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(来源:“中国电力”作者:张志勇1, 莫华2, 王猛1,2, 帅伟2)
摘要:以某600 MW超临界燃煤机组为例,研究了燃用高硫、中高灰、特低挥发分煤的W火焰锅炉排放效果。机组采用“选择性非催化还原(ive non-catalytic reduction, SNCR)+选择性催化还原 (ive catalytic reduction, SCR)脱硝+配高频电源和旋转电极的双室五电场电除尘器+双塔双循环技术的石灰石-石膏湿法脱硫(3+5层喷淋)”的超低排放技术路线,根据机组分散控制系统(distributed control system, DCS) 和连续排放监测系统 (continuous emission monitoring system, CEMS)数据,烟囱出口NOx、烟尘和SO2浓度均能稳定达到超低排放水平。SNCR装置运行状态良好,SCR装置氨逃逸较大,最大值为27.51 mg/m3,A、B侧超过设计值2.28 mg/m3的概率分别为51.86%和45.96%,原因为脱硝系统浓度场分布不均。脱硫系统浆液密度控制较好,一级塔浆液pH值控制较好,二级塔浆液pH值控制偏低,未发挥出双塔双循环技术的优势。SO2、NOx和烟尘排放强度比2019年全国平均排放强度低48.7%、7.7%和28.9%。
引言
火电行业是支撑国民经济和社会发展的重要基础性产业,也是煤炭消费和大气污染物排放的重点固定污染源。结合日趋成熟的烟气治理技术,国家分别下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014−2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号),要求到2020年,300 MW及以上燃煤发电机组(暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉)实施超低排放改造(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、50 mg/m3)。截至2020年,达到超低排放水平的装机容量约9.5亿kW(约占全国煤电装机总量91%),火电行业清洁生产水平快速提高为环境质量改善做出了重要贡献[1]。中国某些地区煤矿资源多为高硫、低挥发分的无烟煤,为适应此煤种,多家电厂选用W型火焰锅炉机组[2]。W型火焰锅炉具有燃烧稳定、运行可靠及可用率高等优势,但由于炉膛燃烧温度较高导致锅炉出口NOx浓度偏高[3-4]。因此,W型火焰锅炉机组烟气污染物通常具有高氮、高硫特性,对环保设施性能要求较高。国家虽然未要求W型火焰锅炉机组实施超低排放改造,但山西、山东、河南等省份已要求W型火焰锅炉实施超低排放改造,其中山西要求其NOx排放浓度限值为50 mg/m3,与其他炉型不予区别对待,山东和河南则将W型火焰锅炉NOx排放浓度限值定为100 mg/m3;在西南地区,如四川和贵州,均鼓励W型火焰炉实施超低排放改造。目前已有部分W型火焰锅炉机组完成了超低排放改造[5-8],但对超低排放实施效果、相关烟气治理设备运行情况和污染物治理成本等问题未有系统研究。本文选择已完成超低排放改造的某600 MW超临界W型火焰锅炉机组,以2019年1~8月的连续分散控制系统(distributed control system, DCS) 和连续排放监测系统 (continuous emission monitoring system, CEMS)小时平均记录为依据,分析了该机组主要大气污染物达到超低排放水平的稳定性、相关烟气治理设备的运行情况、污染物减排效益和经济性等。
1机组概况
1.1 机组基本信息
该电厂建有2×600 MW超临界燃煤机组,本文研究对象为2号机组,2017年2月13日通过超低改造环保验收。锅炉为600 MW级超临界参数、W型火焰燃烧、单炉膛露天岛式布置、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉。燃用无烟煤,呈高硫、中高灰、特低挥发分特征。研究期间燃煤收到基硫分、收到基灰分和干燥无灰基挥发分平均值分别为3.19%、36.26%和19.94%,较设计煤质稍好。1.2 超低排放控制技术
该机组原采用选择性非催化还原 (ive non-catalytic reduction, SNCR)脱硝工艺,催化剂层数按2+1模式布置,后增加了第3层催化剂,满足GB 13223—2011排放限值。超低排放改造增设选择性催化还原 (ive catalytic reduction, SCR)脱硝装置,采用尿素溶液作为还原剂,安装56支喷枪,分为一区和二区。一区布置在标高为43.5 m层的炉膛前后墙,安装26支伸缩式喷枪:前墙13支,后墙13支;二区布置在标高为48.0 m层的炉膛前后墙及侧墙,共安装30支固定式喷枪:左、右两侧各2支,前后墙各13支。此外,更换了SCR脱硝装置初装2层催化剂且增加了催化剂模块的高度,新增催化剂为蜂窝式,催化剂模块层高为1260 mm,体积为600.7 m3,开孔率为74.6%。设计SNCR入口NOx浓度为800 mg/m3,炉膛出口NOx浓度为560 mg/m3;设计SCR入口NOx浓度为640 mg/m3,出口NOx浓度为50 mg/m3。
原采用2台双室五电场静电除尘器,第1~3电场采用高频电源,第4、5电场采用工频电源。超低排放改造将第5电场改为旋转电极。电除尘器有效断面积为480 m2,比集尘面积为109.29 m2/(m3·s–1),烟气流速为0.96 m/s,5个电场效率分别为71.95%、20.18%、5.66%、1.59%、0.57%。设计电除尘器出口烟尘浓度为30 mg/m3。经脱硫塔、除雾器后,颗粒物排放浓度低于10 mg/m3。
采用石灰石-石膏湿法脱硫技术,原设5层喷淋层,超低排放改造为双塔双循环工艺,新建一级吸收塔,喷淋层为3层,未设计除雾器,吸收塔内径为17 m,高度为40 m,原吸收塔作为二级塔,设置5层喷淋层,1层管式+3层屋脊式除雾器。一、二级吸收塔浆液循环泵流量均为9800 m3/h。设计入口和出口SO2浓度分别为11583 mg/m3和35 mg/m3,脱硫效率为99.7%。
2超低排放控制效果
该机组总排口烟尘CEMS采用稀释抽取式+光散射法,SO2和NOx均采用直接抽取式+非分散红外法,与主流超低排放应用的CEMS采样和分析方法一致。表1给出了2019年二、三季度CEMS比对结果,可以看到,CEMS数据精度满足HJ 75—2017《固定污染源烟气(SO2、NOx、颗粒物)排放连续监测技术规范》中参比方法验收技术指标要求。
表1 总排口CEMS比对结果
Table 1 Comparison results of total outlet CEMS
2.1 NOx控制效果
表2为SNCR装置出口(SCR入口)浓度情况。A、B侧NOx浓度分别为349.4~859.28 mg/m3和295.5~826.61 mg/m3,小于SCR入口设计值640 mg/m3的概率分别为94.07%和92.61%。
表2 SNCR装置出口运行效果Table 2 Operation effect of SNCR unit exit
表3为SCR出口NOx浓度情况,SCR反应器A、B侧出口NOx小时浓度分别为7.35~60.32 mg/m3和9.01~43.53 mg/m3,小于50 mg/m3的概率分别为99.88%和100%,烟囱出口NOx排放浓度为8.29~48.05 mg/m3,达到超低排放水平的概率为100%。
表3 SCR装置运行效果Table 3 Operation effect of SCR unit
表4为SCR装置氨逃逸情况,A、B侧氨逃逸分别为0.03~27.51 mg/m3和0.02~16.47 mg/m3,超过设计值2.28 mg/m3的概率分别为51.86%和45.96%,氨逃逸较大,空预器有堵塞风险。图1给出了A侧氨逃逸与负荷的关系,可以发现,在各负荷段,氨逃逸超过设计值的概率均较高,但随着负荷的增大,氨逃逸有下降趋势。图2为SCR出口和烟囱出口NOx浓度分布情况,烟囱出口NOx浓度明显高于SCR出口,烟囱出口NOx平均浓度与SCR出口A、B侧平均浓度的偏差分别为17.42 mg/m3和20.6 mg/m3,存在“倒挂”现象[9]。原因可能是由于SCR出口NOx浓度分布不均,建议进行喷氨优化试验,必要时调整SCR出口CEMS测点位置或采用多点采样方式。
表4 SCR装置氨逃逸
Table 4 Ammonia escape from SCR unit
图1 SCR装置A侧氨逃逸与负荷的关系(负荷率≥50%)Fig.1 The relationship between ammonia escape of A side from SCR unit and load (load rate≥50%)
图2 SCR出口和烟囱出口NOx浓度分布(负荷率≥50%)Fig.2 Distribution of NOxconcentration at SCR unit outlet and chimney outlet (load rate≥50%)
2.2 烟尘(颗粒物)控制效果
图3为脱硫系统进出口烟尘浓度分布,脱硫入口(电除尘器出口无浓度测点)烟尘浓度为3.87~44.36 mg/m3,设计指标(30 mg/m3)保证率为96.01%,静电除尘器运行状态良好。脱硫出口烟尘浓度为0.40~7.95 mg/m3,平均烟尘浓度为6.10 mg/m3,达到超低排放水平(10 mg/m3)的保证率为100%。脱硫系统协同除尘效率为39.50%~89.66%,平均效率为68.16%,优于文献中双塔双循环脱硫系统52%的平均除尘效率[10],脱硫系统协同除尘效果较好。
图3 脱硫进出口烟尘浓度分布
Fig.3 Particulate matter concentration distribution at desulfurization tower entrance and outlet
此外,脱硫系统入口烟尘浓度变化较大,图4给出了脱硫系统入口烟尘浓度和烟气温度(电除尘器出口无浓度测点)的关系,可以发现,烟气温度越高,烟尘浓度越大,因此,为保证烟尘达标排放,尽量将烟气温度控制在较低范围,达到节能目的。
图4 烟尘浓度与烟温的关系Fig.4 The relationship between particulate matter concentration and flue-gas temperature
2.3 SO2控制效果
双塔双循环脱硫技术主要是通过2座串联的脱硫塔增加烟气与循环浆液的反应时间,其特点是一级吸收塔重氧化,二级吸收塔重吸收。2座脱硫塔均设有独立的循环系统,可通过调节一、二级吸收塔浆液pH值实现分区控制。一级吸收塔处于低pH值运行,能够促进石膏的结晶和氧化,提高二级吸收塔pH值可实现高效脱硫[10-14]。一级塔浆液pH值宜控制在4.5~5.3,二级塔浆液pH值宜控制在5.8~6.2[15]。图5为一、二级吸收塔浆液pH值,由图5可见一级塔浆液pH值为4.5~5.59,平均值为4.96,在4.5~5.3范围内占比为94.32%,浆液pH值控制较好。二级塔浆液pH值为4.56~7.27,平均值为5.13,在5.8~6.2范围内占比仅为0.15%。虽然二级吸收塔pH值较一级吸收塔略高,但与推荐pH值相差较大,可进一步优化。建议后续运行过程中,积累运行经验,探索合理的pH值,以提高脱硫效率,充分发挥双塔双循环技术的优势。
图5 脱硫塔浆液pH值分布Fig.5 pH distribution of slurry
该机组一、二级吸收塔各有3台和5台浆液循环泵,表5为循环泵运行情况,一级吸收塔2台泵和3台泵运行情况分别占61.77%和38.23%;二级吸收塔78.5%情况为3台泵运行,即大部分时段为一级吸收塔2台泵运行、二级吸收塔3台泵运行。二级吸收塔有1.78%情况为5台泵运行,主要集中在高负荷阶段,且同时段一级塔3台泵也全部开启。由前述可知,二级塔浆液pH值控制偏低,建议在保证系统安全稳定运行的前提下,适当提高二级塔浆液pH值,以减少浆液循环泵的开启台数,达到节能降耗的目的。
表5 脱硫塔循环泵运行统计
Table 5 Operation statistics of circulating pump of desulfurization tower
图6为脱硫出口SO2浓度分布,SO2排放浓度为4.27~34.86 mg/m3,满足35 mg/m3的概率为100%,脱硫系统运行效果良好。
图6 脱硫出口SO2浓度分布Fig.6 Distribution of SO2concentration at the outlet of desulfurization system
图7为脱硫效率分布情况,脱硫效率为99.46%~99.95%,平均效率为99.77%,高于文献中双塔双循环系统脱硫效率[16]。部分低于设计值99.7%是由于脱硫入口SO2浓度低于设计值11583 mg/m3(实际运行脱硫入口SO2浓度在4954.69~13155.43 mg/m3,平均9249.98 mg/m3)。在燃烧过程中,0.5%~1.5%的SO2会被氧化为SO3,在SCR反应器中催化剂的作用下又会有小部分SO2氧化为SO3[17],当SO3排放浓度达到18~36 mg/m3时,可能出现“蓝色烟羽”[18-19]。对于该机组,SCR反应器内SO2/SO3转化率按设计值1%计算,则生成的SO3浓度为138~231 mg/m3,浓度较高,建议电厂监测SO3排放浓度,关注“有色烟羽”治理技术。
图7 脱硫效率分布
Fig.7 Distribution of desulfurization efficiency
3污染物减排效益
表6和图8对比了超低排放改造前(2016年1~6月)和改造后(2019年1~8月)大气污染物排放浓度和排放量。可以看到,改造后SO2、NOx和烟尘平均排放浓度分别为20.76、39.41和5.94 mg/m3,实际排放量分别为119.97 t、226.59 t和33.95 t。排放浓度较改造前大幅下降,SO2、NOx和烟尘分别减排92.2%、74.1%和58.3%。
表6 超低排放改造前后主要大气污染物排放量统计Table 6 Statistics of air pollutant emissions before and after ultra-low emissions reconstruction
图 8 超低排放改造前后大气污染物排放浓度对比Fig. 8 Comparison of air pollutant emission concentration before and after ultra-low emissions reconstruction
图9为该机组污染物排放强度与火电行业2019年全国平均排放强度的对比,该机组SO2、NOx和烟尘排放强度比全国平均排放强度分别低48.7%、7.7%和28.9%。
图9 主要大气污染物排放强度与2019年全国平均排放强度对比
Fig.9 Air pollutant emission intensity compared with the national average emission intensity in 2019
根据电厂提供的部分成本数据,估算单位发电量污染物脱除成本(仅包括投资成本、电耗成本、脱硝还原剂成本和脱硫石灰石成本,未考虑催化剂成本、用水成本、财务成本、维修成本、人工成本等)达0.0616元/(kW·h)(实际更高),其中以脱硫系统成本最高,为0.047元/(kW·h)。根据相关电价政策,该电厂执行0.027元/(kW·h)的环保电价(其中,脱硫0.015元/(kW·h)、脱硝0.010元/(kW·h)、除尘0.002元/(kW·h))和0.01元/(kW·h)的超低排放电价。可见,污染物脱除成本远高于环保电价补贴0.037元/(kW·h),电厂应优化运行方式(如SCR喷氨优化[20]、探索合理的浆液pH值等),以降低运行成本。
4结论
(1)该机组采用“SNCR+SCR脱硝、配高频电源+旋转电极的双室五电场电除尘器、采用双塔双循环技术的石灰石-石膏湿法脱硫(3+5层喷淋)”的超低排放技术路线,烟囱出口主要污染物浓度能稳定达到超低排放水平。
(2)SCR装置A、B侧氨逃逸分别为0.03~27.51 mg/m3和0.02~16.47 mg/m3,超过设计值2.28 mg/m3的概率分别为51.86%和45.96%,氨逃逸较大,原因为脱硝系统中浓度场分布不均,脱硝过程中NOx与NH3的单点监测结果不具代表性,应尽快开展脱硝系统运行优化,减少氨的耗量与氨逃逸。
(3)脱硫系统一级塔浆液pH值为4.50~5.59,pH值控制较好,二级塔浆液pH值为4.56~7.27,pH值控制偏低,未发挥出双塔双循环技术的优势。建议在保证系统安全稳定运行的前提下,探索合理的二级吸收塔浆液pH值,以减少浆液循环泵的开启台数,并达到节能降耗的目的。
(4)超低排放改造后SO2、NOx和烟尘平均排放浓度分别为20.76、39.41和5.94 mg/m3,较改造前分别减排92.2%、74.1%和58.3%;SO2、NOx和烟尘排放强度比2019年全国平均排放强度分别减排48.7%、7.7%和28.9%。
(5)污染物脱除成本在0.0616元/(kW·h)以上,远高于环保电价补贴0.037元/(kW·h),建议电厂优化运行方式,以降低运行成本。
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不负好春光,耕耘新希望。2024年以来,广西能源集团以“开局就是决战,起步就是冲刺”的奋进姿态,学方略、谋创新、抓落实,千方百计拓市场、全力以赴稳经营、一以贯之抓安全,统筹抓好项目建设、稳产增效、改革创新等各项工作,重大项目取得历史性突破,主要指标实现较快增长,发展活力持续增强,发展
日前,国家重点研发计划项目——“耦合超临界二氧化碳循环的煤粉锅炉加压富氧燃烧换热样机研制”启动会暨实施方案和咨询审议会在哈电锅炉召开,标志着项目的正式启动。公司领导于强主持会议并为与会专家颁发聘书,华北电力大学教授汪黎东、东南大学教授段伦博、哈尔滨工业大学教授孙绍增、中国特种设备
北极星电力网获悉,近日,广东省推动能源领域大规模设备更新工作方案的通知印发。方案提出,2024—2025年全省能源领域设备更新投资规模力争达到280亿元,到2027年累计达到500亿元。实施存量煤电机组节能降耗、供热、灵活性改造,有序推动老旧煤电机组容量替代,有效提升煤电机组清洁高效灵活发电水平。
北极星电力网获悉,国家发改委近日印发《绿色低碳先进技术示范项目清单(第一批)》,包括:2GW新型高效碲化镉薄膜太阳能电池项目(一期)、深远海浮式风电国产化研制及示范应用项目、山东海阳核能综合利用示范项目(第一批)、基于熔盐储热的煤电灵活性关键技术研究及示范应用项目、重型燃气轮机示范
近日,贵州省生态环境厅发布《贵州省空气质量持续改善行动实施方案(征求意见稿)》。其中提出,在保障能源安全供应的前提下,严控煤炭消费增长,按照集中清洁利用的原则,重点削减中小型燃煤锅炉、工业炉窑、民用散煤与农业用煤。原则上不再新增自备燃煤机组,禁止将燃煤自备电厂放在工业项目中备案或在
为进一步加强煤电节能减排监管,根据《节约能源法》《大气污染防治法》以及能源监管统计报表制度等相关规定和要求,福建能源监管办汇总统计了2024年一季度福建省统调燃煤电厂节能减排信息,现予公布。一、总体情况2024年一季度,福建省统调燃煤电厂加权(下同)平均供电标准煤耗295.08g/kWh,同比升高0
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