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燃煤电厂锅炉近零排放技术方案研究

文章作者:航宇环保   发布时间:2018-08-05
烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统。其烟气热量回收装置分为串连的两级,第 一级布置在锅炉除尘器的进口,将烟气温度从约123℃冷却到约105℃。第 二级布置在吸收塔的进口,将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。

1)电除尘器配烟气余热利用系统。
  目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为125℃~130℃,燃用褐煤时为140℃~150℃,且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值,远高于烟气酸露点温度。排烟温度偏高,造成了锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等问题。集成烟气换热器的低温电除尘技术是解决此危害的一种有效新方法。
  烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统。其烟气热量回收装置分为串连的两级,第 一级布置在锅炉除尘器的进口,将烟气温度从约123℃冷却到约105℃。第 二级布置在吸收塔的进口,将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。采用主凝结水与热烟气通过换热器进行热交换,通过排挤回热抽气来减少机组热耗。使进入电除尘器的运行温度由常温状态(120℃~140℃)下降到低温状态100℃~108℃左右,由于排烟温度的降低,进入电除尘器的烟气量减少,粉尘比电阻降低,从而实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。
  上电槽径电厂一期1#机组烟气余热利用工程己经投运近1年时间,目前运行状况良好。在除尘器进口加装烟气余热利用换热器后,烟气温度从123℃降低到约105℃,电除尘器效率从99.81%提高到了99.87%(出口排放浓度从21.57mg/m³降低到14.29mg/m³),脱硫系统水耗减少约38t/h,起到了非常明显的环保效果。
  2)湿式静电除尘器技术。
  湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同,即烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电,通过电场力的作用,被吸附到集尘极上;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是,湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排出。同时喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率,利于微尘向极板移动。从美国的资料以及日本电厂运行情况来看,湿式静电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中粉尘等污染物微小颗粒。
  (2)二氧化硫控制。
  根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求,对于大气污染联防联控工作的重点区域燃煤电厂二氧化硫排放限制降低至50mg/m³。为实现近零排放,在控制燃煤含硫量0.8%以下时,采用高效湿法脱硫技术,脱硫效率达到98%以上,SO2的排放浓度不高于35mg/m³,同样达到我国燃气轮机机组相应的控制排放水平。
  高效的湿法脱硫技术有:双托盘技术、双循环U形塔(液柱+喷淋双塔)技术、串联接力吸收塔技术、双回路吸收塔技术等不同流派,另外在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量和浆池容量也能增加脱硫效率。
  (3)氮氧化物控制。
  采用高效全负荷脱硝技术方案,即拟采用炉内低NOx燃烧+SCR脱硝技术,锅炉出口NOx指标为240mg/m³,按80%脱硝效率计算,脱硝出口NOx指标为48mg/m³,优于燃气轮机50mg/m³的排放标准。
  a.炉内低氮燃烧技术。
  锅炉燃烧方式采用复合式空气分级低NOx燃烧技术,可有效控制炉内燃烧过程中NOx的生成;宁海电厂一期工程通过对锅炉燃烧系统的改造,锅炉NOx的排放浓度达到了100mg/m³。
  锅炉低氮燃烧器技术具有以下特点及优越性:
  一是采用超低氮燃烧器综合优化设计技术:对一次风燃烧器节距、二次风系统分层风率分配,实现了炉内多维度空气分级,是实现100mg/m³氮氧化物排放水平的基础。二是采用安全高效环保综合燃烧优化技术:通过主燃区各燃烧器的精确配风和制粉系统的精确调整,满足了主燃烧区欠氧环境下煤粉燃烧率符合结焦控制及NOx最 小生成量的要求,最 终实现了锅炉的安全性、经济性和环保性的同向调整。三是采用宽调节比的火焰中心调整技术:利用二次风率的精确分配控制,改变锅炉主燃区和燃尽区的燃烧率,有效保证了汽轮机组效率和安全性。四是在欠氧条件下的强化燃烧技术:通过优化设计的超小节距、浓-浓相对燃烧器集中布置,辅以小煤粉细度控制,在主燃区形成两段高温、低氧、浓细煤粉的燃烧子区,显著提高了煤粉在主燃区欠氧环境下的气化率,强化了燃烧过程,为下一阶段的NOx还原和煤粉燃尽创造了条件。五是低阻力、均衡燃尽风分配技术:通过贴墙布置、大通流面积的燃尽风导流风道和分配风箱设置,使风道内具备了超低的阻力特性,保证了燃尽风的充分供应和四角均衡分配,提高了二次风和燃尽风精确配风的适应能力。六是全程燃烧优化自动控制技术:根据燃烧优化调试的成果,设计并固化了所有燃烧器风量分配及燃料输入量的自动控制逻辑,完成了系统在全负荷段、全工况下的自动优化控制要求。七是全程超低NOx排放技术:基于低漏风率燃烧器、各负荷下精细燃烧综合优化调整工作和全程燃烧优化自动控制技术,实现了锅炉全负荷工况下NOx排放量均在200mg/m³左右。
  如果燃烧神华煤,其燃烧降氮特性好,锅炉出口上述NOx排放指标完全能够达到。
  b.全负荷SCR烟气脱硝技术。
  根据了解,某1000MW工程在原设计条件下,脱硝装置控制在入口烟气温度320℃以上运行,机组约能在550MW及以上负荷投运喷氨装置。后来电厂进行了技术改造,提高了给水温度以及脱硝装置入口烟气温度,能够实现在最 低稳燃负荷以上负荷投运。为了满足更低机组负荷工况的温度窗口,进一步做到提高脱硝入口烟气温度,也可采用省煤器分段布置方案。
  (4)消除“石膏雨”技术方案
  “石膏雨”包含了“石膏”和“雨”两层含义。“石膏”指的是石膏浆液;“雨”指的是净烟气中饱和水形成的并降落在烟囱附近的冷凝液滴。国内湿法脱硫且不设置GGH的机组“石膏雨”现象较为严重。但是,在设计上采取合理的措施,“石膏雨”是可以有效控制的。本工程控制“石膏雨”的主要技术手段包括:
  a.选择合适的塔内烟气流速。烟气流速是“石膏雨”形成的一个重要原因,工程中建议低于3.sm/s。
  b.选择合适的除雾器类型。屋脊式除雾器对烟气流速的适应范围较宽,烟气通过叶片法线的流速要小于塔内水平截面的平均流速。工程宜选用能有效减少浆液夹带和安全性更好的屋脊式除雾器。优化喷淋层及除雾器冲洗水的设计及布置,保证喷嘴的雾化效果,降低液滴携带。
  c.选择合适的烟囱烟气流速。为减少烟气对液滴的夹带,烟囱内烟气的流速将控制在18m/s以内。并在烟囱出口设置大小头,满足环保要求的出口流速下限。
  d.减少饱和烟气含湿量。通过装设烟气余热利用换热器降低进入吸收塔排烟温度,减少吸收塔的中水分蒸发。也就降低了烟囱出口饱和烟气中携带的水分,在烟气降温扩散至大气过程中析出的“雨”量也会相应减少。
  e.湿式静电除尘器。湿式静电除尘器的除尘效率可达70%,烟囱出口总干颗粒物排放可以达到5mg/m³以下,大大减少了石膏颗粒的排放。
  (5)烟气脱汞技术方案。
  神华煤平均含汞量为0.08mg/kg,低于全国煤样平均汞含量0.188mg/kg,属于低汞煤。另一方面,电厂现有烟气净化装置具有一定的脱汞能力,使得净化后的烟气汞含量较低。静电除尘器和湿法脱硫装置的脱汞(总汞)效率分别约为25%和50%,整体脱汞效率约为75%。
  经测算,燃用神华优质烟煤脱硫装置后烟气的汞平均浓度不超过3μg/m³,远低于国家30μg/m³的限值要求。因此,可暂不考虑脱汞措施,利用除尘、湿法脱硫装置所具有的脱汞能力降低烟气中汞的排放浓度。 

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