摘 要:随着GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的颁布与实施,原有燃煤火电厂锅炉运行状态和电煤市场供应发生变化,对大气污染物排放提出新的要求,许多燃煤电厂现有锅炉NOx排放浓度不能满足新标准的限值。为了实现新排放标准的要求,本文分析了燃煤电厂烟气治理设施的现状,指出了其中存在的问题,最后提出了电除尘和烟气脱硝升级改造技术。
关键词:燃煤电厂 电除尘 烟气脱硝 改造
中图分类号:X701.2 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2013)06(b)-0133-02
随着国民对环境保护意识的增强,燃煤电厂的污染物排放也愈发的受人们关注。在GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中规定,时限内燃煤电厂锅炉NOx排放浓度限值在100 mg/m3,而目前绝大部分燃煤电厂的NOx排放浓度超出新标准中NOx最高允许排放浓度值450 mg/m3。2012年发布了GB3095—2012《环境空气质量标准》,将PM2.5(细颗粒物)写入国标,并纳入各省市的强制监测范畴,重点区域燃煤电厂将严格执行为20 mg/m3排放限值。电除尘器作为大气污染物细颗粒物治理最重要的设备,但随着新标准的颁布实施,电除尘器行业面临着前所未有的压力和挑战,仅靠电除尘器本体的常规改进,现有新建、扩建、改建的火电项目绝大多数都难以满足新的烟尘排放标准要求。可见,燃煤电厂要很好适应新排放标准,需加快对电除尘器与烟气脱硝技术进行升级改造。
1 燃煤电厂烟气治理现状
近些年,燃煤电厂环保设施得到快速发展。2011年,燃煤电厂建设了约98%装机容量的高效除尘器、约86%装机容量的脱硫设施、70%左右装机容量的低氮燃烧器、14%装机容量的脱硝设施,基本安装了在线监测系统,对电力生产过程中产生的烟尘、SO2等污染物进行严格控制,取得了瞩目的成就。然在“十一五”期间的调研和普查中,不少环保设施的运行状态不够理想,与设计要求尚有差距,其环保功能未得到充分发挥。以脱硝设施为例,火电机组中有14%容量已经建设有脱硝装置,其中95%以上采用SCR工艺,“十二五”脱硝设施建设是重点,但技术标准体系尚不完善,也无统一的运行管理技术规范[1]。
目前,电力工业已形成了以高效电除尘器、袋式除尘器和电袋复合除尘器为主的格局,到2010年底,其构成比例大致为:电除尘器约94%、袋式除尘器约5.5%,电袋复合及其它除尘器约0.5%。随着火电厂大气污染物排放新标准GB13223-2011的修订出台,对除尘设施提出来更高、更严的要求,迫切需要加强设施的运行管理和协同控制。
2 烟气治理设施存在的问题
2.1 电除尘器存在的问题
目前,我国燃煤电厂中的电除尘器规格偏小,按机组投产的时间不同,在执行2003年版排放标准中,烟尘的排放限值分别为200 mg/m3、100 mg/m3、50 mg/m3。电除尘器普遍存在比集尘面积小,电场数少,同时锅炉排烟温度偏高,大部分是维持在130 ℃~150 ℃的范围内。此外,由于市场无序竞争等各种因素的影响,设计电除尘器留有裕量不足,场地受限制,在执行早期排放标准建设的部分机组已经进行了扩容改造,场地被利用,在新建部分的机组时,场地显得尤为紧张,从而电除尘器的占地面积受到挤压。
2.2 烟气脱硝装置存在的问题
在现有的烟气脱硝装置中,最常见的问题是系统泄漏与卸氨速度缓慢。导致液氨泄漏主要来自两方面原因:一是阀门管道质量不合格或是垫片质量不过关;二是操作失误导致管路压力激增从而使承压器件损坏也会引起泄漏。由于液态氨本身具有极强的亲水性,只要轻微的泄漏液氨就会吸收空气当中的水蒸气进行产生出较强的酸性,进而会造成周围的金属管路、阀门以及容器等被严重腐蚀。而导致卸氨速度缓慢的原因是卸氨人员操作不当,在氨罐内压力尚未处于平衡状态时便急于进行操作,这样一来便会造成氨罐内的压力逆止阀误动作,并且无法及时回位,从而导致卸氨速度缓慢;此外来自设备自身问题,如管路气动门故障、压缩机不正常共组等,导致气液无法正常分离和排气不畅,从而影响卸氨速度。卸氨速度缓慢,不但会使操作时间延长,而且还会一定程度上增大卸氨操作的危险性。
3 烟气治理设施的升级改造
3.1 电除尘器升级改造
针对现有机组电除尘器进行改造,单纯的采用扩容办法来提效,在新标准低排放的要求下是很难达到理想的效果,需要采用开发新技术,在此探讨的是电除尘器的隔离振打技术[2]。
电除尘需要选择合适的振打机构、制度来振打清灰,其振打力度不能过大,周期也不能过短,否则机构会受到破损,同时也造成了二次扬尘。二次扬尘具有极强的附着性,需要更强的振打力度,从而使得电除尘器的性能下降,无法满足新标准下粉尘颗粒物的排放要求。在电场末端采用隔离振打系统,可以减小振打所产生的二次扬尘损失,促进电除尘器达到更低的排放要求。隔离振打系统的工作原理是通过在电除尘器的尾部安装一对孔板,一个固定,一个可以移动。在打开状态下,固定孔板的孔跟可移动孔板上的孔一一对应,当可移动孔板通过提升机械装置向上移动一个孔的直径距离后,两块孔板将相应的气流通道关闭,此时为关闭状态。通过升孔板与打系统联锁来实现孔板的关闭和极板振打。如某燃煤锅炉的2个电除尘器,在电场尾部安装了隔离振打系统,其除尘效率从原来的62%升到70.5%,出口粉尘的排放浓度从22 mg/m3降至14.75 mg/m3,同时驱进速度也提高了约11%。
3.2 烟气脱硝技术的改造方向
3.2.1 锅炉进行低NOx燃烧器改造
在现有的燃煤机组中NOx排放浓度不能满足新标准,应该遵循“先降后脱”的原则,即先改造低氮燃烧技术,再对烟气脱硝进行升级改造,从而降低烟气脱硝的运行成本。低氮燃烧技术的改造是建立在保障锅炉效率、延长锅炉设备寿命等基础上。
3.2.2 确定锅炉排放NOx浓度
根据电厂所在的地理位置及污染物排放标准中的相关要求,确定其NOx排放浓度的限值。若其浓度限值为100 mg/m3,SCR脱硝工艺采用反应器安装2层催化剂备用1层的方式。若浓度限值为200 mg/m3时,则采用反应器安装1层催化剂2层备用的方式。
3.2.3 确定脱硝类型
脱硝类型的确定,需根据锅炉类型、锅炉容量、锅炉使用年限、改造的空间及所要求的排放限值。通常燃煤电厂采用的是低氮燃烧器+SCR的工艺方式,针对小容量机组、循环流化床则采用SNCR+SCR或SC-NR的脱硝工艺。
3.2.4 确定还原剂
目前,最常见的脱硝系统还原剂是液氨、氨水和尿素,通过对还原剂的供应价格、运输安全域成本、供应品质等综合的比较来选取最合适的。若采用液氨能够得到国家或地方的监察部门的审批,那么应先考虑液氨作为还原剂。燃煤电厂使用液氨可以降低企业的运行成本。
3.2.5 SCR反应器的相关设定
燃烧器改造后,应增加50~100 mg/m3的裕度,其为SCR入口NOx浓度设计值。在满足出口NOx排放浓度的基础上,原则上来说,SCR反应器单层初装催化剂脱硝效率设计应≥50%,初装2层催化剂设计效率应≥75%,全部装满催化剂设计脱硝效率应≥80%。其设计阻力应≤1400 Pa、整体漏风≤0.4%,氨逃逸浓度≤2.5 mg/m3,反应器的出入口烟道可以根据其具体布置及粉尘浓度来确定灰斗的设置,若反应器入口粉尘浓度≥50 g/m3,应该设置灰斗,从而减少高灰堵塞或磨损催化剂[3]。
4 结论
综上所述,燃煤电厂应根据自身烟气治理设备的具体情况从电除尘器和烟气脱硝两方面进行适当的升级改造,才能满足GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》对污染物的排放提出的新要求。
参考文献
[1]陈进生.火电厂烟气脱硝技术—选择性催化还原法[M].北京:中国电力出版社,2008.
[2]罗如生,廖增安,陈丽艳.满足新标准采用电除尘新技术改造的应用于分析[J].电力科技与环保,2012(4).
[3]孟庆庆,李庆.基于国家新颁布污染物排放标准的烟气脱硝改造技术路线[J].华北电力技术,2013(1).