锅炉烟气脱硫、脱硝履行方案评估

2016-10-15张司达

资源节约与环保 2016年7期

关键词：厂界还原剂流化床

张司达

（盘锦市辽河流域污染防治工作办公室辽宁盘锦124010）

锅炉烟气脱硫、脱硝履行方案评估

张司达

（盘锦市辽河流域污染防治工作办公室辽宁盘锦124010）

通过对富腾公司锅炉烟气脱硫、脱硝改造方案的分析、评估，采取切实可行的烟气净化方案，以减少锅炉烟气中二氧化硫、氮氧化物的排放，减少对周围环境的影响，改善环境空气质量，同时也减少了排污费用的支出，实现环境、经济、社会效益的统一。

脱硫；脱硝；评估

1　引言

富腾热电公司是华锦化学工业股份有限公司自备电厂，是国控重点污染源企业，监控对象是废气，主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和烟尘。

公司现有三台220t/h循环流化床燃煤锅炉，两台410t/h循环流化床燃煤锅炉，其中3台220t/h循环流化床燃煤锅炉的脱硫措施为氨法脱硫，工程设计脱硫率不小于97%；2台410t/h循环流化床燃煤锅炉的脱硫措施也为氨法脱硫，工程设计脱硫率不小于95%。现在两套脱硫装置运行过程中，脱硫效果不稳定，且净化烟气带液量较大，排放烟气拖尾严重，装置周围地面布满铵盐结晶。为此，公司现拟对两套脱硫装置进行改造，以解决烟气带液量大、烟气拖尾严重的问题。

公司现有5台锅炉暂时没有脱硝设施，为了减轻NOx污染，使3台220t/h循环流化床燃煤锅炉、2台410t/h高温高压循环流化床锅炉满足电厂大气污染物排放新标准中NOx排放限值200mg/Nm3的要求，公司决定对5台锅炉实施脱硝改造。

2　烟气脱硫改造方案评估

2.1技术评估

原有脱硫设施虽然采用氨法湿式脱硫工艺，但当初建设时完全照搬了传统湿式石灰石法的脱硫机理，将氨法脱硫的三个反应过程（吸收、浓缩结晶和氧化）集中在一个空塔内完成，采取了大循环、高喷淋量的吸收方式，不仅易导致气溶胶超标，还增加了能耗。

采用已经发展成熟的氨法脱硫进行改造即可满足标准要求，又符合降低投资的原则，因此本次改造推荐采用新型湿式氨法脱硫工艺对原有设施进行改造。脱硫装置在尽量不变原系统设备的前提下由原脱硫装置改造。仅对脱硫系统进行改造，吸收剂氨水供给存储系统及硫铵后处理系统沿用原系统。

2.2脱硫工艺设计

项目拟对现有5台循环流化床锅炉进行脱硫设施改造，按5台锅炉100%出力规模设计。

（1）脱硫工艺仍采用氨法脱硫工艺，脱硫系统的设备配置按照燃煤硫份按1.13%设计。（2）脱硫装置采用三炉一塔（1、2、3号炉）和两炉一塔（4、5号炉）设计，改造现有脱硫塔，两套脱硫塔改造方式相同。将原有脱硫塔内改成三层，分为烟气洗涤降温层、SO2的吸收层以及氨雾及水雾的去除段。烟气在脱硫塔内自下而上流动，吸收液自上而下喷淋，塔顶氨逃逸浓度小于10 mg/m3，雾滴浓度小于75mg/m3，脱硫效率能达到98%。（3）增加氧化循环槽以及相应设备，增加硫酸铵的氧化效率。（4）吸收剂为氨水，本项目自制吸收液氨水，氨水浓度为20%，由泵送入吸收塔内。（5）硫铵后处理装置包设有离心机、水利旋流器、流化床干燥机等设备，制成成品硫酸铵后外卖。（6）脱硫设备年利用8000h，与锅炉同步运行。

2.3环境评估

2.3.1环境空气影响分析

项目运营后SO2对敏感保护目标造成环境空气污染均有所减轻，敏感保护目标区域环境空气质量现状因本项目运营将会得到改善。年减排549.72t。

（1）烟尘影响分析。项目烟囱出口处粉尘的排放浓度为23.25 mg/m3,年排放粉尘量为312.48 t/a,排气筒高度为70m和120m，粉尘排放浓度和排放速率符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996），对大气环境影响很小。

（2）NH3和雾滴浓度影响分析。经过与设计单位进行核实，本项目改造后烟囱出口NH3浓度小于10 mg/m3，雾滴浓度小于75 mg/m3，满足《火电厂烟气脱硫工程技术规范·氨法》中要求，对周边环境影响较小。

（3）硫酸铵烟雾影响分析。项目改造后烟囱出口硫酸铵排放速率小于91kg/h和120 kg/h，满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）现有污染源大气污染物排放限值要求。

2.3.2水环境影响分析

项目产生的脱硫水大部分回用，不外排，只有少量水分以蒸汽形式挥发，对周围环境影响较小。

2.3.3噪声环境影响分析

项目新增噪声来源于工艺水泵、过滤泵、压滤机等设备，设备产生的噪声声级范围85～95 dB(A)，运行过程均在密闭房间内，设备经过厂房隔声衰减、距离衰减，可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中3类标准，

2.3.4固体废物环境影响分析

项目建成后，除尘器收集的粉尘和硫酸铵成品全部外售，不会对外环境造成负面影响。

2.4经济评估

项目总投资2509万元，建设主要基于保护环境的角度出发，解决脱硫效果不稳定，且净化烟气带液量较大，烟气带液量大、烟气拖尾严重的问题，虽然经济效益不是十分明显，但是，环境效益和社会效益十分显著。

2.5评估结论

该项目技术先进、成熟，可有效解决本公司脱硫效果不稳定，且净化烟气带液量较大，排放烟气拖尾严重，装置周围地面布满铵盐结晶等带来的环境问题，环境效益和社会效益十分显著。

3　烟气脱硝改造方案评估

3.1技术评估

公司现有3台220t/h锅炉烟气脱硝采用SNCR工艺，设计脱硝效率40%，NOx排放浓度减少到180mg/Nm3以下，2台410t/h锅炉烟气脱硝采用“低温燃烧+SNCR”工艺，低温燃烧系统将NOx排放浓度控制到270mg/Nm3以下，再经SNCR脱硝后，NOx排放浓度减少到162mg/Nm3以下，综合设计脱硝效率46%。

3.1.1220t/h锅炉脱硝改造

（1）SNCR是在没有催化剂作用下向830℃～950℃炉膛中喷入还原剂，还原剂迅速热解成NH3与烟气中NOx反应生成N2。炉膛中会有一定量氧气存在，喷入的还原剂选择性的与NOx反应，基本不与氧气反应。SNCR的还原剂一般为氨、氨水或尿素等。本项目采用氨水作为还原剂。

（2）整个SNCR系统可分为：还原剂存储系统、雾化系统及喷射系统。还原剂存储系统主要是储藏、稀释还原剂，通过计量泵将一定浓度的还原剂输送给SNCR喷枪，再喷入炉膛。SNCR反应的化学原理如下：

SNCR工艺设计脱硝效率40%，氮氧化物排放浓度由300mg/Nm3降至180mg/Nm3。

3.1.2410t/h锅炉脱硝改造

采用低温燃烧系统+SNCR脱硝工艺改造

（1）SNCR工艺与220t/h锅炉脱硝相同

（2）低温燃烧系统改造

氮氧化物是指一氧化氮、二氧化氮以及少量的氧化二氮，燃烧任何化石燃料由于温度高氧气存在与空气和燃料中的氮都会产生一定量的NOx。

燃烧过程中排放出来的NOx约90%是NO，5%～10%是NO2，1%是N2O。氮氧化物主要是通过三种路径形成的：热力型、快速型及燃料型。

热力型NOx的形成对温度有很强的依赖关系，在温度超过1200℃时随温度的增加NOx的形成按指数规律增加，降低热力型NOx可以通过对燃烧系统的控制来实现，通过控制燃料与空气的混合来控制燃烧速度，从而降低燃烧最高温度点的温度以来降低热力型NOx的形成。

快速型NOx是通过空气中的氮和碳氢原子轩的反应生成的，快速型NOx产生量很少。

燃料型NOx是煤燃烧时产生NOX的主要来源，煤燃烧时约75%～90%的NOx是燃料型NOx。

循环流化床的NOx排放比传统煤粉炉和炉排炉要低很多，主要是由于循环流化床锅炉床温一般情况下为870℃，而其它炉型则超过1100℃。此外循环流化床锅炉采用分级燃烧也有效地降低了NOx的生成。

增加炉膛内屏式受热面。经过计算采用增长水冷屏的技术方案，6片水冷屏每片长度增加3.1m可满足要求。

低温燃烧后的氮氧化物排放浓度由300mg/Nm3降至270mg/Nm3，SNCR工艺设计脱硝效率40%，经SNCR脱硝后，氮氧化物排放浓度由270mg/Nm3降至162mg/Nm3。

3.2环境评估

3.2.1废气

工程为现有工程的环保改造工程，项目建成后，热电分公司废气污染物NOx得到了大幅度削减，改善了周围环境空气质量。

3.2.2废水

本期脱硝改造工程正常工况下没有废水排放，但如果在事故状态下，如卸氨时不慎泄漏，或氨储罐故障检修时，均有可能紧急排放氨气，排放入氨气稀释槽中，将采取大量水喷淋稀释，通过热电公司雨排管网进入污水处理站进行初步处理，处理后的废水进入华锦集团污水处理厂处理，一部分经深度处理后回用于集团，一部分达标后经六里河最后汇入双台子河。

3.2.3噪声

本期脱硝改造工程中新建SNCR系统，新增氨水泵、除盐水泵等高噪声设备，脱硝装置距离现有的南厂界最近，约为130m，氨水存储区距离南厂界为210m，除盐水泵房距离南厂界最近距离约60m。

经预测，脱硝装置对南厂界噪声影响值为30.7dB(A)，不会导致西厂界噪声超标；氨水存储区设备噪声对南厂界噪声影响值为31.3dB(A)，除盐水泵房设备噪声对南厂界噪声影响值为32.4dB (A)，不会导致南厂界噪声超标。

3.3经济评估

项目总投资2105万元，建设主要基于保护环境的角度出发，为了减轻NOX污染，满足电厂大气污染物排放新标准中NOX排放限值200mg/Nm3的要求，虽然经济效益不是十分明显，但是，环境效益和社会效益十分显著。

3.4评估结论

项目实施后，现有NOx排放量及最大落地浓度均有大幅度削减，环境效益显著。