CN204574069U

CN204574069U - 燃煤电站超低排放环保岛系统

Info

Publication number: CN204574069U
Application number: CN201520086474.2U
Authority: CN
Inventors: 高翔; 郑成航; 骆仲泱; 倪明江; 岑可法; 张军; 张涌新; 翁卫国; 施正伦; 周劲松; 方梦祥; 程乐鸣; 王勤辉; 王树荣; 余春江
Original assignee: Zhejiang University ZJU
Current assignee: Zhejiang University ZJU
Priority date: 2015-02-06
Filing date: 2015-02-06
Publication date: 2015-08-19
Anticipated expiration: 2025-02-06

Abstract

本实用新型涉及一种燃煤机组烟气超低排放装置，特别涉及一种燃煤电站超低排放环保岛系统。一种燃煤电站超低排放环保岛系统，该系统包括：电站锅炉，用于协同控制烟气中氮氧化物和氧化零价汞的SCR脱硝系统，空气预热器，用于协同控制烟气中烟尘、三氧化硫和汞等污染物的静电除尘器，用于协同脱除烟气中二氧化硫、汞、氮氧化物和颗粒物污染物的湿法烟气脱硫系统，用于协同脱除烟气中细颗粒物（PM2.5）、三氧化硫和汞污染物的湿式静电除尘系统，和烟囱几个部分，上述装置通过烟道依次相连。本实用新型在现有脱硫脱硝除尘装置上进行升级改造，达到单一装置同时控制多种污染物，实现多种污染物协同控制的效果，节省了投资费用和运行费用。

Description

燃煤电站超低排放环保岛系统

技术领域

本实用新型涉及一种燃煤机组烟气超低排放装置，特别涉及一种燃煤电站超低排放环保岛系统。

背景技术

随着经济发展，我国的能源需求持续增加，煤是我国最重要的一次能源，以煤炭为主的能源消费结构在未来相当长的一段时期内将难以根本性改变。然而煤在燃烧过程中产生的大量的烟尘、SO₂、NOx和汞等多种污染物，大量SCR脱硝装置运行后，部分SO₂转化为SO₃，不但对环境造成污染，也给电厂的安全运行带来了很大隐患。火电厂是我国第一燃煤大户，2012年发电消耗煤炭17.9亿吨，共排放SO₂ 约883万吨，占全国SO₂排放量的41.7%；NOx排放量约948万吨，占全国NOx排放量的40.6%；烟尘排放总量约151万吨，占全国烟尘排放量的12.2%。因此，我国在“十二五”提出了SO₂减排8%、NOx减排10%的约束性指标，且提出重点区域到2015年汞等重金属排放比2007年削减15%的控制目标，并颁布了全世界最严格的火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)，规定汞及其化合物0.03mg/Nm³，烟尘30mg/Nm³，二氧化硫200(现有机组)/100(新建机组)mg/Nm³，氮氧化物100mg/Nm³的排放标准。2013年2月27日，国家环保部发布了《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求京津冀、长三角、珠三角等“三区十群”19个省（区、市）47个地级及以上城市等重点控制区的火电等六大行业执行大气污染物特别排放限值。

截至2013年4月，全国火电脱硫机组总装机容量达7.188亿千瓦，主要采用湿法烟气脱硫技术，目前也开发了新型高效吸收塔，以进一步提高脱硫效率（相关的专利如US6550751B1，ZL200810003528 ，ZL200610200285）。采用“双塔”脱硫改造技术，脱硫效率可达99%以上；利用托盘塔脱硫技术，可现实脱硫效率提高3%以上。

目前燃煤电站氮氧化物控制技术主要包括低氮燃烧技术和选择性催化还原（SCR）技术。低氮燃烧技术可从源头控制氮氧化物生成，且经济性较好，通过低氮燃烧技术可实现氮氧化物排放达到300 mg/Nm³以下，部分大型燃煤机组排放可达到200 mg/Nm³。但仅依靠低氮燃烧技术无法满足目前严格的排放要求。SCR技术是目前最主流的炉后烟气脱硝技术，该技术脱硝效率可达80%以上，我国在国家政策和科技项目支撑下，SCR脱硝技术突破了多项技术瓶颈，逐步实现了国产化。一直被国外垄断的SCR脱硝催化剂生产技术已取得重大突破（相关专利如ZL201210051993.6，ZL200910087773.7，CN201020635943.9等），已有多家企业建立了SCR脱硝催化剂生产线。同时通过高效喷氨混合装置及SCR反应器优化技术（相关专利如ZL201020194901.6，CN200910104470.1，ZL200910089817.X等），进一步提升NOx脱除效率。通过SCR脱硝技术可实现NOx排放达到或接近30 mg/Nm³，如如浙能乐清电厂660 MW机组采用SCR高效脱硝技术后；国外脱硝技术也取得较好发展，日本矶子电厂2×600 MW机组，采用SCR脱硝技术后，氮氧化物排放浓度为22 mg/Nm³。

国内外燃煤烟气颗粒物脱除技术主要包括静电除尘技术、袋式除尘技术及电袋复合除尘技术。袋式除尘技术及电袋复合除尘技术对颗粒物脱除效率高达99.9%以上，可达到烟尘质量浓度低于20 mg/Nm³的排放指标，但其存在运行压损大，滤袋更换成本高、处理困难、长期运行稳定性差等劣势，在大型燃煤电站应用相对较少。静电除尘技术是大型燃煤电站烟气烟尘治理应用最广的技术，常规静电除尘器对PM₁₀可达到99.8%以上的脱除效率，而对细颗粒的脱除效率相对较低。近年来国内外研发出一系列静电除尘改造增效专利技术，如低低温电除尘技术（CN201310288968）、移动电极技术（CN201310640370）、烟尘凝并技术（CN1390157A）、烟气调质技术（CN 201110109663）、新型高效节能电源技术等，可实现常规静电除尘器出口烟尘排放浓度小于30 mg/Nm³，美国Walson电厂250MW机组采用Indigo颗粒双极荷电凝并技术可实现烟尘排放浓度下降30~60%，排放浓度降至18.8 mg/Nm³。美国巴威公司的研究表明联合布袋除尘/湿法脱硫/湿法电除尘总的PM可降到16.1 mg/Nm³。东京电力公司Hitachinaka电厂1000MW机组采用低低温电除尘器烟尘排放浓度保持在10 mg/m³以下。但干式静电除尘已无法满足更高的排放限值要求，湿式静电除尘技术克服了反电晕、二次扬尘等干式电除尘难以解决的关键问题，可实现PM_2.5的深度脱除。

虽然国内外对脱硫脱硝除尘有一定研究，也有部分燃煤电厂的单项污染物排放值达到了天然气机组排放标准，但国内还没有硫、硝、尘等指标全面达到天然气机组排放标准的燃煤机组，且现有设备只对特定污染物有脱除效果，如SCR脱硝装置仅能脱除烟气中氮氧化物，对其他污染物没有控制效果，单一脱除导致设备脱除压力大。

实用新型内容

本实用新型旨在克服现有技术中设备脱除效果单一、排放浓度高等不足之处，实现燃煤机组烟气污染物超低排放，提供一种燃煤电站超低排放环保岛系统。

本实用新型解决其技术问题所采用的技术方案是：

一种燃煤电站超低排放环保岛系统，该系统包括：

电站锅炉，

用于协同控制烟气中氮氧化物和氧化零价汞的SCR脱硝系统，

空气预热器，

用于协同控制烟气中烟尘、三氧化硫和汞等污染物的静电除尘器，

用于协同脱除烟气中二氧化硫、汞、氮氧化物和颗粒物污染物的湿法烟气脱硫系统，

用于协同脱除烟气中细颗粒物（PM2.5）、三氧化硫和汞污染物的湿式静电除尘系统，

和烟囱几个部分，上述装置通过烟道依次相连；

所述空气预热器分别设有烟气入口和空气入口，烟气入口与SCR脱硝系统相连，空气入口与送风机相连，空气经送风机进入空气预热器后利用从SCR脱硝系统进入空气预热器的烟气加热，使其预热后进入电站锅炉。

本实用新型的工作原理如下：烟气中氮氧化物在SCR脱硝系统内的催化剂作用下与氨气反应生成氮气，而后在湿法烟气脱硫系统中与活性组分注入装置加入的活性组分在湿法烟气脱硫系统的协同控制作用下脱除；烟气中二氧化硫在湿法烟气脱硫系统中与石灰石发生反应，变成石膏后脱除；烟气中三氧化硫在静电除尘装置中附着在飞灰表面，被电除尘器协同脱除，在湿式电除尘器中变成液态，进一步在湿式静电除尘系统中协同控制；颗粒物在静电除尘器中除去大颗粒物，在湿式电除尘器中脱除细颗粒物；烟气中汞在SCR脱硝系统中被协同氧化，进一步在活性组分注入装置中氧化，在湿法烟气脱硫系统和湿式静电除尘系统被协同脱除。通过以上各种组分的协同控制作用，从而达到燃煤电站烟气污染物超低排放指标。

作为优选，静电除尘器与湿法烟气脱硫系统之间的烟道上连接有活性组分注入装置。活性组分注入装置用于向烟气中注入活性分子，氧化烟气中NO及零价Hg，通过后续污染物控制设备协同控制。

作为优选，电站锅炉内安装有至少2组低NOx燃烧器。

作为优选，空气预热器与静电除尘器之间的烟道上、湿式静电除尘系统和烟囱的烟道上各设置一个换热器。

本实用新型的系统使燃煤电站主要大气污染物（PM、SO₂、NOx）排放指标达到超低排放水平。本实用新型为了控制排烟中汞浓度，所述SCR脱硝系统采用具有脱汞协同控制的脱硝催化剂，使烟气中零价汞氧化为二价汞，进一步在湿法烟气脱硫系统中脱除，从而达到协同控制的目的。所述SCR脱硝系统在氨气还原剂和SCR催化剂的作用下脱除烟气中氮氧化物。

所述静电除尘器利用高压电场使烟气发生电离，气流中的粉尘荷电在电场作用下与气流分离，从而达到除尘的目的。优选的，所述静电除尘器为干式静电除尘器，可为常规电除尘器，也可为低于酸露点的低低温电除尘器。

由于部分二氧化硫在SCR脱硝系统作用下氧化成三氧化硫，使烟气中三氧化硫显著增加，为了控制排烟硫氧化物浓度，优选的，所述静电除尘器具有三氧化硫协同控制作用。

所述湿法烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，具有二氧化硫、汞、氮氧化物、细颗粒物等污染物协同控制作用。优选的，在湿法脱硫系统前置活性组分注入装置用于向烟气中注入活性组分，使烟气中未反应的一氧化氮(NO)转化为二氧化氮(NO₂)，使未反应的单质汞（Hg⁰）氧化成二价汞（Hg²⁺），使其在脱硫塔中脱除，达到协同脱除的作用。

所述湿式静电除尘器利用高压静电对含湿烟气进行荷电，协同脱出烟气中细颗粒物（PM2.5）、三氧化硫和汞。优选的，所述湿式静电除尘器出口颗粒物浓度小于5mg/m³。

进一步优选的，所述湿式静电除尘器可根据烟气条件选择是否采用烟气换热装置，该烟气换热装置通过去离子水作为介质，利用空气预热器出口部分烟气对湿式静电除尘器后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，以达到减少腐蚀等作用。

本实用新型与现有技术相比具有的有益效果：

1）在现有脱硫脱硝除尘装置上进行升级改造，达到单一装置同时控制多种污染物，实现多种污染物协同控制的效果，节省了投资费用和运行费用；

2）可根据电厂烟气条件灵活选择脱硫、脱硝、除尘技术组合，如催化剂功效、添加剂种类、活性组分种类、是否采用换热器等技术手段；

3）污染物脱除效率高，各种污染物出口浓度达到PM<5mg/Nm³，SO₂<35mg/Nm³，NOx<50mg/Nm³的排放标准。

附图说明

图1 是本实用新型的结构示意图；

图2是实施例1的结构示意图；

图3是实施例2的结构示意图；

图中：1、电站锅炉，2、低NOx燃烧器，3、SCR脱硝系统，4、脱硝催化剂，5、空气预热器，6、静电除尘器，7、活性组分注入装置，8、湿法烟气脱硫系统，9、湿式静电除尘系统，10、烟囱，11、换热器。

具体实施方式

下面通过具体实施例，并结合附图，对本实用新型的技术方案作进一步的具体说明。应当理解，本实用新型的实施并不局限于下面的实施例，对本实用新型所做的任何形式上的变通和/或改变都将落入本实用新型保护范围。

如图1所示的一种燃煤电站超低排放环保岛系统，该系统包括：电站锅炉1，用于协同控制烟气中氮氧化物和氧化零价汞的SCR脱硝系统3，空气预热器5，用于协同控制烟气中烟尘、三氧化硫和汞等污染物的静电除尘器6，用于协同脱除烟气中二氧化硫、汞、氮氧化物和颗粒物污染物的湿法烟气脱硫系统8，用于协同脱除烟气中细颗粒物、三氧化硫和汞污染物的湿式静电除尘系统9，和烟囱10几个部分，上述装置通过烟道依次相连；所述空气预热器分别设有烟气入口和空气入口，烟气入口与SCR脱硝系统3相连，空气入口与送风机相连，空气经送风机进入空气预热器后利用从SCR脱硝系统进入空气预热器的烟气加热，使其预热后进入电站锅炉。静电除尘器6与湿法烟气脱硫系统8之间的烟道上连接有活性组分注入装置7。电站锅炉内安装有2组低NOx燃烧器2。

SCR脱硝系统3中内设有以模块的形式安装的脱汞协同控制脱硝催化剂4，催化剂为一层或多层；静电除尘器6为常规电除尘器或低低温电除尘器；所述湿法烟气脱硫系统8前置活性组分注入装置7，烟气从静电除尘器6出来后进入活性组分注入装置7中加入活性组分；所述湿法烟气脱硫系统8采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。

空气预热器5利用从SCR脱硝系统3中出来的烟气加热空气，送入锅炉中利用低氮燃烧技术燃烧煤。煤燃烧后形成烟气进入SCR脱硝系统3烟气在SCR脱硝系统内的硝汞协同控制脱硝催化剂4和氨气作用下，其中大部分氮氧化物被脱除，零价汞被氧化成二氧化汞。烟气通过空气预热器5进入静电除尘器6，该装置可脱除烟气中大部分烟尘、部分三氧化硫和汞。烟气从静电除尘器6排出后进入湿法烟气脱硫系统8，可根据污染物脱除情况选择前置活性组分注入装置7，根据烟气条件选择加入活性组分和数量，用于氧化一氧化氮和零价汞。而后烟气进入湿法烟气脱硫系统8，可选择性配置添加剂加入种类，用以协同脱除烟气中大部分二氧化硫、汞、氮氧化物及细颗粒物。烟气从湿法烟气脱硫系统8出口进入湿式静电除尘系统9后，通过该系统各参数协同脱除烟气中细颗粒物、三氧化硫、汞等污染物。可根据三氧化硫浓度选择加入换热器，布置在空气预热器后、湿式电除尘器后，利用空气预热器出口烟气加热换热器中介质去离子水，而后通过去离子水加热湿式电除尘器出口烟气，最后通过烟囱排入大气。

实施例1

电厂甲现有的燃煤机组环保设施是由锅炉、SCR 脱硝装置、空气预热器、干式静电除尘器、吸收塔和烟囱依次连接而成的，该电厂燃烧高硫煤。

本发明人利用本实用新型对该电厂的烟气净化系统进行改造，改造后的燃煤电站超低排放环保岛系统结构如图2所示，包括通过烟道依次相连的电站锅炉1，SCR脱硝系统3，空气预热器5，静电除尘器6，湿法烟气脱硫系统8，湿式静电除尘系统9和烟囱10几个部分，空气预热器上分别设有烟气入口和空气入口，烟气入口与SCR脱硝系统3相连，空气入口与送风机相连，空气经送风机进入空气预热器后利用从SCR脱硝系统进入空气预热器的烟气加热，使其预热后进入电站锅炉。静电除尘器6与湿法烟气脱硫系统8之间的烟道上连接有活性组分注入装置7。电站锅炉内安装有2组低NOx燃烧器2。空气预热器与静电除尘器之间的烟道上、湿式静电除尘系统和烟囱的烟道上各设置一个换热器11。

该电厂电站锅炉在SCR脱硝系统3中采用硝汞协同控制氮氧化物和汞，在空气预热器5的出口增设换热器11，降低烟气温度，从而提高了低低温静电除尘器6除尘效率，同时低低温静电除尘器6协同控制烟气中三氧化硫，在活性组分注入装置7中加入活性组分，湿法烟气脱硫系统8中脱硫，同时协同控制氮氧化物和汞，在湿式电除尘系统9中脱除细颗粒物，同时协同控制三氧化硫和汞。运行稳定后，测得烟囱出口中颗粒物浓度为2.9 mg/Nm³，氮氧化物浓度为36.4 mg/Nm³，二氧化硫浓度为27.1 mg/Nm³，低于燃气排放标准（PM<5 mg/Nm³，SO₂<35 mg/Nm³，NOx<50 mg/Nm³）。

实施例2

电厂乙，根据该厂烟气条件，本发明人利用本实用新型对该电厂的烟气净化系统进行改造，改造后的燃煤电站超低排放环保岛系统结构如图3所示，包括通过烟道依次相连的电站锅炉1，SCR脱硝系统3，空气预热器5，静电除尘器6，活性组分注入装置7，湿法烟气脱硫系统8，湿式静电除尘系统9和烟囱10几个部分，空气预热器分别设有烟气入口和空气入口，烟气入口与SCR脱硝系统3相连，空气入口与送风机相连，空气经送风机进入空气预热器后利用从SCR脱硝系统进入空气预热器的烟气加热，使其预热后进入电站锅炉。

该电厂锅炉采用空气和燃料分级低NOx燃烧技术，在SCR脱硝系统3中采用硝汞协同控制氮氧化物和汞，静电除尘器6协同控制烟气中三氧化硫和颗粒物，在活性组分注入装置7中加入活性组分，湿法烟气脱硫系统8中脱硫，同时协同控制氮氧化物和汞，在湿式电除尘器9中脱除细颗粒物，同时协同控制三氧化硫和汞。运行稳定后，测得烟囱出口中颗粒物浓度为3.1 mg/Nm³，氮氧化物浓度为27.5 mg/Nm³，二氧化硫浓度为18.6 mg/Nm³。

以上所述的实施例只是本实用新型的一种较佳的方案，并非对本实用新型作任何形式上的限制，在不超出权利要求所记载的技术方案的前提下还有其它的变体及改型。

Claims

1.一种燃煤电站超低排放环保岛系统，其特征在于该系统包括：

电站锅炉（1），

用于协同控制烟气中氮氧化物和氧化零价汞的SCR脱硝系统（3），

空气预热器（5），

用于协同控制烟气中烟尘、三氧化硫和汞等污染物的静电除尘器（6），

用于协同脱除烟气中二氧化硫、汞、氮氧化物和颗粒物污染物的湿法烟气脱硫系统（8），

用于协同脱除烟气中细颗粒物、三氧化硫和汞污染物的湿式静电除尘系统（9），

和烟囱（10）几个部分，电站锅炉（1）、SCR脱硝系统（3）、空气预热器（5）、静电除尘器（6）、湿法烟气脱硫系统（8）、湿式静电除尘系统（9）

和烟囱（10）通过烟道依次相连；

2.根据权利要求1所述的燃煤电站超低排放环保岛系统，其特征在于：静电除尘器（6）与湿法烟气脱硫系统（8）之间的烟道上连接有活性组分注入装置（7）。

3.根据权利要求1或2所述的燃煤电站超低排放环保岛系统，其特征在于：电站锅炉内安装有至少2组低NOx燃烧器。

4.根据权利要求1或2所述的燃煤电站超低排放环保岛系统，其特征在于：所述静电除尘器为干式静电除尘器或低低温电除尘器。

5.根据权利要求1或2所述的燃煤电站超低排放环保岛系统，其特征在于：空气预热器与静电除尘器之间的烟道上、湿式静电除尘系统和烟囱的烟道上各设置一个换热器。