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燃煤机组烟气超低排放改造技术路线研究

北极星环保网来源:环境工程 俞立2017/11/20 11:32:59我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:超低排放 SCR工艺 湿式电除尘

北极星环保网讯:随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)的发布(要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3),全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造,本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论,并通过测试数据对改造路线效果进行评价。

燃煤电厂超低排放改造之:脱硝改造技术路线

未超低排放改造前,一般电厂脱硝采用:低氮燃烧器+SCR工艺,控制NOx浓度在100mg/m3以内。以后将要执行50mg/m3的排放限值(平时运行时为防止排放值波动而超标,一般需控制在30~40mg/m3),电厂可以从以下两个方面进行脱硝超低排放的改造。

1低氮燃烧器改造

未进行低氮改造或低氮改造效果不好,低氮改造后入口NOx仍然较高的(超过500mg/m3),电厂脱硝若执行50mg/m3的排放限值时,SCR装置的压力较大的(脱硝效率在90%以上),需首先考虑能否进行低氮燃烧器的改造。

有些电厂低氮燃烧器改的较早,或锅炉本身自带低氮燃烧器,因技术原因,低氮效果不明显。随着近几年低氮燃烧技术的发展,已经可以解决以前无法解决的问题。如前后墙对冲燃烧锅炉,目前已经有成熟的低氮技术对该种炉型进行改造,炉膛出口NOx可降低到300mg/m3左右。

如山西某电厂2×600MW机组,锅炉为东方锅炉(集团)股份责任公司设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉;型号为DG2060/17.6-∏1,炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。脱硝采用低氮燃烧器+SCR工艺,SCR设计入口NOx浓度为500mg/m3,催化剂层数按“2+1”布置,脱硝效率不小于80%,出口浓度<100mg/m3(标干,6%氧)。

2012年对两台机组进行了低氮燃烧改造,改造效果不理想。对改造后SCR入口NOx浓度进行统计分析,见图1-1:

超低排放改造技术

据统计,2014年7月~2014年10月,1号机组A侧SCR入口NOx浓度基本在300~500mg/m3,B侧SCR入口NOx浓度基本在400~600mg/m3,SCR入口浓度较高,低氮效果不明显。

迫于超低排放改造的压力,2014年9月,电厂对1号机组重新进行了低氮燃烧器改造,改造后锅炉运行情况见图1-2:

超低排放改造技术

重新进行了低氮燃烧器改造后,燃用同样的煤种,#2机组SCR入口NOx浓度基本可稳定在400mg/m3以下,低氮改造效果较明显,减轻了后续SCR的运行压力,且节约运行成本。

低氮燃烧器改造效果较好的(不降低炉效的前提下),可降低脱硝的运行成本,减少氨的用量,减少氨逃逸的风险,对后续空预器等设备均有一定的积极意义,在一定程度上保证了机组长期稳定运行。

2SCR改造

SCR改造一般采用新增催化剂或更换催化剂的技术方案,同时对SCR吹灰器进行相应改动,并重新核算还原剂储存系统、制备系统及稀释风机出力是否满足要求,若不满足,进行相应的改造。

南京某电厂2×600MW机组,已采用低氮燃烧器,低氮改造后SCR入口浓度保证在320mg/m3以内。此次脱硝系统改造仅加装备用催化剂层,并增加配套催化剂层吹灰系统。按照新加装催化剂+原催化剂,满足NOx排放值在50mg/m3以内、脱硝效率>85%、氨逃逸率<3ppm。

表1-1南京某电厂1号机组脱硝系统主要性能参数

超低排放改造技术

延伸阅读:

燃煤火电厂超低排放改造技术路线研究分析

燃煤电厂超低排放改造技术路线研究

燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述

最新最全 国内外脱硝技术的现状及展望

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