某电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究-青岛天正洁能环保科技爱拼彩票注册

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  • 某电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究

    返回列表来源:天正洁能          发布日期:2019/12/25    |    加入收藏关注:

    摘要:针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况,立足电厂现有烟气净化装置,对4#机组进行了增加一层975mm高度的催化剂层(反应时间由0.3s增加至0.55s)的烟气脱硝改造;增加一个吸收塔,采用双塔双循环脱硫技术的脱硫改造;在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统的除尘改造。根据国家和地方政府的要求,通过改造,烟气中NOx、SO2、烟尘达到了超净排放要求,而且也没有增加企业生产成本费用,因此具有实际意义,值得推广。
    燃煤电厂是我国能源消耗大户及污染物排放主要贡献者。目前,随着我国对节能减排工作的不断深入,燃煤电厂的煤炭燃烧排放监督已愈发严格。2015年12月,国家印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》,《方案》要求加快燃煤发电机组超低排放改造步伐,到2020年,通过相关新的技术手段与设备,使有条件的新建及现役燃煤发电机组达到超低排放水平。

    1 某电厂改造前烟气处理工艺设施
    某电厂建于90年代,有4台机组,分别为1#、2#、3#、4#锅炉,功率皆为340 MW。每个锅炉配置5台磨煤机,每台功率为30t粉煤/h。本次研究选择4#机组,改造前,机组脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR);除尘装置采用的是双室六电场静电除尘器;脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。生产工艺流程图,如图1所示。

    1.1 改造前机组烟气各污染物排放状况
    改造前,4#机组在达标排放情况下,烟气通过高240m烟囱(现有)排入大气。2016年1月18日烟尘、SO2、NOx监测数据,如表1所示。
    1.2 改造前烟气处理各装置概况及运行中存在的问题
    1)脱硝装置。改造前,该机组采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法(SCR)。脱硝技术方案是采用尿素水解法制备脱硝还原剂氨水,氨水按照一定的速度喷射进带有催化剂的烟气反应设备中,烟气中氮氧化物和氨水中的氨发生化学还原反应,进而得到脱销,还原成氮气和水。烟气停留时间和氨水的喷射量是脱硝效率的主要影响因素。脱硝工艺流程,如图2所示。

    图1 电厂生产工艺流程简图

    表1 机组出口烟气监测结果
    由机组脱硝装置自行监测数据可知,改造前,脱硝效率能满足现有标准要求,但不能达到超低排放要求。主要原因为:
    (1)原有催化剂的高度不能满足脱硝效率的要求;
    (2)喷氨装置还需要进一步改进,进一步加大氨的喷射量;
    (3)稀释风采用的是热一次风,易造成堵塞。

    2)脱硫装置。改造前,机组烟气脱硫采用1炉1塔、烟塔合一排烟技术。在塔体底部直接布置浆液池,在塔体上部设置四层喷淋层。改造前机组脱硫出口SO2浓度基本稳定在50mg/Nm3~200mg/Nm3范围之内,脱硫效率不低于95%,排放出口SO2能达标排放,但不能满足未来超低排放要求。主要原因为:
    (1)吸收塔喷淋层母管和支管因施工质量差,存在喷嘴严重磨损及少量脱落,影响脱硫安全稳定运行;
    (2)吸收塔氧化风机设计压头偏小,尤其经长期运行后,故障频繁,效率下降,轴承温度高,对脱硫系统影响较大;
    (3)塔外循环管存在局部磨损严重,在循环泵出口大小头及弯头变径处经常发生漏浆现象;
    (4)自脱硫投运以来,脱硫废水直排入灰浆池,废水系统一直未投运,且相关管道设施已腐蚀损坏。
    图2 改造前4#机组脱硝工艺流程图
    3)除尘装置。改造前,机组使用两台卧式双室六电场静电除尘器,烟气出口烟粉尘基本上浓度都控制在30mg/m3以下,除尘效率>99%,但外排烟尘仍不能满足超低排放要求。主要原因为:静电除尘器去除细小的颗粒物有一定局限性,尤其是对于粒径在0.1μm~1.0μm的烟尘其除尘效果表现更低。

    2 烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究
    考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法,并基于本电厂烟气处理系统的实际情况,现对该机组进行如下改造研究。
    2.1 烟气脱硝改造
    改造前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺,脱硝原设计效率为50%,执行NOx的排放限值为200mg/Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg/Nm3,脱硝率为87.5%。
    为了达到超低排放要求,针对前述分析,认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度,并加大氨的喷射量,以进一步降低NOx排放浓度。具体措施为:
    1)SCR反应器区改造。
    (1)催化剂。加装一层高度975mm的催化剂(单台炉体积168m3),第二次为在其达到化学寿命后更换,以后每3年更换一次。同时,增加烟气在反应器内的停留时间。
    (2)吹灰系统。取消蒸汽吹灰器,每层新增1台声波吹灰器,并相应调整声波吹灰高度位置。
    (3)氨稀释喷射系统。每台炉更换2台计量模块,设计出力为132.5kg/h,调节范围为10%~120%。
    (4)尿素水解系统。需加大处理,更换大的流量计量模块,氨产量需要达到165kg/h。
    (5)流场及涡流混合器。整体更换原稀释风管道和阀门,更换氨空气混合器,改造后氨耗量为165kg/h,所需稀释风流量为4 355Nm3/h。同时,改用冷一次风,并在反应器下部设冷风加热管道。
    2)还原剂存储及制备。原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求,无需改造。
    3)实现全负荷脱硝。根据现有的统计结果,低于最低喷氨温度的时间占比约4%,不能满足98%要求。因此,需要通过拆分省煤器以及省煤器入口加装旁路烟道、热水再循环等技术,提高低负荷时省煤器出口烟温。
    改造后SCR脱硝工艺,如图3所示。
    图3 改造后4#机组脱硝工艺流程
    2.2 烟气脱硫改造
    本工程脱硫改造后要求排放浓度为35mg/Nm3,改造后预期脱硫效率为99.1%。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等。
    通过技术经济比较可知,两种方案造价及阻力均差别不大。结合本项目的实际情况,充分利用现有设备,并考虑双塔方案停炉时间较短,可靠性及对硫分适应性更高,本项目优先采用双塔双循环技术。具体措施为:
    1)原有吸收塔基本无需改造,将原塔作为一级塔,新建塔作为二级塔;
    2)在现有吸收塔出口增设临时烟囱,以减少停炉时间;
    3)拆除管式烟气换热器(GGH),利用取消GGH位置布置新建吸收塔;
    4)每台炉新建塔径为13m的二级塔,设置三层石灰水喷淋层,两层搅拌,每层设置三台搅拌器用于石灰石浆池搅拌,同时设置两台氧化风机,一用一备,用于二级塔浆池氧化。
    2.3 烟气除尘改造
    由前文分析可知,现有干式除尘器已增至6电场,烟尘排放浓度已经很接近超净除尘,但仍不能满足超低排放要求,主要原因是静电除尘对这种细颗粒的处理能力比较差。综合考虑技术可行性、经济性、现场条件等多种因素,并通过实验室测试,可以采用更经济实惠团聚除尘[3]。除尘改造工艺流程,如图4所示。
    图4 改造后4#机组除尘工艺流程
    3 电厂烟气超净排放改造实施效果
    3.1 改造后污染物排放状况
    2016年12月10日,4#机组已经基本完成超净改造,正式投入运行。根据改造要求,4#锅炉烟气实现超低排放。锅炉烟气通过高240m烟囱(现有)排入大气,且少量氨逃逸可满足《恶臭污染物排放标准》(GB 14554-93)。2017年5月4日烟尘、SO2、NOx监测数据,如表2所示。
    表2 机组出口烟气监测结果
    3.2 改造后的经济效益
    通过对4#机组脱硝、除尘脱硫的超净改造,脱硝系统、脱硫装置、除尘系统改造增加的静态投资分别为836.8万元、3 682.6万元、436.9万元,增加的静态发电单位成本分别约为1.4549元/MWh、6.8332元/MWh、1.2611元/MWh。但是,经过计算分析,通过2017年~2018年改造后的超低排放系统运行,由于超净改造电价补助为0.010元/度电,且由于排放污染物减少,4#机组的排污费可减少150万元/年。不但减少污染物排放,也没有增加企业生产成本费用,由此可知,对此电厂4#机组的烟气脱硝脱硫除尘系统改造,具有重大意义。

    4 结论
    综上所述,针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况,立足电厂现有烟气净化装置,进行了如下改造:
    1)烟气脱硝改造是增加一层975mm高度的催化剂层(反应时间由0.3s增加至0.55s);
    2)脱硫改造是通过增加一个吸收塔,采用双塔双循环脱硫技术;

    3)除尘改造是在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统。根据国家和地方政府的要求,通过改造,不但减少污染物排放,达到了超净排放要求,而且也没有增加企业生产成本费用,因此具有实际意义,值得推广。

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