某燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践

某燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践某燃煤热电厂烟气超低排放改造工程实践更新时间：2019-04-1709:43来源：《环境工程》作者:阅读：3264网友评论0条摘要：摘要：某燃煤热电厂采用SNCR-SCR耦合脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电除尘的组合工艺对原烟气净化设施进行改造，以实现烟气污染物的超低排放。随机抽取1个月的污染物排放数据进行分析，结果表明：SO2排放浓度非常低，平均浓度仅为6.32mg/m3，应进一步优化控制参数实现经济运行。NOx排放浓度稳定，98.2%的时段排放浓度<50mg/m3，但氨逃逸控制不理想。经过湿法脱硫和湿式静电除尘后，96%的时段粉尘排放浓度<2.5mg/m3。综合分析，组合工艺是一种适合燃煤烟气超低排放改造的可靠工艺。关键词：超低排放；SNCR-SCR耦合；布袋除尘；湿法脱硫；湿式静电除尘；0引言引言近年来，我国大气污染呈现复合型特征，雾霾问题日益突出。而燃煤烟气排放的粉尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)等是最主要的雾霾前驱体。控制燃煤过程排放的大气污染物成为解决雾霾问题的重要举措。为推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量，环境保护部、国家发改委、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》和《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，即要求火电厂燃煤锅炉在末端治理过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度符合燃气机组排放限值，即粉尘、SO2、NOx排放浓度(基准含氧量为6%)分别不超过5，35，50mg/m3。随着DB33/2147—2018《燃煤电厂大气污染物排放标准》(超低排放)的提出，有必要采用全新的“协同治理”技术应对全新的环保形势。对于粉尘来讲，当粉尘排放浓度要求达到≤10mg/m3，甚至≤5mg/m3时，仅在湿法脱硫前采用高效除尘器的工艺方案是不能满足要求的，需要在脱硫后进一步安装湿式静电除尘器。目前常见的超低除尘技术有低低温静电除尘(低温省煤器)、布袋除尘、电袋除尘器等。当前烟气脱硫多采用石灰石-石膏湿法工艺，主流的脱硫改造可采用单塔技术(包括喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术)和串联塔技术。对于燃用中低硫煤的火电机组，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比(增设喷淋层，提高浆液循环泵流量)或者采取增强气液传质措施(增设托盘持液层、湍流层、聚气环等)，可大幅提高吸收塔的脱硫效率，满足超低排放要求。而串塔改造方案可以通过控制一、二级吸收塔的pH值实现分区控制。一级吸收塔低pH值运行，利于石膏氧化结晶；二级吸收塔高pH值运行，利于高效脱硫。NOx控制采用低氮燃烧技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，低氮燃烧技术作为燃煤电厂NOx控制的首选技术，主要有低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术等，烟气脱硝技术以高效SCR为主。在超低排放技术的实际应用中，现场情况复杂，在工艺和技术上并没有统一标准，需要根据实际情况进行针对性的设计。本文基于某燃煤热电厂2×130t/h循环流化床锅炉超低排放改造工程，随机选取其在网连续运行30d的烟气污染物排放数据(720个时段)，对改造后SO2、NOx和粉尘的数据进行详细分析，研究其排放特性，为燃煤热电厂超低排放改造提供工程解决方案和数据支撑。1工程概况工程概况该热电厂原有的烟气处理流程为：SNCR脱硝→静电除尘器→石灰石-石膏烟气脱硫。但原有静电除尘器的内极板、极线、壳体以及烟道在长期运行过程中均已存在较大程度的腐蚀，所以采用全新的布袋除尘器替换原有的静电除尘器。原有石灰石-石膏烟气脱硫装置的SO2排放设计值为200mg/m3，与SO2超低排放要求有较大的差距，需要进行改造。脱硫改造仍采用石灰石-石膏烟气脱硫工艺，按照两炉1塔配置，在现有3层喷淋基础上增加1层喷淋，并更换原有3层喷淋层全部喷嘴(上下双向)，同时将除雾器更换成1层管式+两级屋脊除雾器，最后在脱硫塔顶加装立管式湿式电除尘器。另外，原有的SNCR脱硝NOx的设计排放值为100mg/m3，无法满足超低排放要求。为此，脱硝改造采用“SNCR优化+SCR(1层催化剂)”耦合脱硝工艺。最终该企业确定实现超低排放的技术方案为SNCR脱硝+SCR脱硝+布袋除尘+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(两炉1塔)+湿式静电除尘器(两炉1塔)，工艺流程如图1所示。图1超低排放工艺流程2改造效果改造效果2.1脱硫效果分析2.1.1SO2排放浓度脱硫后SO2排放浓度较为稳定(图2)，仅有21个时段超过35mg/m3的排放标准，占总时段的2.9%。而且SO2排放浓度控制得很低，30d内平均浓度仅为6.32mg/m3。如表1所示，SO2排放浓度<10mg/m3的时段占81.7%，甚至<5mg/m3的时段也占65.1%。图2SO2排放浓