引言

隨著國家節(jié)能減排工作的不斷深入,火力發(fā)電廠的煙氣排放標準也相應提高,2014年9月,國家發(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局聯合發(fā)布《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014一2020年)》,文件要求,到2020年,東部地區(qū)現役30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機組以及其他有條件的燃煤發(fā)電機組,改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。

2016年4月,湖南省環(huán)保廳、湖南省發(fā)改委、湖南省經信委、湖南能源局聯合發(fā)布《湖南省全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》,文件要求,到2018年底,湖南省所有具備改造條件的現役燃煤發(fā)電機組實現超低排放(即在基準含氧6%的條件下,煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3)。大唐華銀金竹山火力發(fā)電分公司3號機組(1×600MW)位于非國家大氣聯防聯控重點區(qū)域,且機組鍋爐類型為W型火焰爐,但為積極響應國家節(jié)能減排號召,經多方技術調研,于2016年5月開始實施超低排放改造項目技術研究。本文針對目前的超低排放改造技術進行了分析比較,同時結合金竹山3號機組超低排放改造項目,就600MWW火焰鍋爐機組的超低排放改造進行了研究。

超低排放技術即將煙塵、二氧化硫、氮氧化物等多種污染物協(xié)同脫除集成技術,超低排放就是要將燃煤電廠排放限制在標準限值之內。燃煤電廠超低排放技術路線主要包括:

1脫硫改造技術

燃煤發(fā)電機組脫硫多采用石灰石一石膏濕法脫硫技術,高效的濕法脫硫技術主要包括單塔單循環(huán)、單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等脫硫工藝,以上各種脫硫工藝設計脫硫效率均可超過98.5%,確保脫硫出口二氧化硫濃度小于35mg/m3。

1.1單塔單循環(huán)脫硫技術

單塔單循環(huán)脫硫技術是早期石灰石一石膏濕法脫硫系統(tǒng)應用最為廣泛的脫硫技術,單塔單脫硫技術也分為噴淋空塔和帶煙氣托盤裝置的噴淋塔技術。各種吸收塔的附屬系統(tǒng)設置也不盡相同,一般來說,吸收塔下部為漿液池,往上依次為煙氣入口區(qū)、煙氣均流裝置(若有)、噴淋層、除霧器等。

在超低排放改造項目中,該技術路線主要通過增加噴淋層和漿池高度來增加脫硫效率,單純的單塔單循環(huán)技術雖然減少了脫硫系統(tǒng)的占地面積,且系統(tǒng)相對簡單,但該技術路線要增加脫硫效率,其相應氧化風機的壓頭和漿液循環(huán)泵的揚程均需增大,將導致不能利用原有氧化風機和漿液循環(huán)泵電耗增加的問題。因此,在超低排放改造項目中,單純的單塔單

循環(huán)技術路線基本不再沿用。

1.2單塔雙循環(huán)脫硫技術

單塔雙循環(huán)脫硫技術是在吸收塔內設置集液斗,同時設置塔外漿池。集液斗將噴淋空塔中二氧化硫的氧化和吸收進行分區(qū),氧化和吸收塔自成循環(huán)。原煙氣進入吸收塔首先與吸收塔內噴淋的一級循環(huán)漿液(pH值低,為4.5~5.3)逆向接觸,吸收部分s02,能夠保證脫硫劑的溶解吸收過程,并生成高品質的石膏。

1.3脫硫改造技術路線確定

3號機組原脫硫系統(tǒng)采用的是單塔單循環(huán)噴淋空塔技術,現場的脫硫場地也非常有限。相比較,3號機組脫硫系統(tǒng)超低排放改造更適合采用塔外漿池的單塔單循環(huán)技術路線,即將靠近吸收塔的事故漿液箱改造為塔外漿池,另行異地新增事故漿液箱。吸收塔本體在原有三層噴淋的基礎上新增三層噴淋層,拆除原有兩層平板式除霧器,安裝三層屋脊式除霧器等。設計改造后的脫硫系統(tǒng)脫硫效率大于99.125%。

2除塵改造技術

燃煤電廠現有的除塵裝置主要為干式靜電除塵器或布袋除塵器,能保障煙氣中煙塵排放小于30mg/m3。超低排放改造項目中,基本采用在脫硫系統(tǒng)后或脫硫系統(tǒng)中增加除塵裝置的方案,以確保煙氣總排口的煙塵排放符合標準。

2.1濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器與干式靜電除塵器的原理基本類似,但系統(tǒng)的設置和主要部件的材料選擇有較大區(qū)別。相對于干式電除塵,濕電用沖洗水系統(tǒng)替代了振打系統(tǒng),其陰陽極系統(tǒng)的材料也基本選用2205不銹鋼或更高等級的防腐型材料,能大幅度降低脫硫系統(tǒng)后的煙塵含量,是超低排放改造中最為有效的除塵技術路線,也是目前實施最為廣泛的一種除塵應用方式。

2.2高效除塵除霧裝置

高效除塵除霧裝置一般指管束式除霧器,又稱"湍流器",主要應用于脫硫除塵一體化系統(tǒng),起源于國電清新,現已有多家環(huán)保公司應用該裝置。高效除塵除霧器裝置可布置在吸收塔內,相對于濕電除塵器,其占地面積和投資成本均大幅減少。該技術路線的應用也非常廣泛,但為保證除塵效率,部分發(fā)電公司硬性規(guī)定在脫硫系統(tǒng)入口煙塵含量大于20mg/m3時,必須采用濕式靜電除塵器的技術路線。

2.3除塵改造技術路線確定

3號機組使用的燃煤平均灰分高達36%,且原干式電除塵器未進行低低溫改造。因此,3號機組首選在脫硫系統(tǒng)后增設濕電裝置,以確保煙氣總排口的煙塵排放濃度小于10mg/m3。

3脫硝改造技術

脫硝改造是600MWW型火焰鍋爐機組超低排放改造的技術難點。3號機組設計為燃用無煙煤,無煙煤是劣質煤的一種,由于無煙煤的Vdaf≤10%,所以燃燒無煙煤有三難:著火難、穩(wěn)燃難和燃盡難。同時,3號機組也是W型火焰鍋爐,其運行過程中由于衛(wèi)燃的要求N0x排放量很高,大多數情況下在1000mg/Nm3或更高。為實現超低排放目標,基本所有燃煤電廠都會進行低氮燃燒改造,部分電廠則采用低氮＋sNCR＋sCR聯合脫硝的方法。

3.1選擇性還原催化法(SCR)

選擇性還原催化法(sCR)是指在催化劑作用下,向280~420℃的煙氣中噴入氨,將N0x還原成N2和H20,其脫除效率可達90%以上,是目前應用最多的脫硝技術。

催化劑是脫硝sCR系統(tǒng)的核心,催化劑可分為板式和蜂窩式,板式催化劑主要應用在灰分含量高的脫硝裝置中。

3.2非選擇性還原催化法(SNCR)

非選擇性還原催化法(sNCR)是指無催化劑的條件下,在適合脫硝反應的"溫度窗口(850~1200℃)"內噴入還原劑(尿素溶液或氨水),將煙氣中的氮氧化物有選擇性地還原為氮氣和水。

根據3號機組為大型W型火焰機組的特性,主要進行了sNCR區(qū)域模型模擬、爐內噴槍位置選擇及還原劑噴射場數值模擬等工作。

3.3脫硝改造技術路線確定

3號機組為燃用劣質無煙煤的W型火焰600MW機組,其鍋爐的特性導致其燃燒產生的氮氧化物濃度高達1500mg/m3左右,即使進行低氮改造,其燃燒產生的氮氧化物仍維持在較高水平。最終,3號機組確定采用低氮＋sNCR(氨水法)＋sCR(3＋0層催化劑)的技術路線,以實現氮氧化物的超低排放目標。

4超低排放改造實施中的相關注意事項

(1)超低排放改造的技術路線紛繁復雜,必須充分結合實際系統(tǒng)的現狀,選擇最合適的改造技術路線。充分考慮投資成本、現場場地、實施難度等因素。

(2)項目實施初期,應積極進行實地調研,首選與本企業(yè)相類似的電廠。項目可行性研究和論證應充分有效。

(3)在條件允許的情況下,應盡量選用成熟可靠的技術路線,可結合超低排放改造項目,對原有系統(tǒng)的改造難點進行攻關。

(4)改造項目一般均具有工作量大、工期短的特點,實施過程中必須有效掌控施工質量,確保滿足系統(tǒng)的性能要求。