某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析

威廉williamhill

2018-07-10 23:49:12

的烟气净化设计及运行特点,对改造方案的可行性和经济性进行了分析,并开展了工艺及设备的改造:脱硫系统采用串联双塔循环方式,脱硝系统采用低氮燃烧与79元/(mw˙h)。根据所选优化方案对该燃煤机组进行改造后,排放烟气能够满足国家环保标准,可为其他燃煤电厂的相关改造提供了参考和依据。

随着燃煤机组烟气净化技术的发展,人们已经意识到分别使用脱硫和脱硝技术,并不能达到很好的污染物脱除效率,而且脱除设备庞大,占地空间大,初投资和运行费用昂贵。为了解决此类问题,各种烟气净化综合利用技术得到了重视和发展,一体化的脱硫脱硝工艺结构紧凑,烟气净化设备初投资和运行费用低,满足了大容量机组的需要。因此,开发烟气综合净化技术已成为烟气净化的发展趋势。

目前,国外主要采用的脱硫技术包括循环流化床、湿法脱硫、喷雾脱硫等,脱硝技术包括选择性催化还原技术(scr)和选择性非催化还原技术(sncr)。烟尘脱除技术普遍采用电除尘器,在北美、欧盟、日本等国家,电除电器的覆盖面积所占除尘设备的份额比较大。随着国内对于环保要求的日益严格,国内已开展了超洁净排放环保协同改造。

现有的燃煤机组采用了不同的脱硫、脱硝、除尘等超净排放技术,脱硫技术因各电厂的实际情况而异;脱硝超低排放技术基本相似,以优化低氮燃烧、增加scr催化剂为主;除尘超低排放技术多选用加装低温省煤器和湿式除尘器,同时结合电除尘高频电源改造、电场布置优化等技术。

因此,在保证我国经济高速稳定增长的前提下,开展燃煤机组烟气污染物超净排放技术显得尤为重要,而且由于国家对环境污染物的排放及治理要求更加苛刻,寻求高效价廉的烟气超净排放技术更加具有发展前景。

1锅炉布置

某600mw机组为亚临界自然循环锅炉,汽水系统为强制循环,四角切圆燃烧,固态排渣,制粉系统采用中速磨正压直吹制粉系统。

(1)脱硫系统

机组采用湿式石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺系统。每台炉配备一套烟气脱硫(fgd)湿法脱硫装置。脱硫剂采用白泥和石灰石粉原料,采购的石灰石粉以气力输送的方式送入石灰石粉仓,再通过给料装备送至浆液搅拌箱制成石灰石浆液,由浆液泵送至吸收塔。

(2)脱硝系统

脱硝系统首先进行了低氮燃烧器的改造,目前主要是针对scr的装置及工艺进行改造。实际运行过程中,nox入口浓度为200~250mg/m3,出口实际运行值已低于50mg/m3。

(3)除尘系统

机组原采用电袋组合式除尘器,布置在锅炉空预器之后和引风机之前。在除尘器进口前增加烟气凝聚器,原电除尘器进行小分区和高效电源改造,同时进行除雾器提效改造以进一步提高脱硫系统除尘效果。锅炉配置有双室电场和电除尘器,采用露天卧式布置方式。

2改造方案设计

燃煤电厂烟气中污染物(so2、nox、粉尘等)的控制受多种因素影响,特别是在目前极严格的环保要求下,已不是烟气净化设备能够独立解决的问题。锅炉燃烧、脱硫设备、脱硝设备、烟气换热器等都直接影响机组烟气中污染物的排放。因此,需要采用协同控制技术,建立整个机组烟气超净排放系统,对锅炉燃烧、脱硫、脱硝、高效除尘器、湿式电除尘器、烟气换热器等进行协同优化控制。

根据现在运行机组的实际情况,通过对各个烟气净化系统的分析,设计了研究路线,拟通过计算与分析,得到一种优化的电厂烟气超净排放改造方案,其研究路线如图1所示。

图3各污染物排放浓度及脱除率

按照年利用5000h计算,表1给出了各污染物的年减排量。如表1所示,原so2、nox、烟尘的减排量分别为t/年、4600t/年、2918t/年,经过烟气净化设备协同改造之后,so2、nox、烟尘的减排量又分别增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1烟气年减排结果