125MW燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫脫硝除塵改造探討

蔡明貴?敖奇碩

1 面臨的環(huán)保形勢

為了改善大氣環(huán)境質(zhì)量，保護(hù)生態(tài)環(huán)境，促進(jìn)火電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，實(shí)現(xiàn)大氣污染物排放總量控制目標(biāo)，環(huán)保部和國家質(zhì)檢總局2011年頒布了新的《火電廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB12232-2011），要求現(xiàn)有電廠將于2014年7月1日起實(shí)施新標(biāo)準(zhǔn)。目前125MW燃煤火電廠沒有進(jìn)行脫硫脫硝除塵改造的火電廠鍋爐的煙氣SO2、NOx、煙塵排放濃度無法滿足新標(biāo)準(zhǔn)排放濃度限值。為確保現(xiàn)有125WM燃煤發(fā)電機(jī)組達(dá)標(biāo)排放需要對(duì)現(xiàn)有鍋爐煙氣進(jìn)行治理。

2 火電廠大氣污染防治技術(shù)政策

2.1 二氧化硫防治技術(shù)路線

（1）、燃用中高硫煤（含硫≥2%）機(jī)組、或大容量機(jī)組（≥200MW）的電廠鍋爐建設(shè)煙氣脫硫設(shè)施時(shí)，宜優(yōu)先考慮采用濕式石灰石-石膏法工藝，脫硫率應(yīng)保證在90%以上，投運(yùn)率應(yīng)保證在電廠正常發(fā)電時(shí)間的98%以上。

（2）、燃用中、低硫煤（含硫<2%）的中小電廠鍋爐（<200MW），或是剩余壽命低于10年的老機(jī)組建設(shè)煙氣脫硫設(shè)施時(shí)，宜優(yōu)先采用半干法、干法或其它費(fèi)用較低的成熟技術(shù)，所選技術(shù)應(yīng)在國內(nèi)已進(jìn)行過100MW或以上規(guī)模的應(yīng)用或示范，脫硫率應(yīng)保證在75%以上，投運(yùn)率應(yīng)保證在電廠正常發(fā)電時(shí)間的96%以上。

2.2 氮氧化物防治技術(shù)路線

（1）、倡導(dǎo)合理使用燃料與污染控制技術(shù)相結(jié)合、燃燒控制技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)相結(jié)合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。

（2）、燃煤電廠氮氧化物控制技術(shù)的選擇應(yīng)因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據(jù)技術(shù)上成熟、經(jīng)濟(jì)上合理及便于操作來確定。

（3）、低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù)。當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后，氮氧化物排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時(shí)，應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施。

3 編制方案原則

根據(jù)我國頒布的《火電廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）排放標(biāo)準(zhǔn)及現(xiàn)

役的125MW燃煤發(fā)電機(jī)組調(diào)峰、應(yīng)急發(fā)電運(yùn)行時(shí)間較短的特點(diǎn)，選擇應(yīng)因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據(jù)技術(shù)上成熟、經(jīng)濟(jì)上合理及便于操作來確定，脫硫脫硝除塵技術(shù)方案。

4 干法脫硫主要技術(shù)說明

鍋爐煙氣進(jìn)入一套煙氣脫硫裝置，煙氣從底部進(jìn)入吸收塔，在此處高溫?zé)煔馀c加入的吸收劑、循環(huán)脫硫灰充分預(yù)混合，進(jìn)行初步的脫硫、除HCl、HF反應(yīng)。然后煙氣通過吸收塔底部的文丘里管的加速，進(jìn)入循環(huán)流化床體，物料在循環(huán)流化床里，氣固兩相由于氣流的作用，產(chǎn)生激烈的湍動(dòng)與混合，充分接觸，在上升的過程中，不斷形成絮狀物向下返回，形成類似循環(huán)流化床鍋爐所特有的內(nèi)循環(huán)顆粒流，而絮狀物在激烈湍動(dòng)中又不斷解體重新被氣流提升，使得氣固間的滑落速度高達(dá)單顆粒滑落速度的數(shù)十倍；吸收塔頂部結(jié)構(gòu)進(jìn)一步強(qiáng)化了絮狀物的返回，提高了塔內(nèi)顆粒的床層密度。這種循環(huán)流化床內(nèi)的氣固兩相流機(jī)制，極大地強(qiáng)化了氣固間的傳質(zhì)與傳熱，為高效脫除煙氣中SO2等提供了根本的保證。通過塔內(nèi)高顆粒密度區(qū)設(shè)置的高壓噴水霧裝置，噴入用于降低煙氣溫度的水，借助于塔內(nèi)激烈湍動(dòng)的、擁有巨大的表面積的顆粒作為載體，在塔內(nèi)得到充分的蒸發(fā)，使煙溫迅速降至煙氣露點(diǎn)以上15℃左右，從而使得SO2與Ca（OH）2的反應(yīng)轉(zhuǎn)化為可以快速完成的離子型反應(yīng)。由于流化床中氣固間良好的傳熱、傳質(zhì)效果，HF、HCl、SO3等全部得以去除，加上排煙溫度始終控制在高于露點(diǎn)溫度15℃以上，因此煙氣不需要再加熱，現(xiàn)有煙囪無需進(jìn)行任何防腐改造，同時(shí)整個(gè)系統(tǒng)也無須任何的防腐處理。脫硫率可達(dá)90%以上。

5 選擇干法脫硫方案的理由

5.1 煙囪、煙道防腐難度很大，無法選擇濕法脫硫

目前125MW燃煤發(fā)電機(jī)組一般已運(yùn)行15左右年，煙囪內(nèi)襯耐火磚強(qiáng)度有限，煙囪防腐存在很大安全隱患，無法進(jìn)行內(nèi)防腐。煙道運(yùn)行日久，已腐蝕和磨損較多，很難再進(jìn)行全面防腐，如采用濕法脫硫，整個(gè)脫硫后煙道全部要重新制作和安裝，工程量和投資相當(dāng)大。

5.2 機(jī)組應(yīng)急備用運(yùn)行方式無法選擇濕法脫硫

目前125MW燃煤發(fā)電機(jī)組是履行應(yīng)急發(fā)電及調(diào)峰職責(zé)，機(jī)組一般處于備用狀態(tài)，機(jī)組啟停時(shí)間不確定，機(jī)組運(yùn)行不連續(xù)。每次應(yīng)急發(fā)電及調(diào)峰運(yùn)行時(shí)間較短，如采用濕法脫硫技術(shù)，每次停機(jī)時(shí)吸收塔漿液池未完全反應(yīng)和氧化的漿液將無法變成石膏，需要人為排空，無法處理，將造成二次污染。125MW機(jī)組一般采用輕柴油助燃開機(jī)，機(jī)組啟動(dòng)時(shí)對(duì)漿液污染較大。

5.3 從運(yùn)行能耗和廢水治理上考慮

濕法脫硫工藝的系統(tǒng)阻力高，能耗大，總體耗能約10720KW（包括風(fēng)機(jī)、廢水處理等工藝）占發(fā)電容量1.0%～1.5%，過程為濕態(tài)。石灰制漿液，脫硫反應(yīng)過程為液氣反應(yīng)，耗水量比干法大2～3倍，脫硫廢水無法與廠內(nèi)現(xiàn)有的廢水處理系統(tǒng)混合處理，需新建廢水處理系統(tǒng)，增加系統(tǒng)復(fù)雜性。

5.4 從現(xiàn)場布置考慮

現(xiàn)有125MW燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐后場地較小，如采用濕法脫硫，石膏脫水處理、石灰石漿液等系統(tǒng)占地較大，現(xiàn)有場地?zé)o法滿足要求。

6 低氮燃燒加SNCR脫硝主要技術(shù)說明

脫硝系統(tǒng)采用兩級(jí)脫硝方式：一級(jí)采用低氮燃燒技術(shù)，通過特殊設(shè)計(jì)的燃燒器結(jié)構(gòu)及改變通過燃燒器的風(fēng)煤比例，以達(dá)到在燃燒器著火區(qū)空氣分級(jí)、燃燒分級(jí)，在保證煤粉著火燃燒的同時(shí)，有效地抑制NOx的生成。以爐內(nèi)區(qū)域大空間分離SOFA燃盡風(fēng)射流、濃淡一次風(fēng)水平分離射流、主燃燒區(qū)域剛性偏置二次風(fēng)射流為核心技術(shù)，構(gòu)成爐內(nèi)超低NOx排放、煤粉高效燃燒、高燃盡、防結(jié)渣、防高溫腐蝕的爐內(nèi)燃燒動(dòng)力場特性，脫硝效率達(dá)45%。二級(jí)采用選擇性非催化還原（SNCR）。SNCR工藝是一個(gè)燃燒后的脫硝過程，通過在鍋爐中噴入適量的尿素等脫硝還原劑來去除NOx的化學(xué)反應(yīng)過程。脫硝還原劑噴入爐膛溫度為850—1250℃的區(qū)域，在無催化劑作用下，NH3或尿NH3素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，脫硝效率達(dá)40%。低氮燃燒+SNCR組合技術(shù)總的脫硝效率可達(dá)67%以上，使得氮氧化物排放濃度小于200mg/Nm3，從而實(shí)現(xiàn)NOx達(dá)標(biāo)排放。

7 選擇低氮燃燒+SNCR脫硝方案的理由

7.1 低氮燃燒作為燃煤電廠氮氧化物控制技術(shù)已十分成熟。

當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后，NOx排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時(shí)，再進(jìn)行煙氣脫硝設(shè)施的建設(shè)。低氮燃燒技術(shù)具有運(yùn)行費(fèi)用很低、脫硝效率較高、占地很小、老廠改造容易，燃燒器煤種適應(yīng)性強(qiáng)、低負(fù)荷穩(wěn)燃性好安裝方便、調(diào)節(jié)靈活；防磨性好、壽命長等優(yōu)點(diǎn)，

7.2 鍋爐尾部受熱面空間無法布置SCR進(jìn)出口煙道

SCR技術(shù)的要求是煙氣溫度控制在310～430℃，若125MW燃煤發(fā)電機(jī)組采用SCR脫硝工藝，要對(duì)鍋爐尾部煙道進(jìn)行較大的改造，要把高溫空預(yù)器要全部移位，鍋爐省煤器、低溫空預(yù)器等受熱面都要移位，對(duì)鍋爐影響非常大，增加的投資十分巨大。

7.3 運(yùn)行特性不宜采用SCR脫硝技術(shù)

125MW燃煤發(fā)電機(jī)組鍋爐采用輕柴油助燃方式點(diǎn)爐，啟動(dòng)時(shí)未燃盡柴油對(duì)催化劑污染較大。發(fā)電時(shí)負(fù)荷不確定性大，排煙溫度較難控制在催化劑的適用范圍（310-4300C），造成脫硝運(yùn)行不穩(wěn)定。

7.4 從運(yùn)行費(fèi)用考慮

SCR脫硝系統(tǒng)運(yùn)行成本主要在于還原劑和崔化劑及電耗上，運(yùn)行費(fèi)用較高。SNCR工藝不使用催化劑其運(yùn)行費(fèi)用是SCR脫硝工藝15～30%，是在滿足國家排放標(biāo)準(zhǔn)基礎(chǔ)上最經(jīng)濟(jì)的方案。SNCR脫硝技術(shù)短期脫硝效率可達(dá)75%，長期可達(dá)30～50%。

8 布袋除塵方案

干法脫硫本身需要在脫硫塔后進(jìn)行收塵，采用干法脫硫無需對(duì)原靜電除塵器進(jìn)行改造，可以有效利用原有電除塵進(jìn)行預(yù)除塵，去除部分煙塵，煙氣保持一定高灰量進(jìn)入脫硫塔，經(jīng)過脫硫后，在脫硫塔后加一臺(tái)低壓脈沖布袋除塵器，布袋除塵器對(duì)粉塵特性不敏感、除塵效率高，完全可滿足煙塵排放濃度小于30mg/Nm3的排放標(biāo)準(zhǔn)。

9 結(jié)論

125MW燃煤發(fā)電機(jī)組在現(xiàn)有的生產(chǎn)設(shè)備的基礎(chǔ)上進(jìn)行脫硫脫硝除塵改造，不僅應(yīng)考慮建設(shè)投資，而且考慮脫硫、脫硝、除塵效果和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用等，更保證工藝的可靠性以及與現(xiàn)有設(shè)備和現(xiàn)場空間相結(jié)合，通過深入調(diào)研及分析比較，擬采用低氮燃燒+SNCR脫硝；循環(huán)流化床干法脫硫；低壓回轉(zhuǎn)脈沖布袋除塵器除塵。該套工藝具有安全可靠性高、投資小、適應(yīng)性強(qiáng)、效果好、結(jié)構(gòu)簡單、占地少、吸收劑價(jià)格低、易采購、脫硫灰易輸送、二次污染少、易操作控制、生產(chǎn)運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用低、排放煙氣符合環(huán)保要求等優(yōu)勢。

作者簡介

蔡明貴（1961-），男，福建省莆田市，現(xiàn)職稱：高級(jí)工程師，學(xué)歷：大學(xué)，研究方向：火電廠生產(chǎn)經(jīng)營管理。

敖奇碩（1961-），男，湖南省岳陽市，現(xiàn)職稱：工程師，學(xué)歷：大學(xué)，研究方向：火電廠環(huán)境管理。