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一般来说,煤每1MJ发热量所产生的干烟气体积在过量空气系数α=1.40〔基准氧体积分数φ(O2)=6%〕时为0.3678m3/MJ,这个估算值的误差在±5%以内。相应于煤每1MJ发热量的含硫量称为折算含硫量MZS(单位为g/MJ),即
式中Qar,net,p为煤的收到基低位发热量,MJ/kg。这样可得
式中:ρ(SO2)为烟气中SO2的实际排放浓度,标准状态,干基,φ(O2)=6%,单位mg/m3;K为硫的排放系数。
对于燃煤硫的释放率,国内尚未统一,大多通过实验得出部分数据,用数学手段处理这些数据后得到一些统计规律,燃煤硫的K值主要处于0.70~0.90范围内。对于锅炉燃煤硫的K一般的取值范围定为0.80~0.90;对于普通煤,K一般取0.80~0.85;而对高钙含量的神府东胜煤、铁法煤和神木煤,自身固硫率可达30%左右,这些煤K取值约0.70。
若环保标准要求SO2的排放浓度限值为ρ*(SO2)=35mg/m3〔标准状态,干基,φ(O2)=6%〕,则满足环保标准的脱硫率
对于燃用不同含硫量煤种,表2为SO2排放达到超低排放要求时本研究推荐采用的FGD技术,这对火电厂有很好的指导意义。
1.2氮氧化物超低排放技术路线
氮氧化物超低排放改造的技术路线是:
a)炉内采用先进的低氮燃烧器改造技术,有效控制炉内NOx的生成;在锅炉高、低负荷时,优化燃烧器配风方式,保证燃烧器区域处于较低的过量空气系数,有效控制低负荷时NOx的排放;通过大量燃烧调整试验,包括:变氧量、变配风〔分离燃尽风(separatedover-fireair,SOFA)、紧凑型燃尽风(closecoupledover-fireair,CCOFA)〕、变磨煤机组合等方式,在保证锅炉效率和运行安全的前提下,尽量降低炉膛出口NOx的浓度。
b)采用SCR脱硝技术,根据超低排放的要求,增加催化剂的层数,满足氮氧化物排放要求;满足超低排放下氮氧化物稳定达标排放要求,需要对脱硝热工自动控制进行优化改进,主要优化内容:对脱硝系统保护逻辑进行优化,提高脱硝系统投运率;对NOx生成端进行优化,减少锅炉侧NOx生成;对NOx脱除端进行优化,提高脱硝侧NOx控制水平。
c)对于锅炉低负荷时,脱硝系统入口烟气温度达不到喷氨温度要求的实际情况,可以采用省煤器分级改造、高温烟气旁路、提高锅炉给水温度、旁路部分省煤器给水等技术手段。
d)氮氧化物进行超低排放改造后,对于实际运行过程中发生空气预热器(以下简称“空预器”)硫酸氢铵堵塞,建议实际运行中做好SCR脱硝系统喷氨格栅调整,保证反应器出口较低的氨逃逸量;增强锅炉低氮技术改造效果,控制脱硝反应器入口NOx浓度,降低SCR脱硝系统减排压力;控制入炉煤的硫含量,保证锅炉较低的硫含量;在锅炉低负荷运行时,尤其要注意SCR脱硝入口烟气温度,不能使SCR脱硝系统长时间低负荷运行,防止出现低负荷下SCR脱硝效率降低,造成硫酸氢铵沉积。
1.3粉尘超低排放技术路线
1.3.1粉尘超低排放改造技术现状
目前的除尘新技术主要有:低低温电除尘、旋转电极式电除尘、湿式电除尘、电袋复合除尘、袋式除尘,以及SO3烟气调质、微细粉尘凝聚长大等技术。根据国内电除尘器应用现状及新技术研发和应用情况,为了实现超低排放的技术要求,我国现各燃煤电厂可通过提效改造电除尘器,结合湿法FGD系统以及加装WESP来实现。
电除尘器改造可采用的主要技术有:电除尘器扩容、低温电除尘技术、旋转电极式电除尘技术、细颗粒物团聚长大预处理技术、高频高压电源技术、电袋复合除尘技术、袋式除尘技术、WESP技术等。除尘器提效改造技术路线可分三大类:电除尘技术路线(包括电除尘器扩容、采用电除尘新技术及多种新技术的集成)、袋式除尘技术路线(包括电袋复合除尘技术及袋式除尘技术)、WESP技术路线。各改造技术的实施方法、主要技术特点和综合比较见表3。
1.3.2超净吸收塔技术
烟气处理的“协同脱除”,即每个烟气处理子系统在脱除主要污染物的同时,也考虑脱除其他污染物的可行性,或为下一流程烟气处理子系统更好地发挥效能创造条件。低低温电除尘器以及高效除尘FGD吸收塔就是协同脱除粉尘的很好例子,其基本工艺流程如图1所示。
通过研究表明,与常规的湿法吸收塔比较,高效除尘湿法吸收塔需要做以下改进:
a)降低吸收塔内的烟气流速,一般不要超过3.5m/s。
b)采用增强气液接触的强化装置(如双托盘等,这同时也是提高脱硫效率的要求)。
c)优化吸收塔喷嘴选型及喷嘴布置方案,尤其注意吸收塔周边的喷嘴布置设计。
d)设置增效环,避免沿着塔壁面排出的烟气流短路。
e)采用数模及物模手段优化吸收塔空气动力场设计。
f)采用高效的吸收塔除雾器〔常规要求出口雾滴质量浓度75mg/m3(标准状态),高效除尘要求低于40mg/m3(标准状态)甚至更低〕。
g)注重脱硫塔制造、安装精度,尤其是塔内件的制造、喷嘴布置定位的安装尺寸等。
采用FGD协同除尘的技术理念,在湿法FGD吸收塔的设计中充分考虑其除尘效应;减少出口雾滴携带的浆液量;同时脱硫效率要求的提高引起的设计变动如气液比的增大、脱硫增效装置的采用也对除尘效果有改善作用;在设计、制造、施工和验收等环节进行精细化控制,以最大限度地利用湿法吸收塔来除尘,从而减轻后续WESP的压力,或可直接达到10mg/m3(标准状态)的要求。
超净吸收塔技术在一些FGD工程中得到应用,例如广东某电厂2×350MW机组MgO湿法脱硫工艺,脱硫GGH出口净烟气SO2稳定排放浓度不大于35mg/m3〔标准状态,干基,φ(O2)=6%〕,实测结果表明FGD入口的烟尘浓度在20mg/m3〔标准状态,干基,φ(O2)=6%〕条件下,出口烟尘浓度仅为6.5mg/m3〔标准状态,干基,φ(O2)=6%〕,达到排放限值(10mg/m3)要求,如图2所示。
1.3.3粉尘超低排放改造技术路线
根据上面的分析,对于火电厂粉尘超低排放技术路线选择,需要满足如下的原则:
a)地方政府要求烟尘排放浓度小于5mg/m3,通过除尘设备及湿法脱硫设备改造难度大或费用很高、烟尘排放达不到标准要求时,需要采用WESP。
b)粉尘浓度达到10mg/m3以下,可以采用FGD协同除尘技术,不必采用WESP技术;粉尘浓度达到5mg/m3以下,需要采用WESP技术。
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