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某1000MW燃煤机组超低排放改造分析

北极星环保网来源:电力行业节能环保公众服务平台 潘建强2018/3/26 8:57:55我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:超低排放 SCR 脱硫技术

北极星环保网讯:以江苏某2x1000MW燃煤机组超低排放改造项目为例,介绍了脱硝、脱硫技术改方案,论证改造的可行性和有效性,论述了燃煤机组超低排放改造需要注意的问题。实测数据表明,改造后各项污染物指标能够满足超低排放限值的要求。

2014年,国家发改委、环保部和能源局联合下发了国办发(2014)31号《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020》的通知,要求到2020年,现役600MW及以上燃煤机组、东部地区300MW及以上公用燃煤发电机组、100MW以上自备燃煤发电机组及其他有条件的燃煤发电机组,改造后大气污染物排放浓度基本达到超低排放限值,即SO2排放质量浓度≤35mg/m3,NOx二排放质量浓度≤50mg/m3,烟尘排放质量浓度≤10mg/m3。

江苏某2x1000MW燃煤机组配置的环保设施不能达到超低排放限值,为执行国家环保政策和新的排放标准,需进行相关环保改造,以达到大气污染物超低排放限值要求,即:在基准氧含量6%条件下,烟尘排放质量浓度<5mg/m3,SO2排放质量浓度<35mg/m3,NOx排放质量浓度<50mg/m3。

1机组概况

1.1锅炉概况

该燃煤机组配套锅炉由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造,型号为DG3024/28.25-II1,为一次再热、单炉膛、平衡通风、尾部双烟道结构、烟气挡板调节再热汽温、全钢构架、全悬吊结构、露天布置、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式、超超临界参数、变压直流锅炉。

1.2改造前烟气脱硝、脱硫系统概况

烟气脱硝采用选择性催化还原(SCR)工艺,高灰布置,催化剂采用“2+1”层布置、初装2层。脱硝装置按入口NOx质量浓度300mg/m3、出口NOx质量浓度≤60mg/m3、脱硝效率≥80%设计。

烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺,1炉配1塔(喷淋空塔),吸收塔内设置5层喷淋层(4+1,正常运行4层),不设置烟气换热器(GGH),每台锅炉配3台引风机(引增合一)。脱硫装置按入口SO2质量浓度3400mg/m3、出口SO2质量浓度≤170mg/m3、脱硫效率≥95%设计。

在1000,749,604M负荷工况下,脱硝装置入口NOx质量浓度分别为307,324,328mg/m3,出口NOx质量浓度分别为52,49,59mg/m3,脱硝效率分别为82.67%,84.80%,82.05%,入口烟气温度分别为362,340,324℃。

在950MW负荷、四层喷淋层运行条件下,对#2机组进行脱硫装置性能测试:脱硫装置入口SO2质量浓度为1929mg/m3,出口SO2质量浓度为92mg/m3,脱硫效率为95.20%;入口烟气温度为95℃,出口烟气温度为48℃;入口烟尘质量浓度为32mg/m3,出口烟尘质量浓度为18mg/m3,脱硫系统综合除尘效率为43.8%;除雾器出口雾滴质量浓度为28mg/m3。

分析测试数据可知:当前脱硝装置出口NOx排放浓度及脱硝效率达到设计值,NOx排放浓度达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求,但不能稳定达到超低排放要求。反应器出口NOx分布均存在一定偏差,对脱硝装置稳定运行有一定影响。

脱硫装置在入口SO2质量浓度为1900mg/m3左右时,脱硫装置出口SO2质量浓度和脱硫效率能达到设计值,满足GB13223-2011灸人电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求,但不满足超低排放要求;脱硫装置出口烟尘浓度没有达到5mg/m3以下。所以,NOx、烟尘、SO2排放浓度均没有达到超低排放要求。

2脱硝系统改造方案

2.1改造目标

改造方案实施后,脱硝系统出口NOx排放质量浓度降低到50mg/m3以下,达到超低排放改造要求。

2.2改造方案

降低NOx排放主要有2种措施:

一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx燃烧技术;

二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术。

采用较为先进的低氮燃烧器,性能保证值为300mg/m3,且当前实际运行时基本能控制在性能保证值范围内。根据近年来机组运行数据以及脱硝装置性能考核试验结果,本次脱硝改造工程的设计烟气条件为:烟气量3350923m3/h,SCR装置入口NOx质量浓度350mg/m3、入口烟温375℃、出口NOx质量浓度≤50mg/m3,脱硝效率≥85.70%,氨逃逸率≤2.28mg/m3,SO2/S03转化率≤1.4%(三层催化剂)。

延伸阅读:

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