《安全环境-环保技术》之某电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究 VIP免费

某电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究摘要针对某电厂现有烟气排放不能满足最新超净排放要求的情况，立足电厂现有烟气净化装置，对4#机组进行了增加一层975mm高度的催化剂层（反应时间由0.3s增加至0.55s）的烟气脱硝改造；增加一个吸收塔，采用双塔双循环脱硫技术的脱硫改造；在静电除尘器前增加一个PM2.5团聚系统的除尘改造。根据国家和地方政府的要求，通过改造，烟气中NOx、SO2、烟尘达到了超净排放要求，而且也没有增加企业生产成本费用，因此具有实际意义，值得推广。燃煤电厂是我国能源消耗大户及污染物排放主要贡献者。目前，随着我国对节能减排工作的不断深入，燃煤电厂的煤炭燃烧排放监督已愈发严格。2015年12月，国家印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，《方案》要求加快燃煤发电机组超低排放改造步伐，到2020年，通过相关新的技术手段与设备，使有条件的新建及现役燃煤发电机组达到超低排放水平。1某电厂改造前烟气处理工艺设施某电厂建于90年代，有4台机组，分别为1#、2#、3#、4#锅炉，功率皆为340MW。每个锅炉配置5台磨煤机，每台功率为30t粉煤/h。本次研究选择4#机组，改造前，机组脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）；除尘装置采用的是双室六电场静电除尘器；脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。生产工艺流程图，如图1所示。1.1改造前机组烟气各污染物排放状况改造前，4#机组在达标排放情况下，烟气通过高240m烟囱（现有）排入大气。2016年1月18日烟尘、SO2、NOx监测数据，如表1所示。1.2改造前烟气处理各装置概况及运行中存在的问题1）脱硝装置。改造前，该机组采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）。脱硝技术方案是采用尿素水解法制备脱硝还原剂氨水，氨水按照一定的速度喷射进带有催化剂的烟气反应设备中，烟气中氮氧化物和氨水中的氨发生化学还原反应，进而得到脱销，还原成氮气和水。烟气停留时间和氨水的喷射量是脱硝效率的主要影响因素。脱硝工艺流程，如图2所示。图1电厂生产工艺流程简图表1机组出口烟气监测结果由机组脱硝装置自行监测数据可知，改造前，脱硝效率能满足现有标准要求，但不能达到超低排放要求。主要原因为：(1)原有催化剂的高度不能满足脱硝效率的要求；(2)喷氨装置还需要进一步改进，进一步加大氨的喷射量；(3)稀释风采用的是热一次风，易造成堵塞。2）脱硫装置。改造前，机组烟气脱硫采用1炉1塔、烟塔合一排烟技术。在塔体底部直接布置浆液池，在塔体上部设置四层喷淋层。改造前机组脱硫出口SO2浓度基本稳定在50mg/Nm3～200mg/Nm3范围之内，脱硫效率不低于95%，排放出口SO2能达标排放，但不能满足未来超低排放要求。主要原因为：(1)吸收塔喷淋层母管和支管因施工质量差，存在喷嘴严重磨损及少量脱落，影响脱硫安全稳定运行；(2)吸收塔氧化风机设计压头偏小，尤其经长期运行后，故障频繁，效率下降，轴承温度高，对脱硫系统影响较大；(3)塔外循环管存在局部磨损严重，在循环泵出口大小头及弯头变径处经常发生漏浆现象；(4)自脱硫投运以来，脱硫废水直排入灰浆池，废水系统一直未投运，且相关管道设施已腐蚀损坏。图2改造前4#机组脱硝工艺流程图3）除尘装置。改造前，机组使用两台卧式双室六电场静电除尘器，烟气出口烟粉尘基本上浓度都控制在30mg/m3以下，除尘效率>99%，但外排烟尘仍不能满足超低排放要求。主要原因为：静电除尘器去除细小的颗粒物有一定局限性，尤其是对于粒径在0.1μm～1.0μm的烟尘其除尘效果表现更低。2烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究考虑目前市场上常用的脱硝、脱硫、除尘的改造方法，并基于本电厂烟气处理系统的实际情况，现对该机组进行如下改造研究。2.1烟气脱硝改造改造前电厂采用的是低氮燃烧+SCR脱硝工艺，脱硝原设计效率为50%，执行NOx的排放限值为200mg/Nm3。根据最新要求2020年达到排放限值为50mg/Nm3，脱硝率为87.5%。为了达到超低排放要求，针对前述分析，认为需要增加脱硝装置的催化剂装填高度，并加大氨的喷射量，以进一步降低NOx排放浓度。具体措施为：1)SCR反应器区改造。(1)催化剂。加装一层高度975mm的催化剂（单台炉体积168m3），第二次为在其达到...