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燃煤热电企业环保升级改造

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2011年我国修订了“大气污染防治法”和“火电厂大气污染物排放标准”(GB13223-2011),并按重点地区和非重点地区规定了更为严格的二氧化硫、氮氧化物和烟尘的浓度排放限值,该标准已于2014年7月1日起正式实施。当前,很多热电厂原有除尘、脱硫设施已无法满足新标准的排放要求,所以必须对原有环保设施进行改造。

1国家对燃煤电厂的环保政策和要求

1)国务院《节能减排十二五规划》要求积极推进电力行业脱硫脱硝及大气中细颗粒污染物(PM2.5)治理;加大工业烟粉尘污染防治力度,对火电、钢铁、水泥等高排放行业以及燃煤工业锅炉实施高效除尘改造,该规划要求到2015年火电行业二氧化硫和氮氧化物排放量分别减排800万t和750万t,比2010年降低16%和29%。2)国务院《大气污染防治十条措施》要求加快重点行业脱硫脱硝除尘改造,大力推行清洁生产,重点行业主要大气污染物排放强度到2017年底下降30%以上。3)环保部《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)于2014年7月1日实施,重点区域执行特别排放限值。4)国家发改委、环境保护部、国家能源局《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》中要求,新建燃煤发电机组(含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组)应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,不得设置烟气旁路通道。东部地区11个省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别低于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3)。中部地区8个省新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值,鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。支持同步开展大气污染物联合协同脱除,减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

2国内燃煤电厂烟气排放技术

2.1污染物排放控制技术1)低(低)温静电除尘。在静电除尘器前设置换热装置,将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度,降低飞灰比电阻,减小烟气量,可有效防止电除尘器发生反电晕,提高除尘效率,除尘效率最高可达99.9%。2)布袋除尘。含尘烟气通过滤袋,烟尘被粘附在滤袋表面,当烟尘在滤袋表面粘附到一定程度时,清灰系统抖落附在滤袋表面的积灰,积灰落入储灰斗,以达到过滤烟气的目的。烟尘排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下,基本不受灰分含量高低和成分影响。3)电袋除尘。综合静电除尘和布袋除尘优势,前级采用静电除尘收集80%~90%粉尘,后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。除尘器出口排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm3以下,基本不受灰分含量高低和成分影响。4)旋转电极除尘。将静电除尘器末级电场的阳极板分割成若干长方形极板,用链条连接并旋转移动,利用旋转刷连续清除阳极板上粉尘,可消除二次扬尘,防止反电晕现象,提高除尘效率。烟尘排放浓度可以稳定在30mg/Nm3以下。5)湿式静电除尘。将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上,通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。同时,喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率,有利于微尘向极板移动。该装置通常设置在脱硫系统后端,除尘效率可达到70%~80%,可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。6)双循环脱硫。与常规单循环脱硫原理基本相同,不同之处是将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐,形成两个循环回路,每条循环回路在不同pH值下运行,使脱硫反应在较为理想的条件下进行。可采用单塔双循环或双塔双循环,双循环脱硫效率可达98.5%以上。7)低氮燃烧。采用先进的低氮燃烧技术,可大幅降低氮氧化物生成浓度。炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mg/Nm3以下。

2.2国内燃煤电厂烟气排放普遍采用的技术国内燃煤电厂脱硝通常采用SCR脱硝技术,脱硝效率达80%~85%。目前,国内大型燃煤机组采用的低氮燃烧技术,其锅炉出口NOx排放浓度低于200mg/Nm3;配合80%的脱硝效率,可保证烟气NOx排放浓度低于50mg/Nm3。国内燃煤电厂除尘主要采用低(低)温电除尘+脱硫塔后湿式电除尘的方法,低(低)温电除尘效率≥99.85%,湿式电除尘效率≥70%。在采用低(低)温电除尘器(或移动电极技术)情况下,针对国内大部分动力煤,可使电除尘器出口的含尘浓度控制在15mg/Nm3以下;再通过配合70%的湿式电除尘,可保证烟气排放粉尘浓度低于5mg/Nm3。国内燃煤电厂脱硫通常采用石灰石-石膏湿法脱硫法,该法脱硫效率达98%~98.5%。目前,各脱硫厂家均在进行技术升级,普遍采取的方式主要是增加喷淋层,提高气液比,更新喷嘴型式,提高喷淋均匀性以及覆盖率;从目前的情况看,脱硫效率达到98.5%是可行的,可保证烟气SOx排放浓度低于35mg/Nm3。

2.3国内燃煤发电厂烟气超低排放技术多种污染物高效协同脱除集成系统技术将烟气脱硝技术、低(低)温电除尘技术(含无泄漏管式水媒体加热器和低(低)温电除尘器)、烟气脱硫技术和湿式静电除尘技术通过管路优化和排列优化进行有机整合,可广泛应用于各类燃煤电厂,其烟气排放流程布置见图1。

3烟气排放改造案例

某热电厂现有4台型号为3X75+1X130t/hCFB的锅炉,采用SNCR法脱硝,还原剂为20%左右的氨水,并采用DCS集中控制,可实现单炉自动控制,4台锅炉共用一座氨区。目前该公司2#、4#炉为高温分离器循环流化床锅炉,脱硝效率可达65%以上。1#、3#炉为早期中温分离器循环流化床锅炉,温度和反应时间均达不到设计要求,脱硝效率偏低,还原剂用量大,目前脱硝装置仍在继续调整和完善中。该热电厂原来采用三电场静电除尘器除尘,现在拆除了2#、3#电场,保留1#电场,并将其改为电袋复合除尘器。设计参数要求如下:烟尘初始含量为15000mg/Nm3,保证除尘效率不小于99.9%,排放浓度小于15mg/Nm3,75t/h锅炉烟气量为18万m3/h,130t/h锅炉烟气流量为26万m3/h,当锅炉达到额定烟气量排放量时,过滤风速应小于1m/s,初期运行锅炉本体阻力应小于500Pa,运行4年后阻力应低于1000Pa。目前,该公司锅炉运的实测烟尘排放浓度为13~15mg/Nm3,锅炉本体阻力为150~250Pa。该热电厂原来采用煤和石灰粉混烧的方法脱硫,现采用石灰石-石膏法湿法脱硫工艺脱硫,四炉一塔,烟塔合一,另外吸收塔顶部布置有湿式静电除尘器。

该改造方案主要内容为:新建吸收塔一座、湿式静电除尘器一套、综合楼一座、钢烟道、事故浆液箱、石灰石粉仓、循环浆液泵、氧化风机、真空脱水皮带、电仪控制系统等。吸收塔设计参数为:额定工况时的烟气量为620000m3/h(四台锅炉按三用一备,三台锅炉额定工况时的烟气量),设计脱硫效率大于98%,SO2在吸收塔进口浓度为2500mg/Nm3,出口SO2浓度≤50mg/Nm3(四层喷淋、三用一备),钙硫比≤1.03,脱硫系统总阻力≤1200Pa,脱硫石膏的自由水分≤10%Wt,脱硫装置负荷适应范围30%~110%,除雾器出口水雾含量≤75mg/Nm3,吸收塔出口粉尘含量低于进口烟尘含量。湿式静电除尘器设计参数为:湿烟气量为450000m3/h,入口烟气温度约为50℃,入口雾滴浓度≤75mg/Nm3,电场内烟气流速为1.85m/s,集尘面积为4522.75m2,有效断面积为67.65m2,电场电压为80kV,电厂供电电源为恒流源高压电源P-80kV/1400mA,阳极系统型式为正六边形导电玻璃钢蜂窝管,阴极线型式为加强龙脊(铅锑合金),出口粉尘浓度≤5mg/Nm3,粉尘去除率≥80%,PM2.5去除率≥85%,雾滴去除率≥70%,SO3去除率≥85%,Hg去除率≥60%,烟气系统总阻力≤300Pa。吸收塔及湿电布置示意图见图2。采用烟塔合一、吸收塔与湿电一体的布置占地小、紧凑,易于布置,适合老厂改造;烟气侧阻力小,对经济运行有利;不设单独的水循环系统,冲洗水可作吸收塔补水,实现零废水排放;原水泥烟囱可不做防腐,降低投资;可实现脱硫、湿电DCS集中控制;工艺管道、电缆桥架、平台扶梯等可与吸收塔一并布置。

4燃煤热电厂烟气排放改造建议

随着国家对烟气排放标准的提高,企业在锅炉排放系统改造时须考虑留有一定空间,以应对环保标准进一步提高。必须紧跟国际及国内燃煤电厂烟气排放技术的发展趋势,吸收相关电厂的改造成功经验,因地制宜确定本企业的采用改造技术。湿式静电除尘器作为烟气末端精处理设备是未来几年内发展的趋势,因此,在脱硫改造时尽可能考虑留有空余场地或荷载,可能的话留有MGGH位置。积极关注电除尘器技术发展趋势,如低(低)温电除尘、旋转电极技术、高频电源等;除尘、脱硫改造须留余地,如增加设计烟气量,降低布袋过滤风速和吸收塔烟气上升速度,增加液气比、延长吸收塔浆液停留时间、提高氧化空气供给量和均化程度等,尽可能地提高除尘、脱硫效率;循环流化床锅炉脱硝采用低氮燃烧改造+SNCR,燃烧调整、分离器效率等需予以关注,从源头上降低氮氧化物的排放量,减少还原剂使用量,提高装置运行经济性;关注脱汞技术(单质Hg、二价Hg2+、颗粒Hg)和碳捕集技术及“十三五”国家对发电厂新的相关要求。

作者:薛永明 单位:苏州市江远热电有限责任公司

燃煤热电企业环保升级改造责任编辑:杨雪    阅读:人次