机组烟气超低排放环境保护设施改造工程主要有,陕西省通过探索超净排放技术

 案例     |      2020-02-09

2015年12月2日召开的国务院常务会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。对超低排放和节能改造要加大政策激励,改造投入以企业为主。超低排放的概念对于超低排放,目前国内比较普遍的概念是指,燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3),但在该标准中,天然气燃机与燃煤锅炉排放限值所对应的烟气氧含量分别为15%、6%,如果折算到相同氧含量条件时,天然气燃机排放限值实际上是燃煤机组限值的2.5倍,由此可见,完成超低排放改造后,燃煤机组的排放标准比燃气机组的还低。改造技术路线脱硝技术路线目前被燃煤电厂广泛采用的脱硝技术主要为“低氮燃烧器+选择性催化还原法”,低氮燃烧技术主要是通过调整二次风和燃尽风的配比,增加燃尽风的比例,大幅减少燃尽风区域产生的NOX,目前最新的低氮燃烧技术可将锅炉出口烟气中的氮氧化物浓度控制在200mg/m3左右,烟气进入脱硝反应器后烟气中的氮氧化物和氨气进一步反应,将烟气中的氮氧化物浓度降低至100mg/m3以下。要达到超低排放标准,主要通过两条途径来实现,一种是增加脱硝反应器中催化剂面积,增加喷氨量提高脱硝效率来降低氮氧化物的排放浓度;另一种是对锅炉的燃烧器进行低氮燃烧改造(对燃烧器已改造过的锅炉只能采取前一种)。目前在各大电厂超低排放改造中基本将两种途径结合起来进行实施,先对燃烧器进行低氮改造,尔后再适当增加脱硝催化剂面积,尤其在对四角切圆燃烧方式的锅炉被广泛采用。对于对冲布置的旋流燃烧器的锅炉,一般多采用只增加脱硝催化剂的面积,增加喷氨量实现降低氮氧化物的浓度。脱硫技术路线现役燃煤机组在2014年7月1日开始执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中的二氧化硫达标改造中,一般通过增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石浆液的喷淋层等工艺来实现。在进行超低排放改造中,脱硫系统主要采用以下几种方法:一是脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上,除尘效率90%以上,满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备,应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。如图1所示。二是单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔,浆液采用双分区浆液池设计,将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区),上层主要负责氧化,下层主要负责吸收,同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果,并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。三是双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘,双托盘比单托盘多了一层液膜,气液相交换更为充分,从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。四是双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔,利用双循环技术,同时设置喷淋层和除雾器,使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大,不适合布置比较紧凑的电厂,且辅机增设较多,运营成本高。除尘技术路线现役燃煤机组为达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准,对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场、末电场小分区供电等被广泛应用。在进行超低排放改造中,除尘系统主要采用以下几种方法:一是湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同,其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质,除尘效率高,运行也较可靠。二是电袋复合除尘。电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点,通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器,具有效率高、稳定性强的优点。但是存在布袋寿命较短、维护费用高等缺点。在近两年的超低排放改造中,往往是将以上几种技术路线组合后用于对现役机组的改造,主要有以下几种:脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源。单机投资5000万-1亿,同时运行维护成本低,停机工期最短可以控制在40天以内,属于近两年的新型技术,运行可靠性有待检验;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。性能稳妥、投资和运维成本相对较低。单台机投资大约1-1.5亿,停机工期40天,同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘。单台机投资约1-1.3亿,停机工期50天,终端除尘效果会更明显,但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题;单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。投资与路线与(1)接近,停机工期50天,该技术既能达到超低排放要求,还能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题,但除尘效果相对较差。技术路线的选择自2014年开始,国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造,从已完成改造的电厂来看,选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主,随着超低排放改造工作的全面推进,新型的超低排放技术将快速发展,结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化,超低排放技术将会越来越成熟,同时改造成本也会逐渐降低。以“十一五”末投产的某电厂为例,该电厂单机容量为600MW,锅炉为前后墙对冲燃烧方式,采用低氮燃烧技术,同步建设脱硫设施,按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后,该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统,对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造),通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。超低排放改造工作启动后,该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察,结合现场设备系统情况,改扩建空间小等实际情况,并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出,在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求,重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择,通过对以上改造技术路线的比较,“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点,被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元,完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下,可满足超低排放的要求。改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,对电厂本身产生不了经济效益,但是,改造产生的环境效益非常明显,对改善区域环境空气质量意义重大。经济效益以上述电厂为例,1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期),进行超低排放改造后,典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh,因此,进行超低排放改造不仅要投入大量的资金,而且增加了电厂的运营成本,对电厂产生的经济效益是负值。环境效益根据有关资料统计,按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准,以单机容量600MW的机组参数为参照,经初步测算,与达标排放限值相比,达到超低排放情况下,全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右,其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例,该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较,三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。由此看出,该电厂完成超低排放改造后,一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨,污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计,实际每年减排三项污染物693.2吨,减排效果非常显著,有效改善区域的环境空气质量,尤其烟尘的减排比例高达68.4%,对降低区域空气中的PM2.5贡献重大,将产生良好的环境效益。“十三五”是我国环保工作的关键时期,环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本,影响了电厂效益,但是,做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理,我们要不计成本打造绿色环保企业,为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。

据西安热工研究院技术人员牛国平介绍,燃煤锅炉烟气污染物一体化协同脱除超低排放技术,主要内容包括脱硫、脱硝增容、低温省煤器协同除尘、除尘提效改造、增设湿式除尘器、改造MGGH消除烟囱“冒白汽”的视觉污染。具体说来,脱硫改造方面,在原有的吸收塔前,新增设一座吸收塔作为一级塔,原有的吸收塔作为二级塔,吸收塔的运行方式由原来的单塔单循环改造为双塔双循环。脱硝改造方面,在原催化剂“2+1”基础上增加备用层催化剂和吹灰器,更换喷氨混合器和静态混合器,进行流场模拟总体优化。除尘改造方面,电除尘器高频电源改造和小分区供电改造、在电除尘器前增设低温省煤器协同除尘、在脱硫塔后增设湿式除尘器。

特别是在对两台机组进行脱硫改造时,采用脱硫双塔串联技术的改造方式,完成改造后,二氧化硫排放指标已稳定达到《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准》排放限值标准,排放浓度远低于每立方米35毫克。“即已实现超低排放。”董晔说。

【电工电气网】讯    烧煤也可以像烧天然气一样清洁了——今天12时30分,随着浙能六横电厂1号机组锅炉冲管的结束,国内首台燃煤电厂超低排放脱硫装置进入整套启动阶段,为6月底国内首台“三同时”建设的百万千瓦超低排放机组按时投运打下坚实基础。    为大气减负    煤炭燃烧产生的粉尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质,一直是大气污染的重要来源,其中粉尘、氮氧化物等是形成雾霾的主要来源之一,二氧化硫是酸雨的源头。    有鉴于此,我国近年来加大了对燃煤电厂的除尘、脱硫、脱硝(去除氮氧化物)的要求,电除尘装置一直是电厂的标配,脱硫和脱硝装置也要求在近年来完成。作为浙江发电产业的主力军——浙能集团公司,其旗下的所有燃煤机组已率先完成脱硫改造,脱硝装置也有望在今年率先普及,走在了全国各大发电集团的前列。    增加环保装置    虽然目前国内的脱硫、除尘、脱硝装置一般能达到90%以上的效果,但相对巨大的煤炭用量(浙江年用量就超过1亿吨),剩下的几个百分点的排放依然数量惊人。据煤炭工业协会发布的数据,2013年全国煤炭消费总量约为37亿吨,其中电力行业煤炭消耗量约为19亿吨。    因此,国家加大了对区域排放总量的控制,并对东南沿海地区的新燃煤发电机组的建设进行了严格限制。    在这样的背景下,煤炭的清洁燃烧和清洁排放技术成了燃煤电厂未来发展的新空间、新蓝海,谁在这一技术上能突破,必然能给整个燃煤火力发电行业带来发展新机遇。浙能在率先基本实现脱硫、脱硝国家要求的基础上,再度率先进军煤炭超低排放发电领域,在全国率先提出并实施“燃煤机组烟气超低排放”,按照天然气发电机组排放的水平,制定了燃煤机组超低排放的新标准,并先后在嘉兴、六横等电厂开始实施。这一技术的应用将使燃煤电厂的排放水平与天然气机组相当,得到了国家有关部委的高度关注。    环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准中,大气污染物特别排放限值中,在“燃煤锅炉”一栏中,二氧化硫为50毫克/立方米、氮氧化合物为100毫克/立方米、烟尘为20毫克/立方米;在“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”一栏中,二氧化硫为35毫克/立方米、氮氧化合物燃气锅炉为100毫克/立方米、燃气轮机组为50毫克/立方米、烟尘为5毫克/立方米。    超低排放项目实施后,燃煤电厂烟气排放标准达到天然气机组标准。这一项目在现有重点区域排放标准下,还将大幅降低烟气中PM2.5、三氧化硫和汞的排放水平。    为达到这一标准,浙能在原有燃煤电厂脱硫、脱硝、电除尘等环保装置的基础上,增加了高效脱硫、脱硝装置,和湿式静电深度除尘等业内最新最先进的环保技术和装置。简单说,就是做加法,以提升环保装置的总体减排效果,达到超低排放要求。当然,这样做会增加电厂自身的用电消耗,但与清洁排放带来的社会效益和电厂发展新空间比,这些付出是值得的。    6月底投产    今天,通过连续7天时间的冲管试验,六横电厂一号机组的烟气温度、吸收塔内PH值等多项指标达到设计要求。二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量是超低排放项目的三大关键指标,其中脱硫吸收塔(见配图)既是决定脱硫效率的核心装置,同时也是决定湿式电除尘能否实现有效除尘的关键环节。    浙能六横电厂超低排放工程自2012年12月30日开工建设,与同步建设中的嘉兴电厂超低排放项目属老项目改造不同,六横电厂超低排放工程是全国首个与主体工程同步设计、同步施工、同步投运的“三同时”百万机组超低排放新建项目,主要工程由浙江天地环保公司承建。项目实施后,该电厂将脱除70%以上的PM2.5,烟气二氧化硫、氮氧化物、烟尘的排放浓度将达到天然气燃气轮机组的排放标准,成为高标准的清洁电厂。按年发电5500小时计,单台机组每年可多减排二氧化硫270吨,多减排氮氧化物820吨,多减排烟尘540吨。    如果全国现有的8.62亿千瓦燃煤机组均实施超低排放,按年发电5500小时计算,以六横电厂使用煤种为基准,相比目前国家标准能够多减排二氧化硫23.22万吨、氮氧化物70.68万吨、烟尘46.55万吨。考虑到浙江省采用的是国家重点地区排放限值,实际数据很可能要高于此值。    据悉,浙能六横电厂1号机组超低排放装置预计今年6月下旬与主体工程同步进入168小时试运行。

山西焦煤西山煤电所属山西兴能发电有限责任公司、武乡西山发电有限责任公司积极响应国家、省政府号召,启动了各机组的超低排放改造工作。目前,改造工作全部完毕,改造后的环保设施运行正常,仪表测量稳定,二氧化硫、氮氧化物、粉尘等排放指标全部符合环保要求。 山西焦煤西山煤电山西兴能发电有限责任公司1#、2#机组烟气超低排放环境保护设施改造工程主要有:脱硫系统,在吸收塔入口和底层喷淋层之间安装旋汇耦合装置,将原除雾器拆除更换为管束式除尘除雾器;脱硝系统,进行SCR流场均布及喷射格栅优化调整,启用备用催化剂层,尿素热解制氨改为水解制氨系统;除尘系统,仍使用原电袋除尘器,未进行改造。3#机组烟气超低排放环境保护设施改造工程主要有:脱硫系统,吸收塔顶部拔高3.8m,增加一层喷淋层(由4层增加到5层),将原除雾器拆除更换为管束式除尘除雾器,拆除GGH;脱硝系统,进行SCR流场均布及喷射格栅优化调整,启用备用催化剂层,尿素热解制氨改为水解制氨系统;除尘系统,仍使用原电袋除尘器,未进行改造。经验收测量,二氧化硫排放浓度低于20mg/Nm3,氮氧化物排放浓度低于40mg/Nm3,粉尘排放浓度低于3mg/Nm3。 山西焦煤西山煤电武乡西山发电有限责任公司此次改造采用SPC—3D脱硫除尘一体化技术和脱销增加一层催化剂方案。对脱硫吸收塔采用液压整体提升技术抬高了3.6m,对原净烟道进行了改造,更换容量小的设备。增加了管式除尘器。工程脱硫采用石灰石—石膏石湿法脱硫技术,脱硝采用SCR选择性催化还原技术,烟气中的氮氧化物经过脱硝反应器大大降低。经验收测量,二氧化硫排放浓度从200mg/Nm3减为35mg/Nm3,氮氧化物排放浓度从100mg/Nm3减为50mg/Nm3以内,烟尘排放浓度从30mg/Nm3减为2—3mg/Nm3。 通过改造,两家电厂也将走出一条清洁发展、绿色发展之路,为当地的环境保护作出应有贡献。改造完成后,两家电厂也将得到政府的专项补贴、电量奖励。(山西焦煤西山煤乔亚峰 供稿)

污染排放让燃煤电厂成为众矢之的。因环保压力增大,各地不得不限制燃煤火电厂的建设。但高峰期严峻的电力缺口,却又成为许多地方经济社会发展的一大制约。为此,陕西省根据实际推动创新,探索新技术,破解两难困境。华能国际电力开发公司铜川照金电厂,成为陕西省政府选中的首家试点改造企业。

记者注意到,按照“超低排放”标准,燃煤机组的大气主要污染物排放,将达到天然气燃气机组的排放指标,即氮氧化物、二氧化硫和烟尘三项污染物浓度,每立方米分别不超过50毫克、35毫克和5毫克,与目前国家要求的燃煤锅炉排放限值相比,排放污染物减少一半甚至3/4。

监测数据显示,2011年陕西煤电烟尘排放量约215万吨,占全国烟尘排放总量的16.9%;二氧化硫排放量约900万吨,占全国二氧化硫排放总量的40%;氮氧化物排放量1106万吨,占全国氮氧化物排放总量的46%。而随着发电量的增加和耗煤量加大,近几年电厂氮氧化物排放增长迅速。

位于鹿泉区的鹿华热电是我市西部城区唯一的大型热源点,拥有两台330兆瓦的空冷供热机组,采用国内先进的空冷、除尘、脱硫和脱硝等环保节能措施,两台机组于2011年投产运行。