278_t_h燃气锅炉烟气超低排放改造与运行成果分析_戴鸿霖.pdf

清 洗 世 界Cleaning World实用技术实用技术实用技术实用技术第39卷第3期2023年3月0 引言福建省三钢（集团）有限公司炼焦过程中产生的焦炉煤气、高炉冶炼过程中产生的高炉煤气、转炉喷吹过程产生的转炉煤气，除生产自用外仍富裕大量煤气资源，还通过这些富裕的煤气供燃气锅炉产生蒸汽用于发电。随着中共中央国务院关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见和国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知等文件的印发执行，钢铁行业超低排放的改造已迫在眉睫，钢铁企业自备电厂排放标准要求必须达到：氮氧化物（NOx）小于 50 mg/Nm3，二氧化硫（SO2）小于 35 mg/Nm3，颗粒物小于 5 mg/Nm3。以下文本就我公司 80 MW 煤气发电机组 278 t/h 锅炉超低排放改造过程及运行中出现的问题进行探讨。1 机组改造前基本情况80 MW 煤气发电机组筹建于 2016 年 11 月，2017 年 11 月 30 日首次并网运行。其配套 1 台杭锅集团生产的高温超高压、自然循环锅炉，蒸发量 278 t/h，过热蒸汽压力温度分别为 13.7 MPa，540。燃料设计工况为 27 000 Nm3/h 焦炉煤气+10 000 Nm3/h 转炉煤气+高炉煤气，锅炉燃烧煤气过程中产生大量氮氧化物、二氧化硫、粉尘等污染物，其燃烧后最大烟气量为 40（湿基，3%O2）万 Nm3/h，氮氧化物含量为 300（干基，3%O2）mg/Nm3，二氧化硫含量为 1 600（干基，3%O2）mg/Nm3，颗粒物浓度为 30（湿基，3%O2）mg/Nm3。根据当时烟气排放指标要求及烟气污染物参数，锅炉同步配套 SNCR（选择性非催化还原）脱硝装置及生石灰-石膏湿法脱硫装置，用以去除烟气中的氮氧化物及二氧化硫。受限于实际生产过程中系统煤气平衡所能提供的燃烧煤气量及煤气热值的影响，锅炉炉膛燃烧煤气所产生的温度大部分工况下均小于 800，无法满足 SNCR 尿素分解最佳反应温度 8501 250，尿素在炉膛分解不充分，造成严重氨逃逸，逃逸的氨与烟气中的 SO3反应产生硫酸氨和液态的硫酸氢氨，其在温度降低在 230 以下时会凝结黏附。锅炉末端烟气温度较低导致主省煤器及一、二级空气预热器烟气管壁中间大量黏附硫酸氨及硫酸氢氨，造成其严重的腐蚀、堵塞，锅炉烟阻增加，出力受阻，锅炉带负荷能力及热效率大大降低。2020 年度，80 MW 发电机组发电均时功率 40.5 MW，实际发电是发电机额定功率的 50%，煤气发电未能高效的利用到 80 MW 发电机组的能力。NOx 平均达到 115 mg/Nm3，氮氧化作者简介：戴鸿霖（1996-），男，本科学历，毕业于武汉工程大学，专业：能源与动力工程。收稿日期：2022-11-21。文章编号：1671-8909（2023）3-0004-003278t/h 燃气锅炉烟气超低排放改造与运行成果分析戴鸿霖（福建省三钢（集团）有限责任公司动力厂，福建 三明 365000）摘要：随着我国蓝天保卫计划的实施，各行各业的环保排放标准日趋严格，钢铁行业也正在逐步实施超低排放标准。我厂从自身可持续发展出发，对现有 80 MW 煤气发电机组 278 t/h 燃气锅炉烟气进行深化治理，其排放烟气必须符合国家超低排放要求。本文介绍了脱硝脱硫除尘工艺在锅炉烟气超低排放改造中的应用，并结合一段时间的应用实践，提出各环保系统运行存在的问题及处理方式。关键词：锅炉烟气；超低排放；脱硝脱硫除尘技术；可持续发展中图分类号：X701 文献标识码：A5第 39 卷戴鸿霖.278 t/h 燃气锅炉烟气超低排放改造与运行成果分析物在 80 MW 发电机组设计工况运行时未能达到超净排放要求。配套的湿法脱硫装置能有效的脱除烟气中的二氧化硫，在任何工况条件下运行二氧化硫排放浓度均小于 35 mg/Nm3，但随烟气夹带而出的石膏雾滴及随煤气带入锅炉的粉尘等颗粒物含量较高，系统未配套除尘装置，年度颗粒物平均排放浓度为 12 mg/Nm3，烟气颗粒物排放指标也无法满足目前超低排放要求。基于国家超低排放要求、部分配套环保系统适配性差及恢复机组满负荷发电能力等多方面因素，锅炉超低排放升级改造刻不容缓。2 改造内容2.1 具体改造方案根据上述锅炉及原配套环保装置运行情况、现行超低排放指标要求、国内各环保工艺成熟度与适配性、发电站内场地布置等综合因素考虑，执行以下改造方案：拆除原布置于锅炉炉膛的 SNCR脱硝系统及配套装置，选择成熟度及脱硝效率高的SCR（选择性催化还原）脱硝工艺，装置整体布置于锅炉旁路省煤器/低温再热器出口，运行温度为280380，SCR 脱硝反应器选用国产蜂窝式锰系催化剂，催化剂分层布置，层数采用“2+1”模式。我厂 278 t/h 锅炉原配套生石灰-石膏湿法脱硫效率高，运行情况良好，保留该脱硫系统。但为减少进入后续除尘系统烟气中的水与石膏雾滴含量，对脱硫塔内除雾器进行更换，型式为屋脊式除雾器，共三层，除雾器具备将 22 m 以上的水滴除掉，使得除雾后的烟气液滴含量 20 mg/Nm3。因湿法脱硫装置出口烟气状态为湿烟气，除尘工艺选择湿式电除尘，用以脱除入炉煤气带入的粉尘、烟气经脱硫塔夹带的水及石膏雾滴。根据现场空间条件，湿式电除尘器采用立管式结构，布置于脱硫塔与烟囱之间，并配置两个电场，经湿式电除尘器处理后的烟气颗粒物含量小于 5 mg/Nm3。2.2 改造工艺技术简述经改造后锅炉烟气超低排放总体工艺路线为SCR 脱硝+生石灰-石膏湿法脱硫+湿式电除尘，锅炉旁路省煤器/低温再热器出口的烟气，经与氨气均匀混合后进入 SCR 反应器除去氮氧化物，接着烟气经主省煤器、空气预热器、引风机，进入脱硫塔脱除二氧化硫，随后在湿式电除尘器内除去颗粒物，最终净烟气进入烟囱排放至大气。（1）SCR 脱硝工艺。氨水槽车来的 20%浓度氨水通过卸料泵送入氨水储存槽，再经氨水输送泵输送至氨水蒸发器，在氨水蒸发器内经双流体喷嘴雾化后，与稀释风机来的热风（260）混合，同时被蒸发成氨气。混合气体（氨气、空气）经喷氨格栅均匀喷入烟道中，与烟气充分混合后进入SCR 反应器，在催化剂的作用下除去氮氧化物。（2）生石灰-石膏湿法脱硫工艺。生石灰粉加水制成吸收剂石灰浆液，采用相应的液气比对烟气进行洗涤，脱除烟气中的二氧化硫。吸收塔的石膏浆液由石膏排出泵送至石膏旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏表面含水率不超过 10%，脱水后的石膏贮存在石膏库内存放待运回收。（3）湿式电除尘工艺。脱硫塔来的烟气首先进入下气室，在导流板的作用下使烟气均匀的进入到电场区通道中。通过高频电源装置形成的直流电，在阴极线和阳极管之间形成强大的电场，使空气分子瞬间电离产生大量的电子和正、负离子，并在电场力的作用下作定向运动，同时使进入电场烟气中雾滴、尘粒及石膏颗粒在电场力的作用下作定向运动至阳极管上。荷电粒子在阳极管上释放电子，于是雾滴、尘粒及石膏颗粒被聚集，累积至一定量时，阳极管表面形成一层水膜，水膜在重力的作用下自上而下流淌，从而去除表面的粉尘。2.3 改造后运行效果改造投运后 80 MW 发电机组锅炉配套建设的环保装置长期保持良好的运行效果，烟气排放指标均满足超低排放要求，数据如表 1 所示。3 改造后存在的运行问题及解决方法3.1 脱硝系统（1）氨逃逸问题。2021 年 11 月以前烟气月均表 1 烟气污染物排放指标（折算值）排放指标 月份NOX月均值/(mg Nm-3)SO2月均值/(mg Nm-3)颗粒物月均值/(mg Nm-3)2021.124.970.872.072021.222.390.872.382021.320.850.992.232021.420.891.101.912021.523.271.341.962021.619.563.492.142021.721.538.202.272021.822.557.662.322021.920.412.242.582021.1019.411.703.002021.1129.472.281.882021.1235.743.231.606第 3 期清 洗 世 界氮氧化物排放指标控制在 20 mg/Nm3左右，运行指标控制值较低，脱硝系统喷氨量相对较大，同时锅炉内烟气流场随锅炉负荷不断变化，导致部分工况下脱硝反应器出口存在一定量的氨逃逸，在脱硝反应器下游尾部烟道产生固态的硫酸铵和液态的硫酸氢氨，其反应过程如下：SO2+O2 SO3NH3+SO3+H2O NH4HSO42NH3+SO3+H2O (NH4)2SO4生成的硫酸铵和硫酸氢氨为细颗粒状态，在温度降到 230 以下时会凝结黏附，沉积在尾部烟道及换热设备上，造成堵塞、腐蚀等情况。目前发现机组锅炉下级空预器及出口烟道出现局部腐蚀积料情况，在该区域内烟阻增加，烟道腐蚀漏风，给锅炉稳顺运行带来一定的隐患。（2）处理措施及效果。针对 SCR 脱硝出口氨逃逸造成的下级空气预热器及烟道腐蚀积料问题，采取以下措施进行处理：进行氨水均匀分布调节，通过专业仪器测量相同负荷下烟道各截面氮氧化物含量，判断各截面氨水喷量相对大小，进而通过喷氨格栅阀门调整烟道各截面氨水喷量，防止因流场不均造成的局部氨过量；对脱硝系统喷氨控制进行优化调整，烟气氮氧化物排放指标控制在 35 45 mg/Nm3之间。同时加强岗位人员喷氨调节操作培训，并提供各烟气量、进口氮氧化物量对应理论喷氨量数值供调节参考；保证机组高压加热器运行的稳定性，防止空气预热器区域的排烟温度过低；下级空气预热器出口烟道内衬 316L 不锈钢板，提高烟道的防蚀能力。通过上述措施，在保证烟气氮氧化物超低排放的同时，氨逃逸率大大降低，空气预热器腐蚀、堵塞、积料问题得到改善，锅炉满负荷能力得到保障。3.2 脱硫系统（1）脱硫系统石膏含水率偏高问题。在改造完运行一段时间后，脱硫运行中出现石膏含水率逐步增大，石膏品质变差问题，器表现在真空皮带机出料口石膏不结块、不滑落，成稀泥状，甚至出现下部粘稠，上部成流水状，石膏无法正常回收，运输处理十分困难。综合化验分析数据、理论知识及运行情况，原因如下：脱硫塔石膏浆液内富集大量粉尘颗粒，其来源主要为煤气带入粉尘及湿式电除尘器至脱硫塔冲洗回水，这些粉尘阻碍了 SO2与脱硫剂的接触，降低了浆液中 Ca2+的溶解速率，同时抑制Ca2+与HSO3-的反应，封闭了吸收剂的活性。其主要现象为浆液发黑、起泡，脱水时石膏呈灰黑状态；脱硫塔内部分玻璃鳞片脱落、脱硫塔内浆液中毒后浓度偏高，造成脉冲循环泵出口管道堵塞，浆液扰动效果变差，进一步造成氧化风管堵塞，浆液品质进入恶性循环。（2）处理措施及效果。针对性改造措施如下：中毒浆液整体置换至事故浆液槽。在机组停机检修前将事故槽中毒浆液清空，脱硫塔内浆液降至较低液位与密度，停机后将脱硫塔中毒浆液全部置换至已清空的事故槽中；石膏晶种的添加。至我司焦化厂脱硫系统拉取品质较好的石膏，通过地坑系统加入脱硫塔内，使脱硫塔运行前期拥有良好的浆液结晶环境；湿电回水改造。增加一路新回水管道至脱硫废水系统，并增加切换阀门，关闭原湿电回水至脱硫塔管路，减少进入脱硫塔浆液内的粉尘量；持续做好 pH、密度、氯离子及出料频次控制。pH 控制在 5.05.5，密度保持在 1 1001 150 kg/m3之间、氯离子含量控制在 20 000 ppm 以内，通过出料频次尽可能将浆液粉尘带出。上述措施实施后，石膏结晶正常，品质良好，且能正常回收并创造一定的经济效益。同时脱硫装置安全稳定运行，环保指标控制良好。4 结语综上，通过对 80 MW 煤气发电机组 278 t/h 锅炉超低排放改造及实际运行应用的优化，既解决了我公司可持续发展问题，也解决了大气环境质量改善的问题，同时也为同类型煤气机组超低排放改造提供了成功范例和可靠数据支撑。参考文献：1 周晓猛，徐宝东，等.烟气脱硫脱硝工艺手册 M.北京:化学工业出版社，2016.2 朱廷钰，王新东，郭旸旸，等.钢铁行业大气污染控制技术与策略 M.北京:科学出版社，2018