某电厂烟气脱硝脱硫和除尘系统工艺改造研究.doc

《某电厂烟气脱硝脱硫和除尘系统工艺改造研究.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《某电厂烟气脱硝脱硫和除尘系统工艺改造研究.doc（6页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、某电厂烟气脱硝脱硫和除尘系统工艺改造研究针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况，立足电厂现有烟气净化装置，对4#机组进行了增加一层975mm高度的催化剂层（反应时间由0.3s增加至0.55s）的烟气脱硝改造；增加一个吸收塔，采用双塔双循环脱硫技术的脱硫改造；在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统的除尘改造。根据国家和地方政府的要求，通过改造，烟气中NOx、SO2、烟尘达到了超净排放要求，而且也没有增加企业生产成本费用，因此具有实际意义，值得推广。燃煤电厂是我国能源消耗大户及污染物排放主要贡献者。目前，随着我国对节能减排工作的不断深入，燃煤电厂的煤炭燃烧排放监督已愈发严格。201

2、5年12月，国家印发了全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案，方案要求加快燃煤发电机组超低排放改造步伐，到2020年，通过相关新的技术手段与设备，使有条件的新建及现役燃煤发电机组达到超低排放水平。1 某电厂改造前烟气处理工艺设施某电厂建于90年代，有4台机组，分别为1#、2#、3#、4#锅炉，功率皆为340 MW。每个锅炉配置5台磨煤机，每台功率为30t粉煤/h。本次研究选择4#机组，改造前，机组脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）；除尘装置采用的是双室六电场静电除尘器；脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。生产工艺流程图，如图1所示。图1 电厂生产工艺流程简图1.1 改造前机组烟气各污

3、染物排放状况改造前，4#机组在达标排放情况下，烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气。2016年1月18日烟尘、SO2、NOx监测数据，如表1所示。表1 机组出口烟气监测结果1.2 改造前烟气处理各装置概况及运行中存在的问题1）脱硝装置。改造前，该机组采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）。脱硝技术方案是采用尿素水解法制备脱硝还原剂氨水，氨水按照一定的速度喷射进带有催化剂的烟气反应设备中，烟气中氮氧化物和氨水中的氨发生化学还原反应，进而得到脱销，还原成氮气和水。烟气停留时间和氨水的喷射量是脱硝效率的主要影响因素。脱硝工艺流程，如图2所示。图2 改造前4#机组脱硝工艺流程图由机组脱硝

4、装置自行监测数据可知，改造前，脱硝效率能满足现有标准要求，但不能达到超低排放要求。主要原因为：(1)原有催化剂的高度不能满足脱硝效率的要求；(2)喷氨装置还需要进一步改进，进一步加大氨的喷射量；(3)稀释风采用的是热一次风，易造成堵塞。2）脱硫装置。改造前，机组烟气脱硫采用1炉1塔、烟塔合一排烟技术。在塔体底部直接布置浆液池，在塔体上部设置四层喷淋层。改造前机组脱硫出口SO2浓度基本稳定在50mg/Nm3200mg/Nm3范围之内，脱硫效率不低于95%，排放出口SO2能达标排放，但不能满足未来超低排放要求。主要原因为：(1)吸收塔喷淋层母管和支管因施工质量差，存在喷嘴严重磨损及少量脱落，影响脱

5、硫安全稳定运行；(2)吸收塔氧化风机设计压头偏小，尤其经长期运行后，故障频繁，效率下降，轴承温度高，对脱硫系统影响较大；(3)塔外循环管存在局部磨损严重，在循环泵出口大小头及弯头变径处经常发生漏浆现象；(4)自脱硫投运以来，脱硫废水直排入灰浆池，废水系统一直未投运，且相关管道设施已腐蚀损坏。3）除尘装置。改造前，机组使用两台卧式双室六电场静电除尘器，烟气出口烟粉尘基本上浓度都控制在30mg/m3以下，除尘效率99%，但外排烟尘仍不能满足超低排放要求。主要原因为：静电除尘器去除细小的颗粒物有一定局限性，尤其是对于粒径在0.1m1.0m的烟尘其除尘效果表现更低。2 烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研

6、究考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法，并基于本电厂烟气处理系统的实际情况，现对该机组进行如下改造研究。2.1 烟气脱硝改造改造前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺，脱硝原设计效率为50%，执行NOx的排放限值为200mg/Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg/Nm3，脱硝率为87.5%。为了达到超低排放要求，针对前述分析，认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度，并加大氨的喷射量，以进一步降低NOx排放浓度。具体措施为：1)SCR反应器区改造。(1)催化剂。加装一层高度975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次为在其达到化学寿命后更换，以后每3年更换一次。同时

7、，增加烟气在反应器内的停留时间。(2)吹灰系统。取消蒸汽吹灰器，每层新增1台声波吹灰器，并相应调整声波吹灰高度位置。(3)氨稀释喷射系统。每台炉更换2台计量模块，设计出力为132.5kg/h，调节范围为10%120%。(4)尿素水解系统。需加大处理，更换大的流量计量模块，氨产量需要达到165kg/h。(5)流场及涡流混合器。整体更换原稀释风管道和阀门，更换氨空气混合器，改造后氨耗量为165kg/h，所需稀释风流量为4 355Nm3/h。同时，改用冷一次风，并在反应器下部设冷风加热管道。2）还原剂存储及制备。原尿素溶液制备和存储均能满足改造后的要求，无需改造。3）实现全负荷脱硝。根据现有的统计结

8、果，低于最低喷氨温度的时间占比约4%，不能满足98%要求。因此，需要通过拆分省煤器以及省煤器入口加装旁路烟道、热水再循环等技术，提高低负荷时省煤器出口烟温。改造后SCR脱硝工艺，如图3所示。图3 改造后4#机组脱硝工艺流程2.2 烟气脱硫改造本工程脱硫改造后要求排放浓度为35mg/Nm3，改造后预期脱硫效率为99.1%。目前改造技术主要有单塔双循环技术、双塔双循环技术等。通过技术经济比较可知，两种方案造价及阻力均差别不大。结合本项目的实际情况，充分利用现有设备，并考虑双塔方案停炉时间较短，可靠性及对硫分适应性更高，本项目优先采用双塔双循环技术。具体措施为：1）原有吸收塔基本无需改造，将原塔作为

9、一级塔，新建塔作为二级塔；2）在现有吸收塔出口增设临时烟囱，以减少停炉时间；3）拆除管式烟气换热器（GGH），利用取消GGH位置布置新建吸收塔；4）每台炉新建塔径为13m的二级塔，设置三层石灰水喷淋层，两层搅拌，每层设置三台搅拌器用于石灰石浆池搅拌，同时设置两台氧化风机，一用一备，用于二级塔浆池氧化。2.3 烟气除尘改造由前文分析可知，现有干式除尘器已增至6电场，烟尘排放浓度已经很接近超净除尘，但仍不能满足超低排放要求，主要原因是静电除尘对这种细颗粒的处理能力比较差。综合考虑技术可行性、经济性、现场条件等多种因素，并通过实验室测试，可以采用更经济实惠团聚除尘3。除尘改造工艺流程，如图4所示。图

10、4 改造后4#机组除尘工艺流程3 电厂烟气超净排放改造实施效果3.1 改造后污染物排放状况2016年12月10日，4#机组已经基本完成超净改造，正式投入运行。根据改造要求，4#锅炉烟气实现超低排放。锅炉烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气，且少量氨逃逸可满足恶臭污染物排放标准（GB 14554-93）。2017年5月4日烟尘、SO2、NOx监测数据，如表2所示。表2 机组出口烟气监测结果3.2 改造后的经济效益通过对4#机组脱硝、除尘和脱硫的超净改造，脱硝系统、脱硫装置、除尘系统改造增加的静态投资分别为836.8万元、3 682.6万元、436.9万元，增加的静态发电单位成本分别约为1.45

11、49元/MWh、6.8332元/MWh、1.2611元/MWh。但是，经过计算分析，通过2017年2018年改造后的超低排放系统运行，由于超净改造电价补助为0.010元/度电，且由于排放污染物减少，4#机组的排污费可减少150万元/年。不但减少污染物排放，也没有增加企业生产成本费用，由此可知，对此电厂4#机组的烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造，具有重大意义。4 结论综上所述，针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况，立足电厂现有烟气净化装置，进行了如下改造：1）烟气脱硝改造是增加一层975mm高度的催化剂层（反应时间由0.3s增加至0.55s);2）脱硫改造是通过增加一个吸收塔，采用双塔双循环脱硫技术；3）除尘改造是在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统。根据国家和地方政府的要求，通过改造，不但减少污染物排放，达到了超净排放要求，而且也没有增加企业生产成本费用，因此具有实际意义，值得推广。6