袁 也,陳 焱,曹文凱,陳成武,洪 杰,劉沁昱,劉少光
(1.江蘇省新能源開發(fā)股份有限公司,南京 210005;2.上海瀚昱環(huán)保材料有限公司,上海 201611)
隨著時(shí)代的發(fā)展,生物質(zhì)鍋爐的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)逐步提高。目前,發(fā)電鍋爐的煙氣排放執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011),蒸汽鍋爐的煙氣排放執(zhí)行《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13271—2014)。國(guó)務(wù)院于2018年7月3日發(fā)文要求,城市建成區(qū)生物質(zhì)鍋爐實(shí)施超低排放改造。因此,生物質(zhì)鍋爐面臨新的煙氣污染物減排問(wèn)題。
生物質(zhì)鍋爐具有以下特點(diǎn):爐內(nèi)溫差大,介于700 ~1 100 ℃;煙氣含濕量高,介于15%~30%;煙塵中堿(土)金屬含量高,大于8%;SO、NO濃度波動(dòng)大,燒純生物質(zhì)時(shí),SO、NO為100 ~250 mg/m,摻燒模板、木材、樹皮等時(shí),SO、NO為250 ~ 600 mg/m。這給脫硫、脫硝工藝的選擇帶來(lái)困難,尤其是脫硝:爐膛溫度偏低導(dǎo)致選擇性非催化還原(SNCR)效率較低且氨逃逸率偏高;堿(土)金屬含量高導(dǎo)致無(wú)法在省煤器后、空預(yù)器前布置中高溫選擇性催化還原(SCR)裝置;催化氧化吸收(COA)、臭氧氧化等工藝運(yùn)行成本較高,運(yùn)行穩(wěn)定性差,存在二次污染問(wèn)題。若將SCR 裝置布置在除塵裝置后,則可解決效率低和穩(wěn)定性差的問(wèn)題,同時(shí)催化劑壽命有保障。本文以江蘇省某電廠一臺(tái)110 t/h 生物質(zhì)發(fā)電鍋爐為例,根據(jù)煙氣特點(diǎn)及現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施情況,提出兩種“(半)干法脫硫+低溫SCR 脫硝”組合的超低排放改造技術(shù)路線,并對(duì)其經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對(duì)比分析。
1 臺(tái)110 t/h 高溫高壓鍋爐配置1 臺(tái)25 MW 純凝式汽輪發(fā)電機(jī)組。煙氣參數(shù)如表1 所示。一是現(xiàn)有脫硫設(shè)施采用爐內(nèi)噴鈣脫硫+半干法循環(huán)流化床(CFB)脫硫工藝。脫硫設(shè)施將鍋爐煙氣SO由450 mg/Nm降至小于50 mg/Nm,滿足當(dāng)前環(huán)保要求。二是現(xiàn)有脫硝設(shè)施采用低氮燃燒(分級(jí)燃燒加煙氣再循環(huán)) +SNCR脫硝工藝。鍋爐煙氣原始NO濃度為350 mg/Nm左右,NO排放小時(shí)均值不大于100 mg/Nm。為保證達(dá)標(biāo)排放,爐內(nèi)采取低氧燃燒運(yùn)行,導(dǎo)致CO 濃度較高,鍋爐熱效率降低,渣和飛灰的可燃物含量偏大,爐膛還原性氣氛較濃。現(xiàn)有脫硝設(shè)施的能力已達(dá)極限,NO無(wú)法滿足50 mg/Nm限值的超低排放要求,且氨逃逸率較高,尾部煙道腐蝕嚴(yán)重。三是現(xiàn)有除塵設(shè)施采用旋風(fēng)除塵+機(jī)械預(yù)除塵+布袋除塵工藝。排放煙氣中顆粒物小于10 mg/Nm,滿足當(dāng)前環(huán)保要求。鑒于目前NO排放值偏高、當(dāng)?shù)丨h(huán)保要求日趨嚴(yán)格的情況,在保留現(xiàn)有脫硝工藝的基礎(chǔ)上進(jìn)行改造,使NO最終排放濃度不大于50 mg/Nm。
表1 煙氣參數(shù)
將NaHCO細(xì)粉噴入溫度200 ~260 ℃的煙氣中,NaHCO分解成NaCO、HO 和CO。新生成的NaCO有高度反應(yīng)活性,可自發(fā)與煙氣中的酸性污染物反應(yīng),達(dá)到脫除SO等酸性污染物的效果,脫除效率可超過(guò)95%,一次性噴入脫硫劑,無(wú)須循環(huán)。
鍋爐尾部空預(yù)器、旋風(fēng)分離器后的煙氣從脫硫塔底部進(jìn)入吸收塔,消石灰通過(guò)噴射泵送入吸收塔,水通過(guò)安裝在吸收塔內(nèi)的雙流體霧化噴嘴噴入吸收塔,煙氣通過(guò)吸收塔底部的文丘里管加速后進(jìn)入循環(huán)流化床,在吸收塔內(nèi)脫硫凈化。脫硫后的飛灰經(jīng)過(guò)除塵裝置除去,一部分灰經(jīng)返料系統(tǒng)回流到吸收塔,再次參與循環(huán)脫硫,另一部分進(jìn)入倉(cāng)泵輸送到灰?guī)臁?/p>
還原劑(氨氣、氨水或尿素溶液)與適量空氣均勻混合后,噴入裝有催化劑的SCR 反應(yīng)器中,將煙氣中的NO在合適的溫度條件下還原成氮?dú)夂退?,效率最高可超過(guò)95%。生物質(zhì)鍋爐煙塵含有較多的Na、K、Ca、Mg 及其他金屬元素化合物,這會(huì)造成催化劑中毒。在生物質(zhì)鍋爐煙氣中,普通的VO-WO/TiO催化劑使用壽命很短,其需要使用抗堿(土)金屬和SO影響能力強(qiáng)的專用催化劑。為保護(hù)催化劑,生物質(zhì)鍋爐的SCR 脫硝反應(yīng)器一般設(shè)置在濾袋除塵器之后,催化劑宜選用低溫型。低溫SCR 催化劑主要采用稀土作為活性組分,具有效率高、抗中毒能力強(qiáng)的特點(diǎn),在生物質(zhì)行業(yè)應(yīng)用時(shí),相比普通VO-WO/TiO催化劑,其壽命更長(zhǎng)。采用低溫SCR 脫硝技術(shù),無(wú)須將煙溫升至大于300 ℃,一般在170 ℃左右運(yùn)行,削減大量能耗。
現(xiàn)有布袋除塵器后的煙溫為115 ~125 ℃,不滿足低溫SCR 脫硝工藝要求,生物質(zhì)鍋爐需要通過(guò)加熱提高煙溫,或者在煙溫更高的位置重新布置SCR脫硝裝置。結(jié)合目前脫硫、脫硝、除塵的設(shè)施情況和省煤器、空預(yù)器處的溫度條件,擬定兩種“脫硫+脫硝”組合的超低排放改造技術(shù)路線。
若將新增的低溫SCR 脫硝反應(yīng)器布置在煙溫≥170 ℃的位置,則可省去煙氣加熱設(shè)備,降低加熱能耗。省煤器與空預(yù)器之間的煙溫為200 ~240 ℃,符合該預(yù)期。方案一工藝路線如圖1所示。
圖1 SDS 干法脫硫+低溫SCR 脫硝工藝路線
將現(xiàn)有半干法CFB 脫硫改成反應(yīng)溫度更高的SDS 干法脫硫,原有CFB 脫硫塔可利舊,保留機(jī)械除塵。將除塵濾袋更換為耐更高溫度的濾袋。由于SDS 干法脫硫煙氣溫降較小(<20 ℃),脫硫和除塵后的煙氣溫度可保持在180 ~200 ℃,煙氣隨后進(jìn)入SCR 脫硝反應(yīng)器。將空預(yù)器后移至低溫SCR 脫硝反應(yīng)器出口回收凈煙氣的熱量,使煙溫降至100 ℃左右。煙氣最后經(jīng)引風(fēng)機(jī)送入煙囪排放。
該工藝路線主要有7 個(gè)優(yōu)點(diǎn)。一是先脫硫、除塵,后脫硝,減少了煙塵有害物質(zhì)和硫銨鹽對(duì)催化劑的毒害作用,可延長(zhǎng)催化劑的使用壽命;二是脫硫除塵煙氣溫降較小,除塵后可直接進(jìn)行脫硝,再通過(guò)余熱鍋爐/空預(yù)器回收熱量,系統(tǒng)無(wú)須補(bǔ)熱或進(jìn)行煙氣-煙氣換熱器(GGH)換熱,系統(tǒng)能耗低,設(shè)備投資較??;三是顆粒物、SO、NO可分別除至小于10 mg/Nm、小于35 mg/Nm、小于50 mg/Nm,滿足超低排放要求;四是系統(tǒng)簡(jiǎn)單,投資和運(yùn)行費(fèi)用較低,雖然脫硫劑的單價(jià)較高,但其運(yùn)行總阻力低,SCR 脫硝無(wú)須補(bǔ)熱,脫硫無(wú)工藝水,電耗低,能源利用率較高,綜合性價(jià)比較好;五是進(jìn)入空預(yù)器的煙氣為脫硫、除塵、脫硝后的凈煙氣,空預(yù)器不易堵塞;六是改造時(shí)拆除CFB 脫硫塔文丘里管,脫硫塔阻力會(huì)降低,可部分抵消因煙溫升高增加的除塵器阻力和催化劑的阻力,風(fēng)機(jī)可不更換;七是由于凈煙氣酸露點(diǎn)溫度降低,空預(yù)器排煙溫度可由原來(lái)的130 ℃降至100 ℃,按每回收10 ℃煙溫可提高1%爐效計(jì)算,可提高3%爐效,從而減少蒸汽損失,提高發(fā)電量。
保留現(xiàn)有CFB 脫硫設(shè)施,新增GGH 換熱器和蒸汽-煙氣換熱器(SGH)、低溫SCR 脫硝反應(yīng)器等設(shè)施。空預(yù)器后煙氣經(jīng)脫硫塔、除塵器后,煙溫為115 ~125 ℃,經(jīng)過(guò)GGH 換熱和SGH 換熱,其保持在175 ~185 ℃,煙氣進(jìn)入低溫SCR 脫硝反應(yīng)器,脫硝后煙氣經(jīng)過(guò)GGH 回收部分熱量,再經(jīng)引風(fēng)機(jī)送入煙囪排放。方案二工藝路線如圖2所示。
圖2 半干法CFB 脫硫+低溫SCR 脫硝工藝路線
該工藝路線的主要優(yōu)點(diǎn)有:半干法CFB 脫硫單塔處理能力大,應(yīng)用較廣泛;無(wú)須移動(dòng)空預(yù)器和更換濾袋,節(jié)省相應(yīng)的安裝費(fèi)用與高溫濾袋更換費(fèi)用。該工藝路線的不足之處有:CFB 工藝脫硫時(shí),要對(duì)煙氣進(jìn)行噴水降溫,煙溫降低后又需要通過(guò)加熱將煙溫升至180℃左右,以滿足SCR 反應(yīng)溫度要求,造成熱量浪費(fèi),增加了水的消耗;需要增設(shè)加熱器和換熱器,設(shè)備投資大;CFB 脫硫塔本身阻力較大,加上新增的SCR 脫硝裝置的阻力,需要更換引風(fēng)機(jī)或增設(shè)增壓風(fēng)機(jī),電耗較大。
方案一和方案二的脫硝反應(yīng)器、催化劑、噴氨系統(tǒng)規(guī)模一致,現(xiàn)場(chǎng)儀表、電氣、控制系統(tǒng)、管路和閥門組成接近,均需要進(jìn)行煙道改造。方案一脫硫由CFB 工藝改造為SDS 工藝,脫硫塔可利舊,保留機(jī)械除塵,但需要新增小蘇打粉倉(cāng)、研磨機(jī)及供料設(shè)備,更換高溫濾袋,而方案二不需要調(diào)整脫硫和除塵系統(tǒng);方案二需要增加GGH 換熱器和SGH 換熱器,方案一不需要此設(shè)備;方案一需要進(jìn)行鍋爐空預(yù)器移位、一次風(fēng)風(fēng)道改造,方案二無(wú)此工作內(nèi)容。
經(jīng)估算,方案一投資成本約為900 萬(wàn)元,方案二投資成本約為924 萬(wàn)元,方案一的初次投資比方案二低,略有優(yōu)勢(shì)。
方案一脫硝反應(yīng)溫度為180 ~200 ℃,存在少量散熱溫降現(xiàn)象;方案二脫硫時(shí)噴水降溫至120 ℃,再通過(guò)GGH 換熱器和SGH 換熱器升至180 ℃左右脫硝。兩種改造方案的運(yùn)行成本對(duì)比如表2 所示。按每年運(yùn)行7 500 h 估算,方案一的直接運(yùn)行成本為314.25 萬(wàn)元/年,方案二的直接運(yùn)行成本為978.345 萬(wàn)元/年。方案一的年運(yùn)行費(fèi)用約為方案二的32%,且方案一還有余熱回收效益,可提高3%爐效,相應(yīng)增加發(fā)電量。由此可見(jiàn),在運(yùn)行成本方面,方案一相比方案二具有較大優(yōu)勢(shì)。
表2 兩種改造方案的運(yùn)行成本對(duì)比
從技術(shù)優(yōu)缺點(diǎn)、初次投資和運(yùn)行成本來(lái)看,方案一和方案二都能滿足超低排放要求。初次投資方面,方案一略有優(yōu)勢(shì);運(yùn)行成本和工藝流暢性方面,方案一相比方案二具有較大優(yōu)勢(shì)。因此,無(wú)論從技術(shù)角度還是從經(jīng)濟(jì)角度考慮,應(yīng)將“SDS 干法脫硫+低溫SCR 脫硝”組合工藝作為生物質(zhì)鍋爐煙氣超低排放改造的優(yōu)選技術(shù)路線。