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        深度調(diào)峰燃煤鍋爐超凈排放關(guān)鍵因素分析

        2017-11-01 06:16:35王桂林甘智勇周義剛
        資源節(jié)約與環(huán)保 2017年10期
        關(guān)鍵詞:煙氣催化劑

        王桂林 甘智勇 周義剛 王 森 邊 疆

        (1國網(wǎng)天津市電力公司電力科學(xué)研究院 天津 300384 2天津市電力科技發(fā)展有限公司 天津 300384)

        深度調(diào)峰燃煤鍋爐超凈排放關(guān)鍵因素分析

        王桂林1甘智勇1周義剛1王 森1邊 疆2

        (1國網(wǎng)天津市電力公司電力科學(xué)研究院 天津 300384 2天津市電力科技發(fā)展有限公司 天津 300384)

        受當(dāng)前社會(huì)經(jīng)濟(jì)的影響,電網(wǎng)峰谷差越來越大,電網(wǎng)調(diào)峰面臨壓力越來越大。大型燃煤火電機(jī)組作為電網(wǎng)調(diào)峰的主力軍,擔(dān)負(fù)調(diào)峰的任務(wù)也越來越重。本文介紹了當(dāng)前燃煤電廠主要使用的脫硫、脫硝、除塵技術(shù),分析了深度調(diào)峰對鍋爐超凈排放SOx、NOx以及粉塵排放的影響因素,對今后保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行進(jìn)行了展望。

        深度調(diào)峰;安全穩(wěn)定;超凈排放

        引言

        燃煤電廠是我國各種污染物的主要排放源,約90%的硫氧化物,67%的氮氧化物,還有70%的粉塵和43%的汞及相關(guān)化合物源于燃煤排放[1]。2014年國家發(fā)改委、環(huán)境保護(hù)部和能源局三部委聯(lián)合制定頒布《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造計(jì)劃(2014-2020年)》,要求東部發(fā)達(dá)地區(qū)新建燃煤機(jī)組污染物排放濃度接近燃?xì)廨啓C(jī)組污染物排放水平,即在基準(zhǔn)含氧量6%的條件下,煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放限值不大于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3,現(xiàn)役機(jī)組經(jīng)過改造后也要達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)[2]。

        燃煤機(jī)組深度調(diào)峰在給電網(wǎng)帶來盡可能多的調(diào)峰容量外,對自身運(yùn)行也產(chǎn)生一定的影響。本文介紹了超凈排放技術(shù)與常規(guī)煙氣處理技術(shù)改造本質(zhì)區(qū)別,對燃煤機(jī)組深度調(diào)峰對超凈排放脫硫、脫硝、除塵三方面影響進(jìn)行分析,希望對燃煤電廠超凈排放技術(shù)改造提供借鑒。

        1 深度調(diào)峰對燃煤機(jī)組脫硫的影響

        目前燃煤發(fā)電機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)一般不采用投油穩(wěn)燃,對脫硫的影響微乎其微。但在極低負(fù)荷情況下,深度調(diào)峰燃煤發(fā)電機(jī)組還需采取投油穩(wěn)燃措施。此時(shí)煙氣旁路封閉,未完全燃盡的燃油和燃油產(chǎn)物全部經(jīng)過脫硫吸收塔內(nèi),與脫硫漿液產(chǎn)生一系列物化反應(yīng),嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致脫硫漿液“中毒”,影響脫硫系統(tǒng)的正常運(yùn)行。這主要原因是由于吸收塔漿液“中毒”引起,未燃盡油污隨煙氣進(jìn)入到脫硫吸收塔中,吸收塔內(nèi)的雜質(zhì)含量增加。未燃盡油污在脫硫劑石灰石、亞硫酸鈣表面形成一層油膜,阻止了石灰石的進(jìn)一步溶解;油膜的存在對于煙氣雜質(zhì)吸收加強(qiáng),漿液中 Mg2+,Al3+,Cl-離子,碳核、多環(huán)芳烴、重金屬Hg、Mg、Cd等含量增加,這些物質(zhì)均會(huì)對Ca2+與HSO3-反應(yīng)有抑制作用,降低了漿液的PH值,導(dǎo)致脫硫效率的降低。

        投油對脫硫塔內(nèi)液位有一定影響,油污含有的有機(jī)成分在吸收塔內(nèi)受到強(qiáng)擾動(dòng)影響極易生成細(xì)碎的泡沫,在漿液表面上大量聚集。當(dāng)前吸收塔的液位測量一般使用壓差式液位計(jì),在DSC上顯示的液位是通過測量的壓差與吸收塔內(nèi)漿液密度計(jì)算得到,如圖1所示:

        圖1 吸收塔液位計(jì)示意圖

        計(jì)算公式為:H=H1+H2

        其中:H——吸收塔漿液池高度;H1——吸收塔壓力變送器至塔底標(biāo)高;H2——吸收塔壓力變送器至漿液池面標(biāo)高;P——壓力變送器測量值;ρ——取樣處漿液密度值。

        由于泡沫的存在,實(shí)際液位值遠(yuǎn)高于DSC顯示的液位值,從而導(dǎo)致漿液溢流現(xiàn)象發(fā)生。漿液溢流量較大時(shí),溢流管不能將漿液全部排凈,造成漿液沿吸收塔入口流入煙道。一旦漿液中的硫酸鹽、亞硫酸鹽隨漿液滲入到防腐內(nèi)襯,就會(huì)導(dǎo)致其體積膨脹,應(yīng)力增大,造成防腐層剝離。對于無防腐層的煙道,漿液會(huì)直接腐蝕煙道,降低煙道的使用壽命。鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí),過量空氣系數(shù)大,煙氣中含氧量大,生成的SO3更多,加劇了尾部煙道的腐蝕。

        2 深度調(diào)峰對燃煤機(jī)組脫硝的影響

        2.1 主要NOx超凈排放技術(shù)

        我國當(dāng)前新建燃煤電廠基本都配備了先進(jìn)的低氮燃燒器與SCR選擇性催化還原聯(lián)合脫硝技術(shù)。NOx超凈排放技術(shù)本質(zhì)上與常規(guī)燃煤機(jī)組脫硝技術(shù)是相同的,主要區(qū)別在于低氮燃燒燃燒技術(shù)上的優(yōu)化以及在SCR脫硝催化劑填裝層數(shù)增加。使用常規(guī)低氮燃燒器生成的NOx約75%是在燃盡風(fēng)區(qū)域生成的,通過改進(jìn)燃燒器調(diào)整二次風(fēng)與燃盡風(fēng)的比例,就可以有效降低燃燒產(chǎn)生的NOx。對SCR脫硝系統(tǒng)的改造,通過增裝催化劑層數(shù),最終使得綜合脫硝效果滿足超凈排放要求。

        2.2 深度調(diào)峰對脫硝的影響

        現(xiàn)在電廠配備的脫硝系統(tǒng)技術(shù)已經(jīng)成熟,脫硝效率也較高,主要存在的問題就是低溫狀態(tài)下無法正常投入運(yùn)行和催化劑中毒失活。在深度調(diào)峰時(shí),鍋爐進(jìn)入低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài),對于爐膛內(nèi)部NOx生成情況,爐內(nèi)溫度降低,爐膛內(nèi)NOx生成量減少。原因主要包括:(1)投入的燃料量大幅度減少,燃料含氮總量減少;(2)爐膛溫度對熱力型NOx生成有直接影響,爐膛溫度降低,熱力型NOx生成趨勢明顯下降;(3)在一定范圍內(nèi)燃料型NOx也受溫度影響生成量減少。

        SCR催化還原脫硝技術(shù)是利用氨作為還原劑,多數(shù)以TiO2作為載體,在以V2O5或者V2O5-WO3或者V2O5-MoO3作為催化劑情況下進(jìn)行的一系列催化還原反應(yīng),為增大反應(yīng)物的接觸面積將反應(yīng)單元制成蜂窩式、板式或波紋式3種類型?;痣姀S低負(fù)荷脫硝研究表明:當(dāng)負(fù)荷降至50~60%時(shí),排煙溫度已經(jīng)低于催化劑正常持續(xù)運(yùn)行溫度范圍320~420℃。低至一定程度后脫硝設(shè)施會(huì)退出運(yùn)行,因此造成氮氧化物超標(biāo)。長期低負(fù)荷運(yùn)行,鍋爐排煙溫度低會(huì)造成催化劑使用壽命的大幅度縮短。不同的催化劑適宜反應(yīng)的溫度不同,但是低于催化劑溫度下長期運(yùn)行都會(huì)造成催化劑活性降低;鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)生成SO3的量增加,SO3與還原劑NH3發(fā)生反應(yīng)生成(NH4)2SO4、NH4HSO4沉積在催化劑上,催化劑孔道發(fā)生堵塞、比表面積減小,進(jìn)一步降低催化劑活性。導(dǎo)致SCR法高效率的脫硝優(yōu)勢無法體現(xiàn),催化劑的不可逆性失活也增加了燃煤電廠的經(jīng)濟(jì)投入。

        鍋爐低負(fù)荷下運(yùn)行,燃燒燃料量減少,鍋爐排煙量減少,煙氣流速降低。脫硝裝置長期在低煙氣流速下運(yùn)行,其積灰的可能性增加,尤其是對于鍋爐吹灰裝置吹灰效果較差的機(jī)組和只裝有聲波吹灰裝置的脫硝裝置。實(shí)踐證明其積灰程度明顯增加,積灰同時(shí)也會(huì)阻礙氮氧化物的催化還原反應(yīng),積灰還會(huì)造成催化劑壽命縮短、脫硝效率降低以及氨逃逸等一系列問題。

        3 深度調(diào)峰對燃煤機(jī)組除塵的影響

        3.1 主要除塵超凈排放技術(shù)

        目前燃煤機(jī)組超凈排放除塵技術(shù)主要有低低溫靜電除塵技術(shù)、濕式電除塵技術(shù)、電袋負(fù)荷除塵技術(shù)、旋轉(zhuǎn)電極靜電除塵技術(shù)、高頻電源技術(shù)等。當(dāng)要求超凈排放除塵率達(dá)到99.8%~99.85%時(shí),使用常規(guī)電除塵加高頻電源或者旋轉(zhuǎn)電極即可滿足要求;而要進(jìn)一步提高電除塵效率,達(dá)到高于99.85%的水平,常規(guī)電除塵已經(jīng)不能滿足要求,可選用低低溫電除塵器技術(shù)或超凈電袋除塵技術(shù)。

        3.2 深度調(diào)峰對除塵的影響

        低低溫靜電除塵技術(shù)在國際范圍內(nèi)已經(jīng)獲得成應(yīng)用,在我國華能長興電廠、華能北京熱電廠、國華三河電廠等超低排放燃煤機(jī)組均采用了這項(xiàng)技術(shù)。這項(xiàng)技術(shù)與常規(guī)靜電除塵技術(shù)相比,在原有靜電除塵器前加裝了低溫省煤器,除塵器入口煙氣溫度降低至90~100℃。除塵器上游煙氣飛灰濃度較大,安裝低溫省煤器后煙氣溫度低于酸露點(diǎn)溫度,煙氣中硫酸亞硫酸蒸汽等酸性氣體發(fā)生凝結(jié)聚集在省煤器管壁并粘附飛灰,造成低溫省煤器的低溫腐蝕。

        機(jī)組進(jìn)行深度調(diào)峰時(shí)煙氣溫度降低,煙氣中飛灰比電阻降低,同時(shí)除塵器入口煙氣流量減少,使得除塵器的除塵效率提高;與此同時(shí),由于除塵器入口煙溫的降低,煙氣中部分SOx、HCl蒸汽等將聚集粘結(jié)吸附于飛灰顆粒表面形成一層液膜。研究結(jié)果表明,低溫狀態(tài)下,亞微米顆粒表面S含量將明顯增加,全部粒徑范圍內(nèi)的飛灰顆粒表面Cl含量增加。S、Cl成分含量增加將加強(qiáng)飛灰表面的導(dǎo)電性,有助于進(jìn)一步降低飛灰比電阻。飛灰顆粒粘度增加,有助于細(xì)微顆粒聚集為大顆粒,加強(qiáng)除塵器對灰顆粒的捕獲。但負(fù)荷的降低使得低溫省煤器出口溫度更低,酸性氣體更容易凝結(jié),對于其后的除塵器,腐蝕性物質(zhì)易粘結(jié)于除塵設(shè)備上,影響設(shè)備正常運(yùn)行。

        結(jié)語

        燃煤火電機(jī)組長期在低負(fù)荷下運(yùn)行對超凈排放影響主要包括:

        (1)負(fù)荷降低,鍋爐脫硫效率降低;脫硫漿液易發(fā)生中毒現(xiàn)象;脫硫塔內(nèi)對液位的監(jiān)測不準(zhǔn)導(dǎo)致易發(fā)生漿液溢流現(xiàn)象;漿液酸性增加導(dǎo)致脫硫設(shè)備腐蝕加重。

        (2)SCR脫硝系統(tǒng)脫硝效率降低;較低的煙氣流速導(dǎo)致飛灰在催化劑表面聚集,造成催化劑堵塞;過量空氣量的增加使得煙氣中SO3含量增加,與催化劑發(fā)生反應(yīng)降低催化劑活性;催化劑長期低溫下易發(fā)生永久性失活。

        (3)對于靜電除塵系統(tǒng),低負(fù)荷狀態(tài)有利于除塵系統(tǒng)對飛灰的捕捉;但是除塵器周圍較低的煙氣溫度造成酸性氣體的凝結(jié),加劇低溫省煤器與除塵器的腐蝕。

        [1]趙永椿,馬斯鳴,楊建平,等.燃煤電廠污染物超凈排放的發(fā)展及現(xiàn)狀[J].煤炭學(xué)報(bào),2015,40(11).

        [2]中華人民共和國環(huán)保部.火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(GB13223—2011)[S]

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