目前國內眾多燃煤火力發電廠已經或正在進行多種污染物超低排放工程改造,進一步降低SO2、NOx和煙塵等污染物排放以減輕對嚴重霧霾天氣的影響。在分析某電廠1000MW超超臨界機組SCR煙氣脫硝、濕法煙氣脫硫以及靜電除塵器運行現狀的基礎上,提出并實施了采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻電源靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協同除塵”的超低排放技術改造方案。


對該機組超低排放改造前后煙氣脫硫、脫硝、除塵系統進行了性能試驗,結果表明煙囪入口煙塵、SO2、NOx質量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達到了煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以內的超低排放要求。改造后,在現有煙氣脫硫、脫硝、靜電除塵裝置的基礎上每年可減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,改善了重點區域空氣質量。

煤炭是我國的主要一次能源,煤燃燒過程中產生的SO2、NOx和煙塵是我國大氣的主要污染物。近年來我國頻繁發生了大面積的嚴重霧霾天氣,給工農業生產和人民的身體健康帶來嚴重的影響,燃煤污染物控制形勢日趨嚴峻。為此,2011年我國頒布了嚴格的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011),將燃煤火力發電廠煙塵、SO2、NOx等污染物排放濃度限值分別降至30、100、100mg/m3,重點地區降至20、50、100mg/m3。

2014年《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》對燃煤煙氣中煙塵、SO2、NOx的排放濃度提出了要求新建燃煤機組大氣污染物排放基本達到燃氣輪機機組排放限值,即在基準氧含量6%的條件下,煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3。

目前國內外對燃煤電廠煙氣多種污染物超低排放與協同脫除開展了大量的研究與工程應用,歐美日等發達國家部分電廠已率先實現了燃煤煙氣主要污染物排放濃度達到超低排放的要求。

日本碧南電廠1000MW機組采用低NOx燃燒器和空氣分級燃燒技術、SCR煙氣脫硝、低低溫靜電除塵器、濕法煙氣脫硫和濕式靜電除塵器實現了煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為3、30和25mg/m3。

2014年5月浙江能源集團嘉興電廠1000MW機組率先實施超低排放改造并投入運行,測試結果表明主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別達到了2.12、17.47和38.94mg/m3。目前我國各發電集團相繼實施了燃煤發電機組的超低排放技術改造,并制定了明確時間表,開啟了我國燃煤火力發電機組超低排放改造的新局面。

本文針對國內某1000MW燃燒發電機組主要污染物的排放現狀,分析了燃煤機組主要污染物超低排放的技術路線,實施了切實可行的超低排放技術改造工程,進行了超低排放改造前后煙氣脫硫、脫硝和除塵性能測試,煙氣主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別低于5、35、50mg/m3,有效改善了重點區域空氣質量。

1、1000MW燃煤機組污染物排放現狀

某電廠2臺1000MW機組鍋爐為東方鍋爐廠制造的超超臨界一次中間再熱直流鍋爐,為超超臨界參數變壓直流爐、對沖燃燒方式、固態排渣、單爐膛、一次再熱、全懸吊п型結構。采用東方鍋爐廠引進技術生產的旋流燃燒器前后墻對沖燃燒,燃用晉南、晉東南地區貧煤、煙煤的混合煤種。燃燒系統采用空氣分級燃燒和濃淡燃燒等技術,可有效降低NOx排放量和降低鍋爐最低穩燃負荷。

煙氣脫硫裝置為一爐一塔配置的噴淋塔,采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝,吸收塔配置4層噴淋層和4臺漿液循環泵。在燃用收到基含硫量為1.8%的設計煤種時(對應的脫硫塔入口SO2質量濃度為3900mg/m3)設計脫硫效率不小于95%,脫硫塔出口SO2排放濃度在195mg/m3左右。

選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)裝置催化劑層數按“2+1”模式布置,初裝2層預留1層。目前投運2層催化劑,SCR脫硝裝置可有效地控制NOx排放濃度在80mg/m3。鍋爐尾部配備2臺3室4電場的干式靜電除塵器,對原有除塵器進行了高頻電源改造后,除塵器出口煙塵質量濃度可達到39.8mg/m3。

從以上數據可以看出,雖然該機組依據2011年的排放標準進行了增容提效改造,但現有的煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置不能滿足超低排放NOx、SO2、煙塵排放分別低于50、35、5mg/m3。因此,該機組于2016年底實施了超低排放技術改造。

2、1000MW燃煤機組超低排放改造工程

環保島超低排放技術是對目前燃煤電站的污染物控制技術的整合,在實現超低排放目標的同時有機協調各部分污染物減排裝置,以達到NOx、SO2和煙塵等污染物的協同脫除。其中低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器以其高效的除塵性能及污染物聯合脫除性能,逐漸成為多種污染物協同脫除技術的核心。

2.1、煙氣脫硫系統改造

該電廠2臺1000MW機組脫硫裝置自2012年投運以來,凈煙氣SO2濃度滿足小于200mg/m3排放限值環保要求,但無法滿足《火電廠大氣污染物排放標準》中關于重點地區不超過50mg/m3的SO2排放限值,更無法滿足超低排放SO2濃度不超過35mg/m3的要求。

為了滿足新的超低排放要求,需要對1000MW燃煤機組脫硫裝置進行增容提效改造。根據電廠近年來實際燃用煤種硫含量,結合當前石灰石-石膏濕法單塔脫硫裝置提效改造的技術水平及改造后要達到的出口SO2質量濃度不超過35mg/m3的控制目標,本次脫硫提效改造設計煤種收到基含硫量(Sar)按1.5%考慮,即原煙氣中SO2濃度按3350mg/m3(標態,干基,6%O2,下同)考慮,要求脫硫系統效率≥99%。

本次改造噴淋吸收塔新增1層噴淋層和1層合金托盤,改造后按5層噴淋層(其中4層投運1層備用)加1層合金托盤設置。原吸收塔入口煙道上沿至底層噴淋層之間距離為3m,利用此空間增設1層不銹鋼材質、3mm厚度的合金托盤。

改造原有的4層噴淋層,并在原頂層噴淋層上方新增1層噴淋層,噴淋層間距為2m,新增噴淋層對應設置一臺漿液循環泵,改造噴淋層及新增噴淋層對應循環泵流量均為14000m3/h。為保證可靠的脫硫效率,本次改造增加了噴淋層噴嘴數目,提高噴淋層覆蓋率,單層噴淋覆蓋率不小于300%,并采用單向雙頭高效噴嘴。為防止吸收塔邊壁煙氣逃逸,每2層噴淋層之間設置塔壁聚氣環。

考慮吸收塔協同除塵效果,拆除原有兩級屋脊式除霧器,新增塔內三級高效屋脊式除霧器和一級煙道除霧器,并增加相應的沖洗管路,煙道除霧器沖洗水按返回吸收塔設計。脫硫后的煙氣夾帶的液滴在吸收塔出口的除霧器中收集,使凈煙氣的液滴含量不超過15mg/m3。

2.2、SCR煙氣脫硝系統改造

煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)技術,催化劑層數按“2+1”模式布置,脫硝還原劑用液氨,SCR脫硝裝置設計入口NOx質量濃度為550mg/m3。在設計煤種及校核煤種、鍋爐最大連續出力工況(BMCR)、氨逃逸濃度不大于3μL/L情況下,初裝的2層催化劑時SCR最大脫硝效率為83.3%。

此次SCR煙氣脫硝改造方案為增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,改造后原入口NOx濃度不變,脫硝反應器出口NOx質量濃度要求降低到50mg/m3以內,其脫硝效率≥90.9%。改造后性能試驗時脫硝效率不低于92.8%,NOx排放濃度為38.2mg/m3。

綜合以上SCR裝置性能評估,在現有SCR煙氣脫硝基礎上按照“2+1”模式增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,進一步提高了SCR脫硝效率,實現了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目標。

2.3、煙塵超低排放改造

目前國內外燃煤電廠多采用靜電除塵器、電袋復合除塵器等除塵技術,濕式脫硫吸收塔具有協同脫除煙塵的效果。為了進一步大幅度降低燃煤電廠煙塵排放濃度,目前主要采用低低溫靜電除塵器、濕式靜電除塵器或其組合技術。

2.3.1、低低溫靜電除塵器

低低溫省煤器布置在空氣預熱器與靜電除塵器之間,對鍋爐排煙進行余熱回收利用,煙氣溫度從通常的130~140℃降到90℃左右,回收的煙氣余熱用于加熱鍋爐給水或加熱燃燒所需的空氣以進一步提高機組的效率和降低供電煤耗。煙氣溫度對靜電除塵器灰比電阻和除塵效率的影響參見文獻。

當進入靜電除塵器的煙氣溫度從通常的130~140℃降低至90~100℃時,飛灰比電阻降低了1個數量級以上,而且對于不同的煤種其飛灰比電阻降低幅度有所不同。飛灰比電阻的降低可以避免反電暈現象,大幅度提高靜電除塵器除塵效率。但飛灰比電阻的降低會加劇二次揚塵現象的產生,這需要采取針對性措施,才能保證煙塵排放濃度低于常規靜電除塵器。

壽春暉等[8]研究了某百萬千瓦機組進行顆粒物脫除特性,結果表明采用低低溫靜電除塵器后,對粒徑>10μm的煙塵的脫除效率高達99%。與此同時,煙氣溫度降低促進了煙氣中SO3與水蒸氣結合生成硫酸霧,易被飛灰顆粒吸附,吸附了SO3的煙塵顆粒進入靜電除塵器后,被靜電除塵器捕集排出,不僅解決了下游設備的防腐蝕難題,還提高了后續脫硫吸收塔的脫硫效率,降低了脫硫耗水量。

煙氣溫度降低減小了煙氣體積,降低引風機的電耗,但加裝低低溫省煤器會增加煙氣阻力損失。另外,除塵后的低溫煙氣能達到濕法脫硫工藝的煙溫要求,不必再加裝GGH換熱器來降低煙溫。

2.3.2、濕法煙氣脫硫協同除塵

近年來,眾多學者在研究濕法煙氣脫硫吸收塔高效脫硫的基礎上,研究了其除塵性能的協同作用。脫硫吸收塔除塵主要包括了脫硫吸收區除塵和除霧器區除塵。煙氣進入脫硫吸收塔后,煙塵與霧化后的液滴之間相互碰撞,經集聚和沉降作用被石灰石漿液液滴捕捉。

被液滴捕捉的一部分煙塵在重力作用下從吸收區落入到漿液池中,達到了捕捉煙塵的效果。另一部分細小液滴在除霧器的彎曲通道內凝聚,當自身重力大于煙氣升力和液體表面張力時,煙塵從除霧器上落入到漿液池中,實現液滴回收和脫除煙塵的目的。

王翱等、王琿等對脫硫吸收塔內細顆粒物的捕集性能進行了試驗研究和數值模擬,結果表明濕式脫硫吸收塔對于2.5μm以上的顆粒物具有較高的脫除性能,可達到74.5%的脫除效率。因此,濕法脫硫吸收塔協同除塵可進一步降低煙塵排放濃度。

2.3.3、濕式靜電除塵器

近30年來,濕式靜電除塵器(WESP)在歐美和日本等發達國家已取得較好的成效。日本三菱重工在碧南電廠采用WESP技術投產近20年來,煙塵排放濃度控制在2~5mg/m3。WESP在國內電廠應用處于起步階段,隨著國家對煙塵排放指標要求越來越嚴格,WESP將成為控制細小顆粒物的重要手段。

濕式靜電除塵器的工作原理為在干式靜電除塵器的基礎上安裝連續水膜和噴淋裝置,煙氣中粉塵在電極作用下,電子和正離子附著在粉塵表面,促使粉塵在集塵極表面富集,被連續水膜沖走,達到高效除塵的效果,尤其對PM2.5和硫酸煙霧具有較高脫除作用。濕式靜電除塵器的使用,不僅可以滿足煙塵超低排放的要求,同時能夠減輕石膏雨和藍色煙霧等污染。

熊桂龍等研究了WESP的脫除機理和對細小顆粒物的分級脫除效率,結果表明WESP對亞微米級的細小顆粒具有較高的脫除效率。趙磊等對幾種不同極板的濕式靜電除塵器性能進行比較,認為線板式濕式靜電除塵器對大于10μm和小于1μm的煙塵有更好的除塵效果。

采用DPI細顆粒物采樣儀對某300MW燃煤機組采用濕式靜電除塵器前后進行采樣測試,煙氣中顆粒物濃度由16.1mg/m3降低至1.8mg/m3,脫除效率達88%。

Sui等采用ELPI+取樣分析系統測量了三河電廠300MW超低排放機組低低溫靜電除塵器、煙氣脫硫吸收塔以及濕式靜電除塵器進出口的細顆粒物排放濃度和粒徑分布,結果表明采用低低溫靜電除塵器、提高濕法煙氣脫硫的洗滌效果和改進除霧器性能等措施后煙塵濃度可達到超低排放標準,進一步采用濕式靜電除塵器煙氣中細顆粒物排放濃度低于1mg/m3。

2.4、超低排放改造工程實施方案

基于此次超低排放改造工程目標要求,結合機組實際運行條件和脫硫裝置結構,該機組超低排放改造采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協同除塵”的技術方案,如圖1所示。采用低低溫省煤器回收利用煙氣余熱加熱鍋爐給水,提高機組效率和降低供電煤耗。

用低低溫省煤器將鍋爐排煙溫度從139℃降低到94℃左右,提高了低低溫靜電除塵器除塵效率。在原靜電除塵器前加裝一個高頻電源的電場,并對原電場進行高頻電源改造,靜電除塵器原第4電場的高頻電源移至第3電場,第1、4電場的電源采用進口高頻電源。同時完善了低低溫靜電除塵器配套設施,在靜電除塵器絕緣子位置加裝了強制熱

風吹掃裝置,電場所有灰斗采用蒸汽加熱改造。檢查更換1,2,3電場內部損壞的極板,更換內部損壞的極線、極板,電場內部氣流分布裝置、漏風、振打等檢查、修復與調整,改造各電場輸灰系統。

在現有SCR煙氣脫硝基礎上按照“2+1”模式增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,進一步提高SCR脫硝效率,實現了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目標。本次改造噴淋吸收塔新增1層噴淋層及1層合金托盤,即改造后脫硫吸收塔設置了1層噴淋層(其中4層投運、1層備用)和1層合金托盤。

脫硫改造中增裝了1層合金托盤,大部分細小煙塵經過托盤的篩孔進入泡沫層,受泡沫擾動的影響而改變方向,從而增加了與液體接觸的機理,達到除塵凈化效果。同時將塔內原兩級除霧器拆除,新增了三級高效屋脊式除霧器和一級煙道除霧器,能夠有效提高脫硫塔對煙塵的脫除效果。

通過采用靜電除塵器高頻電源改造、低低溫靜電除塵器以及濕式脫硫吸收塔協同除塵和高效多級除霧器等組合措施,脫硫塔出口煙塵濃度可降低到5mg/m3以下,并預留了濕式靜電除塵器的安裝空間。當燃用高灰量的煤種以及煙塵排放濃度限值更加嚴格時,可在脫硫吸收塔后安裝濕式靜電除塵器。

3燃煤機組超低排放改造工程效果

3.1超低排放改造工程性能試驗結果

通過對該電廠1000MW機組煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置進行了性能考核試驗,主要測試結論如下:1)機組負荷986.6MW,實測脫硫裝置出口煙氣流量為342.1×104m3/h,脫硫裝置入口煙氣溫度為98.4℃,脫硫裝置出口煙氣溫度為49.0℃。

2)脫硫裝置入口原煙氣SO2質量濃度2301.1mg/m3,脫硫裝置出口凈煙氣SO2質量濃度21.5mg/m3,SO2脫除效率99.04%。脫硫裝置出口凈煙氣SO2質量濃度≤35mg/m3,脫硫裝置SO2脫除效率及凈煙氣SO2排放濃度均滿足設計值要求。

3)SCR反應器入口NOx平均質量濃度為549.4mg/m3,反應器出口NOx平均質量濃度為38.2mg/m3,低于50mg/m3的設計值,脫硝效率為93.1%。

4)測得各個不同位置煙塵濃度如圖2所示,低低溫靜電除塵器入口煙塵質量濃度24.33g/m3,脫硫吸收塔入口煙塵質量濃度23.0mg/m3,低低溫靜電除塵器除塵效率99.91%。脫硫吸收塔出口凈煙氣粉塵質量濃度的實測平均值為4.8mg/m3,煙囪入口凈煙氣粉塵質量濃度的實測平均值為4.0mg/m3。



吸收塔出口、煙囪入口粉塵質量濃度均≤5mg/m3,滿足設計要求。該1000MW超低排放改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,均達到燃煤機組/各污染物超低排放的要求。

3.2、超低排放改造經濟社會與環保效益分析

采用上述“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協同除塵”的超低排放技術方案對某1000MW燃煤機組進行技術改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達到了排煙中煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以內的超低排放要求。

與超低排放改造前該燃煤機組各污染物排放濃度相比,改造后煙塵、SO2、NOx排放濃度分別降低了35.8、173.5和58.5mg/m3。

按該機組煙氣量為3372811m3/h和年運行4500h計算,在現有煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置基礎上每年可進一步減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,滿足燃煤機組大氣污染物超低排放限值的要求,并明顯改善當地空氣質量。

4結論

1)根據國家節能減排的要求,低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器憑借其高效的除塵性能和廣泛的適用性逐漸成為燃煤火電機組實現超低排放的有效途徑。

2)采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協同除塵”的超低排放技術方案對某1000MW燃煤機組進行技術改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達到了排煙中煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以內的超低排放要求。

3)實施上述超低排放改造后,1000MW燃煤機組在現有煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置的基礎上每年可進一步減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,改善了重點區域空氣質量。