电厂技术改造（燃煤电厂超超低排放技术改造实践）
电厂技术改造（燃煤电厂超超低排放技术改造实践）
北极星大气网讯:摘要： 燃煤电厂的主要污染物包括SO2、NOx和颗粒物.为满足我国SO2、NOx和颗粒物排放要求,乐东电厂实施环保协同提标改造示范工程项目.主要包括:脱硝系统改造、低温省煤器改造、脱硫系统改造、脱硫废水零排放改造、湿烟羽治理.工程完成投运后已经实现了烟尘
0 引言
燃煤电厂的主要污染物包括SO2、NOx 和颗粒物,各国在不同时期,根据不同的情况提出了不同的电厂烟气污染物排放要求。1997 - 2003 年间中国NOx 排放限值分别是同时段美网国标准和欧盟标准的4. 5 倍、4. 9 倍。为了进一步降低大气污染物排放,有条件的火电厂执行超低排放标准,即SO2、NOx 和颗粒物排放限值分别为35 mg／ m3,50 mg／ m3 和5 mg／ m3。
为响应海南省“先行一步,努力建设好国家生态文明试验区,为全国生态文明建设做出表率”的号召,国家能源集团提出了世界清洁燃煤电厂建设的要求,按照烟尘超低排放改造,同步进行烟囱冒“白烟”治理、卸煤机扬尘治理、城市生活污泥掺烧、脱硫废水零排放等改造项目。
1 设备概况
1. 1 脱硝工艺
本厂的脱硝工艺采用SCR 法,脱硝层数按“2 +1”设置,脱硝效率不小于82. 5%。系统不设置烟气旁路系统,不考虑省煤器高温旁路系统;吸收剂为纯氨,反应器布置在省煤器和空预器之间(高温高含尘区域)、空气预热器的顶部;脱硝设备年利用小时大于6530 h,可用率不小于98%,使用寿命为30 a。
1. 2 袋式除尘工艺
本厂的除尘采用的是室外露天布置、顶部设置遮雨棚的旋转式低压脉冲袋式除尘器。每台炉配1台(每台除尘器4 个烟气进口,4 个烟气出口)除尘器效率保证值99. 9%。除尘器出口烟尘排放浓度≤20 mg／ m3(标干态,6% O2 ),本体阻力(从除尘器进口法兰至除尘器出口法兰) ≤1100 Pa(运行初期)、≤1400 Pa(滤袋寿命终期)。本体漏风率≤2%,过滤风速≤1. 0 m／ min,运行寿命30 a,滤袋寿命≥30000 h 或4 a,电磁脉冲阀寿命150 万次。
1. 3 石灰石- 石膏湿法脱硫工艺
(1)脱硫装置采用1 炉1 塔配置,不设GGH。单座脱硫吸收塔的烟气处理能力为1 台锅炉在BMCR工况下的烟气量。不设置烟气旁路烟道,不设置增压风机,吸收剂采用外购石灰石粉。
(2)石膏处理系统共设置2 台真空皮带脱水机;单台容量为2 台炉在燃用全部煤种时BMCR 工况下运行时石膏产出量的100%;经真空皮带脱水机脱水后的石膏落料石膏库;脱水后石膏用汽车运至综合利用用户或灰场单独堆放。脱硫岛的设备冷却水来自电厂工业水管,脱硫工艺水来自机组工业水和复用水。
(3)设置脱硫废水处理系统,处理后的水质满足《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL／ T 997 - 2006)的规定,用于干灰加湿(暂定)。废水处理装置产生的污泥,经汽车外运至灰场单独堆放。
(4)脱硫FGD 装置可用率不小于98%,服务寿命为30 a。FGD 进口SO2 浓度为855 mg／ m3,FGD装置SO2 脱除效率≥97. 7%,FGD 出口的SO2 浓度≤19. 7 mg／ m3;FGD 进口SO2 浓度为1830 ~ 3405(mg／ m3),FGD 装置SO2 脱除效率≥98. 6%,FGD出口的SO2 浓度≤49. 7 mg／ m3。
1. 4 湿式电除尘器
湿式电除尘器布置在脱硫塔和烟囱之间,脱硫吸收塔出口的烟气流入湿式电除尘装置,经湿式电除尘器对烟气进行处理后,经烟囱排入大气。除尘器出口粉尘浓度(含石膏)
2 存在问题
2. 1 SCR 脱硝系统
现有SCR 脱硝装置是按入口NOx 浓度为400 mg／ m3,设计脱硝效率不小于87. 5% 进行设计的。目前锅炉炉膛出口NOx 浓度为240 mg／ m3,SCR出口NOx 浓度为20 mg／ m3,脱硝效率约为91% ~92%,满足燃机排放标准。超超低排放脱硝改造的目标是在炉膛出口NOx 不高于240 mg／ m3 时,通过脱硝提效改造实现烟囱排放口NOx 浓度不高于10 mg／ m3。
2. 2 袋式除尘系统
布袋除尘器出口烟尘排放浓度一般在16 ~20 mg／ m3 之间,平均值为17 mg／ m3。湿式电除尘器后烟尘浓度一般在3 ~5 mg／ m3 之间,满足最新燃机排放标准(即出口浓度5 mg／ m3 以内)。从运行情况网看,现有布袋除尘器出口粉尘低于20 mg／ m3,湿电除尘器出口粉尘排放浓度在3 ~5 mg／ m3 范围,若要满足排放浓度
2. 3 石灰石- 石膏湿法脱硫系统
脱硫FGD 出口SO2 浓度长期稳定在20 mg／ m3(标干态,6%O2 )以内,满足最新燃机排放标准(即出口浓度35 mg／ m3 以内)。电厂投运以来燃煤硫分长期低于0. 5%,SO2 浓度按照1400 mg／ m3 设计,浆液循环泵运行2 + 1 或1 + 1 就能够满足35 mg／ m3的超低排放标准。当燃用含硫量Sar
3 实施方案
乐东电厂超超低排放改造方案包括脱硝改造、除尘改造和湿烟羽治理,脱硫废水零排放工艺,具体工艺流程如图1 所示。
3. 1 脱硝改造
本工程要求脱硝改造后脱硝效率高达96%。采用增加催化剂体积、加大喷氨量进行脱硝提效,存在氨逃逸超标的风险。从技术角度上,可以通过流场优化,喷氨系统改造和喷氨控制优化以及采用精准分区测量技术实现低的氨逃逸。
3. 1. 1 四层SCR 反应器系统
将原有反应器加高一层,布置四层催化剂,其中原有两层催化剂,新加装两层催化剂,相应增设蒸汽吹灰器系统。新增催化剂孔数与原有催化剂孔数相同,均为20 20 孔催化剂,催化剂用量每台炉约为280 m3。
3. 1. 2 高温烟气旁路系统
当机组负荷对应的烟气温度低于脱硝喷氨最低温度时,脱硝装置无法正常投运。为保证机组并网时脱硝装置能够正常投运,从锅炉尾部低过入口侧包墙适当位置引一路高温烟气旁路至脱硝入口,保证省煤器入口温度在机组并网时温度高于300℃,满足最低SCR 反应温度。
3. 1. 3 SCR 喷氨及流场优化系统
每台反应器内部设置20 个涡流混合板,前、后墙分成10 个喷氨区域,每个区域采用10 个调节阀控制喷氨量。每台反应器出口设置网格式NOx 测量仪,与脱硝入口喷氨调节阀联锁,实现喷氨精细化,提高SCR 装置的喷氨均匀性,降低氨逃逸。
3. 1. 4 尿素溶液存储及供应系统改造
厂区氨产品气管道的伴热蒸汽系统效果差,影响产品气输送从而影响SCR 装置运行。本次改造将进行尿素水解产品气伴热蒸汽母管汽源更换和产品气伴热管加装导热胶泥。伴热用蒸汽采用再热冷段蒸汽,蒸汽压力4. 0 MPa,温度320℃,管径DN40。伴热蒸汽管道采用20G 无缝钢管。
3. 2 除尘改造和湿烟羽治理
采用DUC 协同除尘冷凝一体化工艺进行烟气除尘和冷凝,实现烟气的深度除尘和烟气的降温减湿(如图2 所示)。经DUC 协同除尘冷凝一体化装置除尘后的烟气通过湿电除尘器净化后实现烟囱排放口烟尘浓度在1 mg／ m3 以下(如图3 所示)。烟气冷凝设计温降按8℃考虑。DUC 装置按一炉一套配置,安装在脱硫塔顶部。配置热风混合加热系统对降温减湿后的脱硫净烟气进行加热,加热后无白烟烟气通过烟囱排放,实现消白烟。
3. 2. 1 DUC 装置的除尘功能
主要由DUC 亲水除尘填料实现。通过布水喷淋层在除尘填料上方均匀喷水,在填料上形成水膜,烟气通过填料间隔时,烟气中的粉尘被填料上的水膜捕集,实现DUC 深度除尘功能。
3. 2. 2 DUC 装置的脱硫功能
通过采用加碱中和后的循环水对烟气进行喷淋进一步除去烟气中的SO2,达到深度脱硫的目的,实现SO2 的超超低排放。
3. 2. 3 DUC 装置烟气冷凝
通过在烟气冷凝官道上设置水水换热器对循环喷淋水进行冷却,冷却后的循环喷淋水对烟气进行喷淋冷却,达到烟气降温减湿的功能。烟气冷凝水可循环回用于电厂脱硫系统或处理后作为电厂淡水补充水,实现环保提标改造节水的目标,烟气冷凝水循环利用工艺如图4 所示。
3. 3 脱硫废水零排放工艺
采用低成本烟气余热浓缩+ 热风干燥脱硫废水零排放处理系统,如图5 所示。
废水浓缩和预处理系统两台炉共用,废水浓缩和干燥系统采用单元制设计,每套系统脱硫废水处理量为5 m3 ／ h,共2 套。除尘器后烟气作为废水浓缩热源,浓缩倍率按12 进行设计。进行废水浓缩后的烟气送入脱硫吸收塔入口。锅炉热二次风进行废水干燥,干燥后混盐含水率按5% 设计。干燥后的混盐随着二次风进入布袋除尘器,与烟尘一起网被收集回收。
4 改造效果
乐东电厂1 号机组改造后实现了烟气污染物超超低排放的目标,烟气中粉尘、NOx 、SO2 排放浓度分别小于1 mg／ m3、10 mg／ m3 和10 mg／ m3,如表1 所示。表1 中1 号机组为改造后,2 号机组未改造。
机组实现了烟囱消除“白烟”的目标,全年95%以上时间不出现烟囱冒白烟现象。同时对烟气中冷凝水进行了回收利用,年平均回收淡水40 万t 左右,按乐东公司海水淡化处理成本12 元／ t 计算,年均可节约制水成本480 万元左右。电厂实现高含盐脱硫废水零排放。
5 结语
本项目为环保协同提标关键技术研究及示范项目,具有很强的示范效应。改造完成后,实现了电厂烟尘、NOx 和SO2 排放浓度分别小于1 mg／ m3、10 mg／ m3、10 mg／ m3 的超超低排放目标,消除了烟囱湿烟羽,实现了脱硫废水零排放,具有极大的社会效益。
