燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探究

燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探究

沈悦

四川广安发电有限责任公司 四川 广安   638000

摘要：根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的要求，国内的燃煤机组基本已完成超低排放改造。改造后除了达到超低排放要求的污染物排放限值之外，由于设计裕量过大、部分系统本身工艺原理限制，加上燃煤机组普遍负荷率偏低的情况，在超低排放改造后的机组能耗均有一定的提高。因此，国内已有学者对超低排放系统的运行情况开展了分析，从厂用电角度分析了能耗增加情况，并对各环保系统提出了节能应用技术方案。

关键词：燃煤电厂;锅炉超净排放;技术改造;

引言

社会经济快速发展的背景下，社会各界对电力的供应总量和品质均提出了更高的要求，也给电厂的发展创设了良好契机。但与此同时，以燃煤电厂为代表的传统形式伴有明显的环境污染问题，脱硫、除尘等成为重要的解决途径，需根据生产设备的特点采取改造措施，提高其运行稳定性和环保效益性.

1超低排放系统概述

国内超低能耗系统主要侧重于提高二氧化硫、脱水和除尘的效果。对于硫水系统:由于煤炭开采的不同区域，硫系统的配置也大不相同。对于用石灰石石膏防潮树脂清除的一组设施，超低排放系统主要是为了提高目前硫水的效率，添加托盘、洒水装置等，或在当前硫磺水塔中添加外部等离子体池。在脱水系统领域:目前的脱水技术已经满足了类似的超低排放要求，主要是由于SCR(选择性催化剂)系统更新过程中催化剂数量的增加。对于除尘系统:使用粉尘颗粒的主要区别在于使用WEP(耐湿性和防潮性)。通过将WEP扩展到除尘系统中，可以大大减少对其他除尘器的压力，减少其他除尘器的重组。一般来说，减少吸烟容易使除尘装置成为低压除尘装置。传统的电厂污染控制策略都是单一控制，排水、污物和硫水系统都独立于相应的气体废弃物处理。极低的排放不仅提高了个别处理单元的效率，而且还采用了新的“共同治理”概念，其中每个卷烟加工子系统都考虑清除其他污染物或为下一个卷烟加工子系统的更好性能创造条件。

2具体改造技术措施

2.1NOx超低排放技术路线

目前，适用于燃煤电厂成熟的氮氧化物(NOx)控制技术主要有三种：低氮燃烧系统技术(LNB)、选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)、选择性催化还原脱硝技术(SCR)。其中，SCR脱硝技术具有技术成熟，脱硝效率高等特点被广泛使用。(1)低氮燃烧系统。对于不同的锅炉、不同的煤质，对锅炉燃烧器选择和改造均有不同要求，燃烧器改造后的效率也不一样。一般的低氮燃烧器降低NOx的效率为20%～50%。对新建锅炉，采用技术成熟的燃烧系统，能有效降低炉膛出口NOx排放。选择低氮燃烧器时，应考虑目前煤质和远期规划用煤，再针对煤质、锅炉型式、燃烧器对锅炉效率影响等经济技术比较，并合理控制锅炉炉膛出口NOx排放值。对现役锅炉确定是否进行低氮燃烧系统改造，需要考虑煤质、锅炉型式、燃烧器型式、锅炉效率影响、锅炉寿命等经济性合理性，再确定是否低氮燃烧器改造。确定对锅炉燃烧器改造时，需充分考虑锅炉燃烧经济性以保证炉膛出口NOx控制。采用低氮燃烧技术可能对锅炉运行性能产生一些影响。(2)SNCR脱硝。SNCR脱硝效率约为15%～40%(对CFB锅炉约为30%～70%)，同时会降低锅炉燃烧效率，在实际应用中受机组负荷，炉膛温度区域变化等条件限制，脱硝效率不高；还原剂的利用率低(约为15%～30%)，消耗量较大，氨逃逸率较高(约为5.0×10-6～10.0×10-6)。因此，选择地采取SNCR工艺。通过技术经济分析比较，对脱硝效率要求低的项目可采用SNCR脱硝技术。

2.2烟尘超低排放技术路线

2.2.1湿式电除尘

防潮除尘器是处理湿气体中所含粉尘、酸、水滴、水蒸气、蒸汽、熔解水、PM2.5和其他危险物质的新型除尘装置。它们经常被用来对付大气中的灰尘污染。但是防潮粉尘结构调整成本高，占用空间大，设计周期长，施工难度大。投产后运行阻力和运营成本较高，硫水系统废水量增加，污水处理系统负荷增加。

2 . 2 . 2电缆桥架除尘器

管道吸尘是近年来开发的一种新型除尘器，旨在通过将污物软管(而不是原来的雾气)安装在吸尘管的顶部来达到过量排放粉尘的目的。喷料除尘器是由它设置的三层空气清洗器产生的旋转运动，它通过离心力从烟雾中去除雾和灰尘，主要是:(1)使用环境吸管除尘器是一种环境，它饱和50欧元，饱和，包含大量液体，其特点是大量雾、分布广泛的槽，其特点是等离子体液体、凝结条和尘埃颗粒。(2)小滴与大量的小滴和颗粒聚集在一起，在高速运动中，它们会聚集到较大颗粒上，从而允许气相分离。(3)除尘器表面的膜捕捉接触表面的小滴，以及变速器表面和剥离盘表面的大滴，从而通过大滴去除小滴。

2.3 SO2超低排放技术路线

对于采用干法/半干法脱硫技术的机组，要达到燃气机组排放标准，需进行湿法改造，改造方案参照现有湿法装置改造路线。考虑到回转式GGH的泄漏，需执行燃气机组排放标准的脱硫装置均需拆除GGH，同时烟囱进行防腐[1-4]。对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的已建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，改造路线如下：①燃烧低硫煤机组。原设计净烟气排放浓度相对较低，可通过进一步降低燃煤含硫量，满足燃气轮机组排放标准。②FGD入口浓度低于3000mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4000mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用串联塔技术，一级吸收塔脱硫效率80%～90%，控制一级吸收塔出口浓度到500～700mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35mg/Nm3以下。实际改造中，为降低投资和缩短改造停机时间，可利旧原有吸收塔，在原有吸收塔之前增加预洗涤吸收塔。

2.4入口通道喷雾技术

传统的硫塔处置效果在粉尘颗粒不同的不同情况下也有所不同，通常粒径小于1m时，减少行为相对较差，一般低于40%。粒径至少为3m时，除尘效果比较好，一般大于90%。当粒径至少为5m时，尘埃的衰减通常保持在100%。在这种情况下，使用洒水头系统重新设计锅炉时，会吸收入口区域中的烟雾，在此区域中，烟雾会透过洒水头进入入口区域。这导致烟雾计效果增加，硫水层从灰尘中减小。由此产生了合适的喷射喷嘴，允许严格控制雾直径、喷射流，从而产生最强的烟雾并去除效果。

结束语

燃煤电厂污染物超低排放主要针对SO2、烟尘及NOx，涉及低氮燃烧、SCR脱硝、除尘及脱硫改造。SO2在炉内燃烧生成，主要由脱硫塔脱除；NOx首先在炉内燃烧生成，然后经过SCR时被部分脱除，其最终的排放由低氮燃烧和SCR脱硝共同决定；烟尘主要由干式除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器(可选)联合脱除；因此，煤燃烧生成单个污染物需要多个设备协同治理，所有污染物的脱除需要一体化考虑。

参考文献

[1]王济平.燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究[J].化工管理,2021(04):51-52.

[2]陈理帅,张东明,赵盼龙.燃煤电厂超低排放系统能耗关键因素分析[J].浙江电力,2020,39(12):117-121.

[3]陈楚阳.燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探究[J].节能与环保,2020(12):52-53.

[4]韦丹.燃煤电厂大气污染防治现状及超低改造技术[J].资源节约与环保,2020(04):73.