高硫低熱值煤電廠超低排放可行方案研究

馬繼軍，蔣安，韓煒，趙斌

(中國電力工程顧問集團西北電力設(shè)計院有限公司，陜西西安 710075)

高硫低熱值煤電廠超低排放可行方案研究

馬繼軍，蔣安，韓煒，趙斌

(中國電力工程顧問集團西北電力設(shè)計院有限公司，陜西西安 710075)

隨著中國經(jīng)濟的不斷發(fā)展，電力需求持續(xù)增大，電力行業(yè)面臨的環(huán)保形勢日益嚴(yán)峻，為積極探索火電廠“超低排放”技術(shù)，特別是保證機組低負(fù)荷狀態(tài)下脫硝裝置仍能不退出系統(tǒng)，提高煙氣脫硝系統(tǒng)的投運率，通過系統(tǒng)整理和對比當(dāng)前各類脫硝技術(shù)，研究了煙氣脫硝系統(tǒng)的設(shè)計方案，提出了提高煙氣脫硝系統(tǒng)投運率的技術(shù)路線，同時對燃煤高灰、高硫情況下實現(xiàn)高效除塵、高效脫硫的技術(shù)方案進(jìn)行了研究。

全負(fù)荷；超低排放；燃煤電廠；脫硝

目前，我國按超低排放設(shè)計或改造的電廠在鍋爐正常負(fù)荷下都能真正做到超低排放，但當(dāng)負(fù)荷降至最低穩(wěn)燃負(fù)荷時，煙塵、二氧化硫排放還能做到超低排放，大部分鍋爐的脫硝系統(tǒng)則需要退出運行。因此，氮氧化物排放仍無法達(dá)到全負(fù)荷超低排放[1-3]。為達(dá)到環(huán)境保護管理部門的要求，本文旨在探討實現(xiàn)全負(fù)荷超低排放的方案，以期為生產(chǎn)實踐提供參考。

1 超低排放研究項目概況

1.1 技術(shù)方案

本研究依托的山西某2×350 MW工程為低熱值煤發(fā)電項目，建設(shè)規(guī)模為2×350 MW超臨界空冷機組，屬于坑口電廠，利用當(dāng)?shù)孛旱V產(chǎn)生的豐富煤矸石、煤泥等作為燃料，工程燃煤屬高灰、高硫、低熱值燃煤，實現(xiàn)超低排放非常困難。該工程煤質(zhì)如表1所示。

表1 煤質(zhì)資料

1.2 排放限值

國外部分發(fā)達(dá)國家及地區(qū)300 MW級燃煤電站污染物的排放限值[4]，以及我國《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)[5]中的排放限值，如表2所示。由表2可知，我國最新環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)排放限值比主要發(fā)達(dá)國家的標(biāo)準(zhǔn)均要嚴(yán)格許多。

表2 國際主要國家及地區(qū)燃煤電站污染物排放標(biāo)準(zhǔn)

注：①美國40 CFR Parts 60、63：30日(Hg為30日或90日，鍋爐運行日數(shù))滾動均值須達(dá)標(biāo)，燃煤、燃油等機組啟動、停機階段附條件不考核。②歐盟2010/75/EC：1個日歷年內(nèi)，月均值須達(dá)標(biāo)；且日均值不超過標(biāo)準(zhǔn)限值的110%，當(dāng)火電廠僅由單座熱功率小于50 MW的燃煤鍋爐組成時，日均值不超過標(biāo)準(zhǔn)限值的150%；且95%的小時均值不超過標(biāo)準(zhǔn)限值的200%。

2015年12月，環(huán)境保護部、國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》(環(huán)發(fā)[2015]164號)，要求到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放(即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/Nm3)，全國有條件的新建燃煤發(fā)電機組達(dá)到超低排放水平[6]。

2 降低PM10排放技術(shù)方案

除塵器按照結(jié)構(gòu)型式區(qū)分主要有機械式、水膜式、靜電式、過濾式等幾大類型。滿足現(xiàn)行國家和地區(qū)環(huán)保要求，并且適合350 MW以上燃煤機組使用的除塵設(shè)備主要有靜電式、袋式和電袋復(fù)合式3種。對于燃煤電廠，影響靜電除塵器收塵效率的主要因素有煙氣流速、比集塵面積、電場參數(shù)自動控制水平、粉塵特性等；影響袋式除塵器收塵效率的主要因素有濾袋品質(zhì)、破損率、清灰方式。

目前，靜電除塵和袋式除塵的技術(shù)日漸成熟，通過優(yōu)化設(shè)計均能將除塵器出口的煙塵濃度控制到30 mg/m3以下，袋式除塵還有能力將除塵器出口的煙塵濃度控制到20 mg/m3以下。

盡管高效除塵器能將除塵器出口的煙塵濃度控制到較低水平，但要做到超低排放還有一定差距。目前，最后一級去除電廠煙氣顆粒物的措施就是在高效除塵、濕法脫硫后加濕式電除塵器(WESP)。湖南益陽電廠2013年的測試結(jié)果表明，WESP對脫硫后煙氣中固體(包括煙塵、石膏)的去除率為86.4%，對液滴的去除率為91.3%，對氣態(tài)汞的去除率為57.4%。在解決了“石膏雨”問題的同時，能夠穩(wěn)定實現(xiàn)煙塵達(dá)標(biāo)排放[7]。

本工程通過設(shè)置袋式除塵器和濕式除塵器控制PM10排放。每臺鍋爐配兩臺電袋除塵器，以及一臺濕式除塵器。電袋除塵器主要性能指標(biāo)為：設(shè)計效率≥99.977%，處理煙氣量1 238 234 Nm3/h，入口煙氣含塵量82 g/Nm3，漏風(fēng)率3%，除塵器出口含塵濃度17.3 mg/Nm3。濕式除塵器主要性能指標(biāo)如表3所示。

表3 濕式除塵器選擇計算結(jié)果

3 高效脫硫技術(shù)方案

本研究設(shè)計煤種含硫量2.65%，校核煤種含硫量2.31%。為實現(xiàn)超低排放，控制二氧化硫的排放濃度不高于35 mg/Nm3，本工程綜合脫硫效率需在99.7%以上。單純采用濕法煙氣脫硫尚無法實現(xiàn)如此高的脫硫效率，因此本工程設(shè)計中采用爐內(nèi)脫硫效率85%+爐后高效濕法脫硫效率98%的技術(shù)方案。

爐后高效濕法脫硫技術(shù)包括在常規(guī)脫硫塔的基礎(chǔ)上增加噴淋層數(shù)量和漿池容量、雙回路吸收塔技術(shù)、托盤技術(shù)、液柱塔技術(shù)等。雙回路循環(huán)塔第一階段起預(yù)吸收作用，去除粉塵、HCl和HF，部分去除二氧化硫。第一階段回路中，循環(huán)漿液pH值控制在4.0～5.0，最佳pH值控制在4.5左右，主要功能是保證充分的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結(jié)晶時間。

第二階段實現(xiàn)二氧化硫的吸收，保證脫硫效率。pH值應(yīng)控制在較高水平，一般在5.8～6.4，最佳pH值控制在6左右。為達(dá)到分階段吸收的目的，最近國內(nèi)已有脫硫公司開發(fā)出高效漸變分級復(fù)合脫硫塔。主要依靠在傳統(tǒng)噴淋塔以上增加一個持液層，利用鼓泡塔的原理，采用純石灰石漿液作為吸收劑，達(dá)到提高脫硫效率、減少石膏顆粒排放的目的。雙回路吸收塔的特點是石灰石利用效率高，反應(yīng)處于最佳pH值要求，可以保證較高的脫硫效率。

二氧化硫液柱吸收塔為日本三菱重工開發(fā)的吸收塔型，根據(jù)脫硫效率的不同要求，液柱塔可以分為單液柱塔和雙液柱塔(U形塔)。本期2×350 MW機組配套建設(shè)100%煙氣處理量的脫硫裝置，采用爐內(nèi)脫硫+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，爐內(nèi)脫硫效率85%，爐后吸收塔采用逆流噴淋雙循環(huán)塔。脫硫裝置脫硫效率不小于98.2%，綜合脫硫效率99.7%，確保脫硫設(shè)施長期穩(wěn)定滿足達(dá)標(biāo)要求。

4 高效脫硝技術(shù)方案

目前，國內(nèi)火電廠脫硝多采用爐內(nèi)低氮氧化物燃燒加爐后催化還原(SCR)技術(shù)，該技術(shù)在鍋爐負(fù)荷較高的情況下，可滿足當(dāng)前的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求。然而在電廠實際運行中，SCR系統(tǒng)在煙溫低于一定程度時就要停止噴氨，雖然煙溫還在催化反應(yīng)的允許溫度內(nèi)，但是考慮到下游空預(yù)器硫酸氫銨凝結(jié)段上移，因此在鍋爐低負(fù)荷時要停止脫硝反應(yīng)。隨著環(huán)保要求的提高，會要求機組在低負(fù)荷下也要運行SCR系統(tǒng)，這時候就需要采取一些針對性的措施以實現(xiàn)在更低煙溫下運行SCR系統(tǒng)，使機組在各種負(fù)荷工況下均可達(dá)標(biāo)排放。

4.1 低氮氧化物燃燒技術(shù)

隨著環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的提高，為降低SCR的投資和運行費用，各主機廠都十分重視對于低氮燃燒的研究。國華錦界電廠經(jīng)低氮燃燒改造后，爐膛出口氮氧化物濃度低于150 mg/Nm3。

多年來，各大鍋爐廠開發(fā)積累了多種低氮氧化物煤粉燃燒技術(shù)，目前采用最多的是第3代高級復(fù)合空氣分級低氮氧化物燃燒系統(tǒng)。

4.2 選擇性非催化還原技術(shù)

選擇性非催化還原(SNCR)技術(shù)應(yīng)用在大型鍋爐上一般能達(dá)到30%左右的氮氧化物脫除率，對于循環(huán)流化床鍋爐(CFB)，由于爐溫正好處于SNCR脫硝的溫度窗口區(qū)間，且旋風(fēng)分離器混合效果很強烈，通過旋風(fēng)分離器將還原劑和煙氣的充分混合作用，脫硝效率可達(dá)到60%以上。

4.3 選擇性催化還原技術(shù)

選擇性催化還原(SCR)系統(tǒng)的限制因素因運行環(huán)境和工藝過程而變化。這些制約因素包括系統(tǒng)壓降、煙道尺寸、空間、煙氣微粒含量、逃逸氨濃度限制、二氧化硫氧化率、溫度和氮氧化物濃度，都影響著催化劑的壽命和系統(tǒng)的設(shè)計。對于一般燃油或燃煤鍋爐，其SCR反應(yīng)器多選擇安裝于鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間，因為此區(qū)間的煙氣溫度剛好適合SCR脫硝還原反應(yīng)，氨則被噴射于省煤器與SCR反應(yīng)器間煙道內(nèi)的適當(dāng)位置，使其與煙氣充分混合后在反應(yīng)器內(nèi)與氮氧化物反應(yīng)，SCR系統(tǒng)商業(yè)運行業(yè)績的脫硝效率為80%～90%[8]。

4.4 全負(fù)荷脫硝技術(shù)方案

為滿足各種負(fù)荷工況下脫硝系統(tǒng)的正常運行，目前可以采用的主要方案有省煤器入口加裝旁路煙道[9]、設(shè)置省煤器水側(cè)旁路、省煤器分級布置等。

(1)省煤器入口加裝旁路煙道。在省煤器進(jìn)口位置的煙道上開孔，抽一部分煙氣至SCR接口處，設(shè)置煙氣擋板，增加部分鋼結(jié)構(gòu)。在低負(fù)荷時，通過抽取煙氣加熱省煤氣出口過來的煙氣，使低負(fù)荷時SCR入口處的煙氣溫度達(dá)到脫硝反應(yīng)窗口溫度下限值以上[9]。

該方案實施較為簡單，在較低負(fù)荷下仍能滿足脫硝運行的條件。但會影響省煤器換熱量，增加爐水欠焓，當(dāng)控制系統(tǒng)不改變煤水比的時候，可能會導(dǎo)致蒸發(fā)量減少或者主汽溫偏低；如果長期不在低負(fù)荷運行，也就是擋板門處于常閉狀態(tài)，可能會導(dǎo)致積灰、卡澀[9]；當(dāng)旁路擋板打開時，會使得排煙溫度升高10～20 ℃，影響機組經(jīng)濟性(熱效率可能降低0.5%～1%)；投資比較高。

(2)省煤器水側(cè)旁路改造。在省煤器進(jìn)口集箱前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路后直接引至懸吊管，減少給水在省煤器中的吸熱量，提高省煤器出口煙溫[9]。但由于水側(cè)傳熱系數(shù)極大，減少工質(zhì)流量無法有效降低出口煙溫，只是提高了省煤器出口水溫。當(dāng)負(fù)荷較低時，需要的旁路流量較大，會產(chǎn)生省煤器中介質(zhì)超溫現(xiàn)象，威脅機組安全。

(3)省煤器分級。將原有省煤器部分(靠煙氣下游部分)拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中[9]。

該方法能提高SCR入口煙溫，且不影響鍋爐整體效率，同時還能降低排煙溫度，提高鍋爐效率，具體布置方案需要根據(jù)實際情況進(jìn)行設(shè)計。但受SCR最高允許溫度的限制，分配到SCR之后的省煤器受熱面積也不能太大，相應(yīng)地在低負(fù)荷下提高SCR入口煙溫的幅度有限，而且SCR入口煙溫沒有調(diào)節(jié)手段。如果可以設(shè)置成兩級省煤器流量分配可調(diào)的話，就可以控制SCR入口煙溫，下級省煤器只要保證有一定流量帶走熱量防止汽化即可。在具體實施時，一般鍋爐的豎井高度可能較小，布置上會緊張一些，但是塔式鍋爐垂直煙道較長，布置上較容易實現(xiàn)。

(4)提高低負(fù)荷給水溫度。據(jù)了解，外高橋三期工程脫硝裝置在原設(shè)計條件下，控制在入口煙氣溫度320 ℃以上運行，機組約能在550 MW及以上負(fù)荷投運噴氨裝置。經(jīng)技術(shù)改造后，提高了給水溫度以及脫硝裝置入口煙氣溫度，能夠?qū)崿F(xiàn)在最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上負(fù)荷投運。浙江臺二、江蘇沙洲二期、國電泰州二期等工程在設(shè)計階段通過提高給水溫度，已經(jīng)基本實現(xiàn)了在最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上投運脫硝，即全負(fù)荷脫硝技術(shù)[3]。

(5)選用更合適的脫硝催化劑。當(dāng)前我國火電廠脫硝所用的催化劑主要是VWTi型催化劑，對該類型催化劑的研究已經(jīng)比較完備。VWTi型催化劑在其窗口區(qū)間300～400 ℃具有較好的催化還原效果，電廠正常運行時脫硝反應(yīng)區(qū)也剛好可維持在這一溫度區(qū)間，這也是眾多電廠選用VWTi型催化劑的原因。但值得注意的是，火力發(fā)電鍋爐在低負(fù)荷運行時不采取有效措施，就不能將脫硝反應(yīng)區(qū)維持在300～400 ℃溫度區(qū)間，煙氣溫度低于300 ℃時，VWTi型催化劑脫硝效率快速降低，影響到電廠的達(dá)標(biāo)排放。為保障火電廠氮氧化物達(dá)標(biāo)排放，最近幾年脫硝催化劑廠家深入研究了多種催化劑在脫硝過程中的特性，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)先采用Pt/Al2O3催化劑將煙氣中NO氧化為NO2，然后在Cu/Al2O3催化劑上噴氨，脫硝效率可達(dá)90%。以V2O5/活性炭為催化劑，以NH3為還原劑，脫硝效率可達(dá)92%，且抗二氧化硫中毒能力強。MnO/NaY分子篩催化劑在煙溫200 ℃左右有80%以上的脫硝效率。最近，又找到了脫硝窗口在250～400 ℃區(qū)間的VMoTi型催化劑，火電廠若能改用這種催化劑就基本能做到各種工況下氮氧化物達(dá)標(biāo)排放。

4.5 本工程脫硝方案選取

本工程采用流化床鍋爐，鍋爐氮氧化物排放濃度不高于150 mg/Nm3。同步安裝SNCR+SCR兩級脫硝系統(tǒng)，SNCR脫硝系統(tǒng)脫硝效率不低于60%，兩級省煤器間設(shè)SCR脫硝反應(yīng)器(1+1層)，脫硝效率不低于50%，綜合脫硝效率不低于80%，氮氧化物最終排放濃度不高于30 mg/Nm3。脫硝還原劑采用尿素，同時確保其品質(zhì)符合國家標(biāo)準(zhǔn)《尿素》(GB 2440—2001)技術(shù)指標(biāo)的要求。

SCR脫硝系統(tǒng)分為SCR反應(yīng)器系統(tǒng)和氨貯存供應(yīng)系統(tǒng)兩大部分：SCR反應(yīng)器系統(tǒng)主要包括SCR反應(yīng)器、煙道、催化劑、氨噴射系統(tǒng)、吹灰器、稀釋風(fēng)機；氨貯存供應(yīng)系統(tǒng)主要包括液氨貯罐、液氨卸料壓縮機、氨蒸發(fā)器、穩(wěn)壓罐、氨吸收罐、廢水池、廢水泵[10]。本期工程SCR反應(yīng)器布置在脫硝構(gòu)架內(nèi)，脫硝鋼架與鍋爐鋼架聯(lián)合設(shè)計，由鍋爐廠供貨。脫硝裝置滿足鍋爐50% TMCR工況和100% BMCR工況之間任何負(fù)荷的運行要求，并適應(yīng)機組的負(fù)荷變化和機組啟停次數(shù)的要求。

每臺鍋爐配有一個反應(yīng)器，煙氣經(jīng)過均流器后進(jìn)入催化劑層，然后進(jìn)入空預(yù)器、除塵器、引風(fēng)機和脫硫裝置后，排入煙囪。在進(jìn)入煙氣催化劑前設(shè)有氨注入的系統(tǒng)，煙氣與氨氣充分混合后進(jìn)入催化劑發(fā)生反應(yīng)，脫除氮氧化物[10]。本工程由于上游有SNCR工藝已經(jīng)脫除了一部分氮氧化物，故此SCR采用1+1(1層使用，1層備用)的布置，并采用省煤器分級，實現(xiàn)全負(fù)荷脫硝，達(dá)到氮氧化物超低排放。

5 結(jié)論

本工程擬采用鍋爐低氮燃燒+SNCR+SCR脫硝技術(shù)，布袋除塵器+一級濕式靜電除塵器相結(jié)合的除塵技術(shù)，爐內(nèi)脫硫+常規(guī)5層噴淋空塔脫硫裝置，并考慮省煤器入口加裝旁路煙道、省煤器分級等保證低負(fù)荷時脫硝系統(tǒng)正常投運的措施，形成一體化全負(fù)荷條件下的煙氣污染治理系統(tǒng)。經(jīng)設(shè)計測算，煙塵排放濃度≤7.2 mg/m3，二氧化硫≤30.6 mg/m3，氮氧化物≤30 mg/m3。1#、2#鍋爐分別于2016年5月和2016年8月的實測結(jié)果表明，1#鍋爐煙塵排放濃度1.74 mg/m3、二氧化硫18.6 mg/m3、氮氧化物27.1 mg/m3，2#鍋爐煙塵4.30 mg/m3、二氧化硫15.8 mg/m3、氮氧化物40.0 mg/m3，低于重點地區(qū)燃煤電廠排放限值，也低于山西省超低排放限值，實現(xiàn)了超低排放，說明本工程采用的設(shè)計方案對高硫低熱值煤電廠實現(xiàn)超低排放是可行的。

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A Feasible Proposal for Super Low Level of Air Pollutant Emission in Coal Fired Power Plants with High Sulphur and Low Calorific Value

MA Ji-jun, JIANG An, HAN Wei, ZHAO Bin

(Northwest Electric Power Design Institute Co., Ltd., Xi’an 710075, China)

China needs more and more electricity in recent years as its total output becomes even larger. Power plants emit large amount of air pollutants at the same time. The government and power plants want to change power plants into electricity producers with super low level emission. This article focused on the possibility of maintaining a high level de-NOxefficiency under low boiler load. In addition, this article put forward the countermeasures to assure a super low level emission of dust and SO2when the coal contains a lot of ash and sulphur.

full load; super low level emission; coal fired power plant; denitration

2016-10-14

馬繼軍(1966—)，男，江蘇南通人，教授級高級工程師，碩士，研究方向為電力環(huán)保，E-mail：majj@nwepdi.com

10.14068/j.ceia.2017.03.013

X701

A

2095-6444(2017)03-0047-05