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脱硝厂家:燃煤电站锅炉烟气污染物一体化协同治理技术研究

编辑:
admin
来源:
未知
发布时间:
2018-04-23
目前,大多燃煤电厂采用单一的锅炉烟气治理设备,所以很难实现烟气污染物的协同治理,不易达到相应的环保要求。通常情况下从业人员会采用烟气冷却设备、低温除尘设备、脱硫脱硝设备(如脱硫脱硝喷枪等),如果将上述几种设备有效的结合在一起进行烟气污染物的治理,那么一定会起到很好的治理效果。

要实现电厂燃煤机组的sncr超低排放就要应用锅炉烟气污染物一体化协同治理技术,同时还要使用品质良好的煤炭能源,对燃煤电厂现有的环保设备进行科学的评估,综合考虑电厂节能降耗、检修安排等,根据燃煤电厂的实际运转情况,制定合理的烟气协同治理方案,选择最佳协同处理技术。本文在分析烟气污染物一体化治理技术经济性的基础上,分别先容了燃煤电厂锅炉烟气中烟尘、氮氧化物、二氧化硫等的治理技术,以供相关人员参考。

1 烟气污染物协同治理技术经济性分析

分析煤质。
以某市燃煤电厂为例对锅炉烟气污染物一体化协同处理技术进行经济性分析,我国对燃煤电厂锅炉烟气排放量做出了明确规定,并对多种烟气治理技术进行了经济性比较。该市煤炭中含有10.98wt%的灰分,8.62wt%的水分,33.87wt%的挥发分。除此之外,煤炭中含有C元素3.36wt%,O元素9.lOwt%,N元素0.76wt%,S元素0.65wt%。

制定方案。
以某市燃煤电站为例,制定了以下几种协同治理方案:一是常规的治理方案,烟囱出口烟尘排放浓度为35mg/Nm3或为15mg/Nm3,二是协调治理方案,烟囱出口烟尘排放浓度为llmg/Nm3。实验结果显示,协同治理方案比较可行,经济性较好。

经济效益比较。
一般情况下,燃煤电厂会采用年费计算方法,计算每一机组的经济性。年费包括燃料费、电费、水费、设备维护费用。烟气污染物协同治理技术是在常规治理方案的基础上对设备进行调整和改良,其应用成本低于常规治理方案,且治理效果较理想,设备的后期维护成本较低,经济性较好,还提升了燃煤电厂烟气的处理水平。

2 燃煤电厂锅炉烟气污染物一体化治理技术简析

2.1 烟气协同处理技术

针对常规的煤粉锅炉,当燃煤及烟气条件对于电除尘器有利时,可优先采用“电除尘器+湿法脱硫高效除尘协同工艺”,同时考虑在除尘器前设置烟气冷却器,以降低烟气温度,提高除尘效率;电除尘器本体可采用小分区供电、电场扩容及高效电源等其他辅助技术,使电除尘器出口烟尘质量浓度小于20mg/Nm3,然后协同利用湿法脱硫装置的除尘作用使烟尘质量浓度低于5mg/Nm3。

上文中先容的技术路线对于湿法脱硫装置的综合除尘效率要求较高,实施时需要科学、客观、准确的评估湿法脱硫装置的综合除尘效率,根据具体实测的综合除尘效率和脱硫装置改造拟达到的综合除尘效率,确定除尘器出口烟尘排放质量浓度,进行综合技术经济性比较,选择最佳的技术路线。

当采用上述技术路线无法满足要求时,应考虑在湿法脱硫后增加湿式电除尘器,即采用“除尘器+湿法脱硫装置+湿式电除尘器”技术路线。

如机组原配备电除尘器,一般对原电除尘器进行适当的改造,使其出口烟尘质量浓度低于30mg/Nm3,湿法脱硫装置出口烟尘质量浓度要小于20mg/Nm3,再利用湿式电除尘器使出口烟尘质量浓度不大于5mg/Nm3。

2.2 燃煤电厂应采用先进的低氮燃烧技术

对于褐煤、烟煤和贫煤锅炉,采用低氮燃烧技术,可使炉膛出口烟气氮氧化物质量浓度分别控制在约200mg/Nm3、300mg/Nm3、500mg/Nm3以下,再利用SCR脱硝技术控制到50mg/Nm3以下。对于无烟煤锅炉,采用低氮燃烧和掺烧等技术,可将电厂锅炉炉膛出口的氮氧化物质量浓度控制在800mg/Nm3左右,再采用炉膛型SNCR脱硝技术进一步降至500mg/Nm3以下,最后利用SCR脱硝技术实现50mg/Nm3的控制目标。

对于中、低负荷下省煤器出口烟气温度低于烟气脱硝最低连续运行喷氨温度的机组,可通过改变电厂锅炉的燃烧运行方式、增设省煤器烟气旁路、两段式省煤器、省煤器水旁路、给水加热等措施,来提高脱硝装置低负荷下的运行烟气温度。新建燃煤发电机组设计时应满足SCR脱硝装置在机组低负荷下投运温度的要求。

2.3 二氧化硫的治理技术

对于原脱硫装置设计裕量较大,实际燃煤品质可控的燃煤发电机组,宜优选控煤措施,控制燃煤硫分,同时配合脱硫增效技术,使SO2排放质量浓度降至35mg/Nm3以下。对于设置回转式GGH的原脱硫装置,为降低原烟气至净烟气的SO2泄漏,可采用无泄漏水媒式GGH(WGGH)或者其他净烟气加热措施替代原回转式GGH,经环保部门许可,也可取消回转式GGH,并对湿烟囱进行防腐改造。

对于采用石灰石-石膏湿法工艺的燃煤发电机组,烟气中SO2质量浓度不大于4000mg/Nm3时,宜通过对原石灰石-石膏湿法脱硫吸取塔优化设计,提高吸取塔液气比或者增强气液传质等措施,利用单塔单循环技术使SO2排放质量浓度达到35mg/Nm3以下。但烟气中SO2质量浓度大于4000mg/Nm3时,宜采用双塔双循环技术,使SO2排放质量浓度降至35mg/Nm3以下。

2.4 环保改造配套烟气余热利用技术

烟气余热利用是在空气预热器之后、脱硫塔之前的烟道内布置烟气冷却器,回收烟气余热,降低烟气温度。回收的烟气余热可用于加热机组凝结水、入炉冷空气、城市热网回水、湿法脱硫出口净烟气等。对于配置电除尘的燃煤发电机组,宜把烟气冷却器布置在除尘器之前,根据煤质特点和除尘器性能要求,将烟气温度降低到90℃左右;对于采用无泄漏水媒式WGGH的燃煤发电机组,根据实际烟气温度情况,宜采用低压省煤器+WGGH联合工艺系统,提高系统调节性能的同时,兼顾设备的经济性,以降低燃煤电厂在烟气除尘方面的资金投入。

结束语

总而言之,在国家大力提倡节能环保、降耗的前提下,燃煤电厂要不断优化锅炉的运行状况,对锅炉烟气实施烟气污染物一体化协同治理技术,而且要同步进行除尘、脱硫脱硝等多项环保设备的改造,统筹考虑各单项工艺路线的选择与应用,对具备条件的机组,可同步进行烟道流场优化、引风机或增压风机的合并扩容,以及烟气余热利用设备的改造,使整个系统在满足环保要求的条件下,确保燃煤电厂安全、平稳的运行,实现锅炉设备改造后燃煤电厂综合效益的提升。

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