造之后,机组NOx排放浓度小于50mg/m3,两台机组每年可以进一步减少NOx排放量1150t。

(3)烟尘年减排量

电除尘器原有实际除尘效率为99.6%,经过电除尘器提效改造之后,烟尘浓度低于30mg/m3,该锅炉产生的烟尘年排放量为798t,两台机组每年可减少烟尘排放量2918t。通过超净排放改造后,机组烟尘排放浓度小于5mg/m3,两台机组锅炉烟尘年排放量为138t,两台机组每年可进一步减少烟尘排放量689t。

(4)污染物年减排量总计

经过脱硫、脱硝及除尘等烟气协同技术改造之后,脱硫、脱硝及除尘效果均有明显提高。图3显示了SO2、NOx和烟尘的排放浓度及脱除率。

烟气净化设备改造之前,SO2排放浓度为195.42mg/m3,经过改造之后,SO2排放浓度达到14.33m/m3,脱硫效率从95.9%上升到99.1%;

设备改造之前,NOx排放浓度为98.22mg/m3,经过改造之后,NOx排放浓度达到32.05mg/m3,脱硝效率得到了明显的提高,从66.6%上升到89.3%;

设备改造之前,烟尘排放浓度为27.32mg/m3,经过改造之后,烟尘排放浓度达到4.23m/m3,除尘效率有所提高。

按照年利用5000h计算,表1给出了各污染物的年减排量。如表1所示,原SO2、NOx、烟尘的减排量分别为107900t/年、4600t/年、2918t/年,经过烟气净化设备协同改造之后,SO2、NOx、烟尘的减排量又分别增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1烟气年减排结果

3.2通过改造解决的设备问题

某燃煤机组的设备改造不仅使污染物达到了环保指标的排放标准,而且还解决了设备长期运行存在的问题,并对整个系统进行了完善和优化,保证了各类净化设备能够长期稳定安全的运行。

(1)脱硫系统

由于烟气入口处于烟气和浆液干湿交界面上,容易发生入口烟道搭桥堵塞,造成脱硫塔入口烟气压力增大和脱硫塔内部烟气流场分布不均匀,甚至引起除雾器堵塞,改造前脱硫塔入口烟道堵塞发展如图4所示。改造后安装有挡水板,可以有效地防止浆液进入烟道。脱硫塔运行时,上方挡水板形成的水帘可以有效地吸收SO2并且有利于气流均匀分布,两侧挡水板可防止塔内空气旋流将浆液带入烟道。通过对脱硫塔入口的改造,既保证了入口烟道的强度,又达到了防止烟道搭墙堵塞,同时上部挡水板形成的水帘还能够起到吸收SO2和均匀分布烟气的目的。

(2)脱硝系统

由于原系统设计缺陷,脱硝反应器烟道入口的排灰管受空间限制,坡度较缓无法正常排灰,长期运行容易造成积灰堵塞。在原积灰部位附近接入吹灰压缩空气,压缩空气取自于公用压缩空气系统,运行中定期对该部位进行吹扫,将烟道底部的积灰吹入脱硝反应入口,随烟气进入电除尘排出。

改造完成后,积灰现象明显消除,较之于改造前催化剂层压差增加不明显,达到了预期目的。

3.3经济性分析

烟气综合净化设备改造成本主要包括变动成本、固定成本、财务费用等,其中变动成本包括尿素、水电、石灰石、石膏、年均折算更换催化剂等;固定成本包括资产折旧、运行管理人员工资、设备检修费等。在干湿烟囱方案中,各烟气净化系统的运行费用如表2所示。干烟囱方案是当不加装湿法脱硫装置时,烟气出口温度在120℃左右,烟气中水蒸汽含量较低,烟气对烟囱的腐蚀不严重;湿烟囱方案是当加装湿法脱硫装置,经过湿法脱硫及烟气升温之后,烟气中水蒸汽含量要高,烟气中生成的H2SO3和H2SO4会加重对烟囱的腐蚀。

通过对比分析看出,干烟囱方案和湿烟囱方案中,设备改造后整体系统单位成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h),湿烟囱方案的成本增加值略小于干烟囱方案。因此,在满足我国大气环境污染物排放标准的前提下,推荐选用湿烟囱方案作为烟气净化设备改造的首选方案。

4结论

(1)根据某600MW燃煤电厂烟气净化的设计方式和实际运行情况,对该燃煤电厂进行方案设计与经济性分析,最终获得优化方案。通过对烟气超净排放设备的改造及现场实测,各污染物排物均达到国家环保标准,说明改造方案是高效可行的;

(2)采用成熟的石灰石一石膏湿法脱硫技术,新建一级脱硫塔,与原脱硫塔组成串联双塔循环方式。采用高效的SCR脱硝装置,尽量降低烟囱出口NOx排放浓度。通过重新进行流场模拟、优化调整,加装备用层催化剂,通过合理分配各相关设备的除尘效率和烟尘控制,结合该燃煤电厂实际运行情况,推荐采用在湿法脱硫后增加湿式电除尘器的改造方案;

(3)烟气超净排放设备改造之后,烟气脱硫效率从95.9%提高到99.1%,脱硝效率从66.7%上升到89.3%,除尘效率达到99.9%,烟气各类污染物的年减排量均有明显的提高;

(4)从烟气超净排放设备改造成本的分析看出,干烟囱方案和湿烟囱方案中设备改造后整体系统单位成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h),湿烟囱方案的成本增加值小于干烟囱方案。因此,推荐选用湿烟囱方案作为烟气净化设备改造的首选方案。


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