如何降低600MW燃煤机组的污染排放

     摘要：围绕某600 MW燃煤机组超低排放改造技术进行讨论, 对现有的脱硫、脱硝、除尘技术进行定性分析, 对该机组超低排放所采用技术的可行性、有效性进行简要论证, 利用现场测试对改造技术的应用效果进行说明, 并对电厂机组超低排放改造的注意事项进行讨论。

　　关键词：超低排放; 燃煤机组; 综合治理;

　　火力发电厂燃煤机组运行、治理的过程中, 要采用高效、协同的集成系统技术来控制污染物的排放。2014年, 我国发改委、环保部、能源局联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014-2020年) 》的通知, 对我国现阶段600 MW及以上的燃煤机组要求到2020年其改造后的大气污染物的排放浓度要符合国家规定的超低排放的极限值, 即二氧化硫的浓度不超过35mg/Nm, 氮氧化物的浓度不超过50mg/Nm, 烟尘的浓度不超过10mg/Nm。为了使机组排放达到环保要求, 某600 MW燃煤机组进行超低排放改造, 超低排放的改造主要包括了脱硫吸收塔改造、脱硝系统改造、电除尘技术改造、以及MGGH烟气换热系统改造。其中, 电除尘的改造采用了余热利用高效低低温电除尘器, LSC余热利用高效低低温电除尘器是指将烟气余热利用、电除尘及其自动控制技术有机融合, 具有高效除尘、除SO3、附带节能等属性的一种新型电除尘器。烟气换热器改造, 即在除尘器入口各烟道布置烟气换热器降温段 (烟气热回收器) , 在脱硫出口烟道布置烟气换热器升温段 (烟气再加热器) 。在设计工况下, 降温段可将进入电除尘器之前的烟气温度降低, 吸收的热量满足将升温段的烟气温度上升到合理温度值。

　　1 烟气超低排放技术路线的选取原则

　　在对超低排放进行改造的过程中, 我国现阶段发展的大趋势是对多种污染物进行协同综合治理。采用的总体技术路线是“多种污染物高效协同脱除集成技术”, 即将烟气脱硝技术、低低温电除尘技术、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, 通过相互连接配合和对多种污染物脱除比例的合理分配, 形成有机整体, 对NOX、烟尘、SO2、PM2.5、SO3等污染物进行渐进式脱除, 使最终出口烟气中的主要控制污染物含量达到燃气轮机组排放标准限值以内。工艺流程如图1所示。

　　图1 电厂多种污染物高效协同脱除集成技术工艺流程图

　　2 脱硫技术

　　单塔双循环技术。单塔双循环技术是一种湿法脱硫技术, 具体指在脱硫塔内设置合理的积液盘, 可将脱硫区分为上、下循环脱硫区, 同时在两个阶段内完成喷淋空塔中对二氧化硫的吸收氧化过程, 每一个阶段可形成一个相对独立的循环回路。该工艺适合应用在燃烧中、高硫煤产生的烟气的脱硫过程[1], 不仅将吸收塔对机组负荷、燃料变化的快速反应能力进行提高, 还有利于提升氧化空气在喷淋塔内的分布效率和供给量, 使得吸收塔内浆液的停留时间得以增加, 此工艺对二氧化硫的脱除效率可以达到98%以上。

　　3 脱硝技术

　　脱硝处理具体可分为三个过程:燃烧之前脱硝、燃烧过程中脱硝、燃烧之后脱硝。燃烧之前的脱硝, 目的是将燃料中的含氮量降低;燃烧过程中的脱硝, 大力发展低氮燃烧技术, 严格控制燃料的燃烧过程;最后阶段燃烧之后的脱硝, 也就是指我们平常生产中提到的烟气脱硝, 目的是更好的处理燃料燃烧过程烟气中的氮氧化物。目前阶段, 我国对烟气进行脱硝的技术多种多样, 而选择性催化还原技术 (SCR) 是我国绝大多数企业选择的脱硝技术, 占据主导地位。SCR技术, 在排气量较大且排放源连续不间断时适用, 优点是技术比较成熟, 二次污染比较小, 具有较高的净化效率, 缺点是成本投入高, 关键技术具有较大的难度, 脱硝率为80~90%。SCR技术的原理:气氨经空气稀释至安全浓度 (5%体积浓度) 以下后, 注入省煤器出口与空预器入口之间的烟道中, 在氨注射系统的母管中被分配到各个支管中, 从与支管连接的喷嘴中喷入氨注射栅格烟道内的原烟气中, 然后在静力式混合器的作用下, 使氨/空气混合气体与烟气混合均匀, 充分混合后流经SCR反应器中的蜂窝型催化剂层。在催化剂的作用下, 烟气中的氮氧化物与氨发生充分的化学还原反应生成N2和H2O, 达到脱硝的目的。

　　4 除尘改造技术

　　低低温电除尘技术是利用汽机凝结水与热烟气换热降温, 减小汽机凝结水在低加回路系统中所消耗的抽汽量, 降低煤耗。同时使得电除尘入口烟温由通常的120℃~160℃下降到90℃~100℃低低温状态。采用低低温电除尘技术具有以下优点:

　　(1) 除尘效率高。 (1) 粉尘比电阻下降。通过烟气换热系统将烟气温度降至酸露点以下, 烟气中大部分SO3冷凝成硫酸雾, 并吸附在粉尘表面, 使粉尘性质发生了很大变化。根据烟气温度与粉尘比电阻的关系, 在低温区, 表面比电阻占主导地位, 并随着温度的降低而降低。低低温电除尘器入口烟气温度降至酸露点以下, 使粉尘比电阻处在电除尘器高效收尘的区域。粉尘性质的变化和烟气温度的降低均促使了粉尘比电阻大幅下降, 避免了反电晕现象出现, 从而提高了除尘效率。 (2) 电场击穿电压上升。进入电除尘器的烟气温度降低, 有效避免了反电晕, 击穿电压的上升幅度将更大, 从而提高除尘效率。实际工程案例表明, 电除尘进口温度每降低10°C, 电场击穿电压将上升3%左右。 (3) 烟气流量减小。由于进入电除尘器的烟气温度降低, 烟气流量下降, 电除尘器电场流速降低, 增加了粉尘在电场的停留时间, 同时比集尘面积增大, 提高了除尘效率。

　　(2) 去除烟气中的大部分SO3。由于烟气温度降至酸露点以下, 气态的SO3将冷凝成液态的硫酸雾。因烟气含尘浓度高, 粉尘总表面积大, 这为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。低低温电除尘系统对于SO3去除率一般在80%以上, 最高可达95%, 是目前SO3去除率最高的烟气处理设备。

　　(3) 提高湿法脱硫系统协同除尘效果。低温电除尘器出口烟气粉尘的平均粒径为1~2.5μm, 而低低温电除尘器出口烟尘平均粒径要大于3μm, 平均粒径明显高于低温电除尘器, 所以当采用低低温电除尘器时, 脱硫出口烟尘浓度会明显降低, 可有效地提高湿法脱硫系统协同除尘效果。

　　5 烟气余热回收-再热装置系统组成

　　该烟气换热器装置改造为MGGH系统, MGGH系统是一个闭式循环系统, 主要由布置于除尘器前的热回收器和布置于脱硫后的再加热器, 配套辅助蒸汽加热器、热媒水循环水泵、膨胀水箱、凝结水加热器、加药系统、吹灰器以及其他辅助系统组成。

　　热回收器和再加热器之间的传热媒介为除盐水, 除盐水从高位布置的膨胀水箱通过供水管路流经热回收器、再加热器直至整个MGGH系统充满水。在循环水泵的作用下, 除盐水流经布置于电除尘器前的热回收器, 吸收烟气放出的热量, 然后将热量带至布置于脱硫后的再加热器中加热脱硫后的烟气, 除盐水经再加热器冷却后回水到热媒水循环泵入口。

　　系统设置辅助蒸汽加热器, 当系统热量不足时 (启动工况、冬季40%负荷以下工况、事故工况) , 通过辅助蒸汽加热器加热热媒水, 以保证烟气再加热器仍能将净烟气在烟囱出口前加热至设计值。

　　6 实施超低排放改造的注意事项

　　6.1 符合国家的标准

　　确定改造的路线一定要以国家环保监管的要求为依据, 严格遵循国家的标准。超低排放改造所有设计原则和目标的制定必须以完全达到国家排放要求的目标为准则, 并且对超低排放系统的承受度进行充分的评估。

　　6.2 符合企业规划

　　确定燃煤机组超低排放的设计条件时必须充分考虑到企业自身的经营规划路线。企业管理的基本出发点和落脚点都是经济效益和价值思维。伴随我国经济技术的不断发展和科学能力的不断提高, 国家对环保政策投入的强度在不断增加, 不同种类的煤之间的价格差异相应的在持续拉开差距, 因此, 很多企业将不断加大智能配煤燃烧工作的推进力度, 超低排放改造工作不能仅仅局限在实现现有条件下煤种燃烧的超低排放, 要以企业现有的环境、条件和长期的规划目标为基础, 确定主要的煤种范围和智能搭配的目标, 这对确立超低排放改造的路线有至关重要的作用[2]。

　　7 结语

　　为了实现对600 MW燃煤机组超低排放的改造, 我国相关技术部门必须从国家的实际情况出发, 不断学习其他国家成功的典型案例, 分析和研究, 与此同时, 要不断了解新技术在相同类型的燃煤机组上的使用状况, 结合我国目前阶段现有的燃煤设备和环保环境, 以经济、环保、安全为基本原则, 确定最佳的改造技术和方案, 真正达到超低排放改造的目的。

　　参考文献

　　[1]习于洪, 刘慷.选择性催化还原烟气脱硝技术在玉环电厂1x1000 MW机组上的应用[J].电力环境保护, 2009 (6) :1~3.
　　[2]习于洪, 刘慷, 虞宏.等.选择性催化还原催化剂在燃煤电厂中应用的注意事项[J].广东电力, 2009 (7) :75~78.