600MW W型火焰机组超低排放改造技术研究

引言

随着国家节能减排工作的不断深入,火力发电厂的烟气排放标准也相应提高,2014年9月,国家发改委、环保部、国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014一2020年)》,文件要求,到2020年,东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组,改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

2016年4月,湖南省环保厅、湖南省发改委、湖南省经信委、湖南能源局联合发布《湖南省全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》,文件要求,到2018年底,湖南省所有具备改造条件的现役燃煤发电机组实现超低排放(即在基准含氧6%的条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3)。大唐华银金竹山火力发电分公司3号机组(1×600MW)位于非国家大气联防联控重点区域,且机组锅炉类型为W型火焰炉,但为积极响应国家节能减排号召,经多方技术调研,于2016年5月开始实施超低排放改造项目技术研究。本文针对目前的超低排放改造技术进行了分析比较,同时结合金竹山3号机组超低排放改造项目,就600MWW火焰锅炉机组的超低排放改造进行了研究。

超低排放技术即将烟尘、二氧化硫、氮氧化物等多种污染物协同脱除集成技术,超低排放就是要将燃煤电厂排放限制在标准限值之内。燃煤电厂超低排放技术路线主要包括:

1脱硫改造技术

燃煤发电机组脱硫多采用石灰石一石膏湿法脱硫技术,高效的湿法脱硫技术主要包括单塔单循环、单塔双循环、双塔双循环等脱硫工艺,以上各种脱硫工艺设计脱硫效率均可超过98.5%,确保脱硫出口二氧化硫浓度小于35mg/m3。

1.1单塔单循环脱硫技术

单塔单循环脱硫技术是早期石灰石一石膏湿法脱硫系统应用最为广泛的脱硫技术,单塔单脱硫技术也分为喷淋空塔和带烟气托盘装置的喷淋塔技术。各种吸收塔的附属系统设置也不尽相同,一般来说,吸收塔下部为浆液池,往上依次为烟气入口区、烟气均流装置(若有)、喷淋层、除雾器等。

在超低排放改造项目中,该技术路线主要通过增加喷淋层和浆池高度来增加脱硫效率,单纯的单塔单循环技术虽然减少了脱硫系统的占地面积,且系统相对简单,但该技术路线要增加脱硫效率,其相应氧化风机的压头和浆液循环泵的扬程均需增大,将导致不能利用原有氧化风机和浆液循环泵电耗增加的问题。因此,在超低排放改造项目中,单纯的单塔单

循环技术路线基本不再沿用。

1.2单塔双循环脱硫技术

单塔双循环脱硫技术是在吸收塔内设置集液斗,同时设置塔外浆池。集液斗将喷淋空塔中二氧化硫的氧化和吸收进行分区,氧化和吸收塔自成循环。原烟气进入吸收塔首先与吸收塔内喷淋的一级循环浆液(pH值低,为4.5~5.3)逆向接触,吸收部分s02,能够保证脱硫剂的溶解吸收过程,并生成高品质的石膏。

1.3脱硫改造技术路线确定

3号机组原脱硫系统采用的是单塔单循环喷淋空塔技术,现场的脱硫场地也非常有限。相比较,3号机组脱硫系统超低排放改造更适合采用塔外浆池的单塔单循环技术路线,即将靠近吸收塔的事故浆液箱改造为塔外浆池,另行异地新增事故浆液箱。吸收塔本体在原有三层喷淋的基础上新增三层喷淋层,拆除原有两层平板式除雾器,安装三层屋脊式除雾器等。设计改造后的脱硫系统脱硫效率大于99.125%。

2除尘改造技术

燃煤电厂现有的除尘装置主要为干式静电除尘器或布袋除尘器,能保障烟气中烟尘排放小于30mg/m3。超低排放改造项目中,基本采用在脱硫系统后或脱硫系统中增加除尘装置的方案,以确保烟气总排口的烟尘排放符合标准。

2.1湿式静电除尘器

湿式静电除尘器与干式静电除尘器的原理基本类似,但系统的设置和主要部件的材料选择有较大区别。相对于干式电除尘,湿电用冲洗水系统替代了振打系统,其阴阳极系统的材料也基本选用2205不锈钢或更高等级的防腐型材料,能大幅度降低脱硫系统后的烟尘含量,是超低排放改造中最为有效的除尘技术路线,也是目前实施最为广泛的一种除尘应用方式。

2.2高效除尘除雾装置

高效除尘除雾装置一般指管束式除雾器,又称"湍流器",主要应用于脱硫除尘一体化系统,起源于国电清新,现已有多家环保公司应用该装置。高效除尘除雾器装置可布置在吸收塔内,相对于湿电除尘器,其占地面积和投资成本均大幅减少。该技术路线的应用也非常广泛,但为保证除尘效率,部分发电公司硬性规定在脱硫系统入口烟尘含量大于20mg/m3时,必须采用湿式静电除尘器的技术路线。

2.3除尘改造技术路线确定

3号机组使用的燃煤平均灰分高达36%,且原干式电除尘器未进行低低温改造。因此,3号机组首选在脱硫系统后增设湿电装置,以确保烟气总排口的烟尘排放浓度小于10mg/m3。

3脱硝改造技术

脱硝改造是600MWW型火焰锅炉机组超低排放改造的技术难点。3号机组设计为燃用无烟煤,无烟煤是劣质煤的一种,由于无烟煤的Vdaf≤10%,所以燃烧无烟煤有三难:着火难、稳燃难和燃尽难。同时,3号机组也是W型火焰锅炉,其运行过程中由于卫燃的要求N0x排放量很高,大多数情况下在1000mg/Nm3或更高。为实现超低排放目标,基本所有燃煤电厂都会进行低氮燃烧改造,部分电厂则采用低氮＋sNCR＋sCR联合脱硝的方法。

3.1选择性还原催化法(SCR)

选择性还原催化法(sCR)是指在催化剂作用下,向280~420℃的烟气中喷入氨,将N0x还原成N2和H20,其脱除效率可达90%以上,是目前应用最多的脱硝技术。

催化剂是脱硝sCR系统的核心,催化剂可分为板式和蜂窝式,板式催化剂主要应用在灰分含量高的脱硝装置中。

3.2非选择性还原催化法(SNCR)

非选择性还原催化法(sNCR)是指无催化剂的条件下,在适合脱硝反应的"温度窗口(850~1200℃)"内喷入还原剂(尿素溶液或氨水),将烟气中的氮氧化物有选择性地还原为氮气和水。

根据3号机组为大型W型火焰机组的特性,主要进行了sNCR区域模型模拟、炉内喷枪位置选择及还原剂喷射场数值模拟等工作。

3.3脱硝改造技术路线确定

3号机组为燃用劣质无烟煤的W型火焰600MW机组,其锅炉的特性导致其燃烧产生的氮氧化物浓度高达1500mg/m3左右,即使进行低氮改造,其燃烧产生的氮氧化物仍维持在较高水平。最终,3号机组确定采用低氮＋sNCR(氨水法)＋sCR(3＋0层催化剂)的技术路线,以实现氮氧化物的超低排放目标。

4超低排放改造实施中的相关注意事项

(1)超低排放改造的技术路线纷繁复杂,必须充分结合实际系统的现状,选择最合适的改造技术路线。充分考虑投资成本、现场场地、实施难度等因素。

(2)项目实施初期,应积极进行实地调研,首选与本企业相类似的电厂。项目可行性研究和论证应充分有效。

(3)在条件允许的情况下,应尽量选用成熟可靠的技术路线,可结合超低排放改造项目,对原有系统的改造难点进行攻关。

(4)改造项目一般均具有工作量大、工期短的特点,实施过程中必须有效掌控施工质量,确保满足系统的性能要求。