2015年將是我國燃煤電站鍋爐新技術(shù)應(yīng)用豐收的一年，到年底將有300余臺鍋爐煙氣實現(xiàn)超低排放改造，會有許多節(jié)能減排新技術(shù)同時推廣應(yīng)用。”在5月21~23日召開的2015年全國電站鍋爐受熱面吹損防治技術(shù)交流研討會暨2015年全國鍋爐煙氣SCR(選擇性催化還原)脫硝催化劑再生技術(shù)交流研討會上，中電聯(lián)科技服務(wù)中心劉春文表示。
隨著國家持續(xù)推進燃煤電廠的超低排放改造，在出臺了脫硫脫硝除塵等電價補貼政策的同時，排放標準也漸趨嚴格。在減排重壓下，燃煤電廠也在不斷加大環(huán)保資金的投入。據(jù)中電聯(lián)初步測算，僅2014年脫硫、脫硝、除塵建設(shè)和改造費用就超過500億元，而每年用于煤電環(huán)保設(shè)施運行的費用也超過了800億元。在新的發(fā)展機遇和市場環(huán)境下，電廠等企業(yè)對新技術(shù)也更加關(guān)注。
一體化協(xié)同脫除在技術(shù)經(jīng)濟上可行
就目前的政策來看，燃煤鍋爐煙氣污染物超低排放勢在必行，不光是東部地區(qū)，就是中西部也同樣制定了相當嚴格的政策。今年年初山西省政府就要求現(xiàn)役單機30萬千瓦及以上燃煤機組在確保正常電力生產(chǎn)供應(yīng)的同時，全部完成超低排放的時間由2020年提前至2017年底。中國電力報記者在采訪中得知，地處山西南部的大唐陽城電廠要實現(xiàn)上述目標具有一定的難度，由于該廠的設(shè)計是以無煙煤為燃料的坑口電站，采用W型火焰爐，而目前國內(nèi)尚無W型火焰爐低氮燃燒改造成功的案例，當下該廠正在為實現(xiàn)超低排放進行技術(shù)攻關(guān)。
“目前，我國追求燃煤電站的超低排放是通過多污染物高效協(xié)同控制技術(shù)，使燃煤機組的煙塵、二氧化硫、氮氧化物等大氣主要污染物排放標準達到燃氣機組的排放標準，但低成本超低排放技術(shù)還需突破。”劉春文說。
西安熱工研究院有限公司主任牛國平認為，一體化協(xié)同脫除技術(shù)是在傳統(tǒng)分體脫除技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展而來，在脫除主污染物的同時脫除其他污染物或提供有利于脫除的條件，由此實現(xiàn)燃煤電廠煙氣污染物的超低排放在技術(shù)經(jīng)濟上是可行的。
據(jù)本報記者了解，業(yè)內(nèi)專家倡導(dǎo)的一體化協(xié)同脫除策略從技術(shù)經(jīng)濟角度而言，氮氧化物、粉塵、硫化物、汞等多個設(shè)備協(xié)同脫除，煙氣凈化系統(tǒng)應(yīng)進行一體化設(shè)計和優(yōu)化。協(xié)同脫除技術(shù)策略簡單概括如下：氮氧化物協(xié)同脫除策略：爐內(nèi)低氮燃燒+煙氣SCR脫硝;粉塵協(xié)同脫除策略：干式電除塵器(低低溫、高效電源、分區(qū)供電、振打優(yōu)化、流場優(yōu)化等)+濕法脫硫+濕式電除塵器;二氧化硫協(xié)同脫除策略：控制煤硫分+濕法脫硫+取消回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器(GGH);三氧化硫協(xié)同脫除策略：控制煤硫分+低氧化率SCR催化劑+煙冷器+干式電除塵器+FGD(煙氣脫硫)+濕式電除塵器;汞協(xié)同脫除策略：汞氧化脫硝催化劑+煙冷器+靜電除塵器+濕法脫硫+濕式電除塵器。
催化劑再生技術(shù)是大勢所趨
在實現(xiàn)超低排放過程中勢必要增加環(huán)保投入，而脫硝的投入就是一個不可忽視的領(lǐng)域。目前，我國燃煤電廠的脫硝普遍采用SCR技術(shù)。雖然脫硝催化劑再生處于起步階段，但SCR脫硝裝置大量使用再生催化劑是大勢所趨，催化劑再生將成為催化劑更換的必由之路。
記者了解到，截至2014年底，全國已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約6.8億千瓦，占全國火電機組容量的75%，占全國煤電機組容量的83.2%。按中國每兆瓦發(fā)電機組SCR脫硝催化劑初裝量(兩層)為 0.81~1.1立方米，SCR占95%以上估算，脫硝催化劑保有量約60萬立方米。
中耐控股集團公司董事長蔣曦初告訴本報記者，催化劑的化學(xué)壽命一般按24000小時設(shè)計，所以新催化劑在運行3~4年后就需要更換。據(jù)了解，預(yù)計從2016年起，廢催化劑的產(chǎn)生量約5~12萬噸/年，呈每年遞增趨勢。
毋庸置疑，催化劑再生可為電廠節(jié)省一筆可觀的催化劑購置費用，否則電廠除了要購置新催化劑外還需加大投入來處理廢催化劑，而且若將其隨意堆放或不當處置，將造成環(huán)境的二次污染和資源浪費。
江蘇龍凈科杰催化劑再生有限公司的李丁輝以一臺60萬千瓦機組為例，脫硝系統(tǒng)每天運行成本約為1.7萬元，年均5000萬元以上，催化劑置換或更新的成本每年約在500萬元左右。如何在保證SCR脫硝效率的前提下延長催化劑的使用壽命，減少發(fā)電企業(yè)的運行成本，具有現(xiàn)實的社會效益和經(jīng)濟效益。
目前，業(yè)內(nèi)普遍認為，廢催化劑的再生處理正是解決上述問題的最佳途徑。
電站鍋爐受熱面吹損防治技術(shù)市場有待完善
隨著電力工業(yè)的快速發(fā)展，電站鍋爐數(shù)量也在急劇增加，而鍋爐在生產(chǎn)運行過程中，其受熱面、預(yù)熱器及煙道等表面積灰和結(jié)渣，是長期困擾生產(chǎn)而又難解決的問題。為此多數(shù)鍋爐都備有蒸汽吹灰器等清灰設(shè)備，但這些傳統(tǒng)的吹灰器在操作和性能上，存在著吹灰有死角、能耗高、維修費用大等弊端。這樣就給古老的聲學(xué)尤其是聲能學(xué)研究帶來了發(fā)展空間。據(jù)了解，40多年來，聲波吹灰器經(jīng)歷了旋笛式聲波吹灰器、膜片式聲波吹灰器、共振腔式聲波吹灰器、高效能大功率免維護聲波清灰 器四代的發(fā)展。
原中科院聲學(xué)研究所節(jié)能中心主任鐘高琦告訴本報記者，當下聲波吹灰器的生產(chǎn)廠家眾多，名稱各異，都聲稱最優(yōu)，甚至出現(xiàn)不正當競爭，使得電廠難以正確抉擇。
經(jīng)過多方了解，本報記者得知，盡管市場上的聲波吹灰器名目繁多，但從發(fā)聲機制和原理來看，都屬于上述四種類型，而且他們都被應(yīng)用過，都有他們適用的場所，也都為電力的發(fā)展作出一定的貢獻。
鐘高琦指出，第四代聲波清灰器是最適用于大機組和特大機組鍋爐配置的吹灰器，尤其適合100萬千瓦、60萬千瓦、30萬千瓦級的機組鍋爐以及循環(huán)流化床鍋爐。“它的龍頭優(yōu)勢是可以完全解除大機組和特大機組鍋爐因吹灰而吹損爆管事故停爐的困擾和隱患。”至于經(jīng)濟效益方面，銅山華潤電力有限公司的董務(wù)明以銅山華潤對兩臺鍋爐一級再熱器區(qū)域聲波清灰器技術(shù)改造為例，材料費和人工費用共216萬元，年運行及維護費用約20萬元，合計年投入236萬元。再熱汽溫度平均提高4.1攝氏度，按照全年發(fā)電量120億千瓦時、標煤單價600元/噸計算，節(jié)約原煤約136萬元。如果只用蒸汽吹灰，管壁按照投產(chǎn)后的減薄速度，每兩年換管3400余根，補焊4000余根，人工及材料費約為1000萬元;工期各約20天，影響發(fā)電利潤約6000萬元。
折算損失約每年3500萬元。如果停止蒸汽吹灰且無聲波清灰，除長時間低負荷導(dǎo)致隨時塌灰滅火的安全威脅外，再熱蒸汽溫度平均下降8～9攝氏度，增加發(fā)電煤耗0.39克/千瓦時，即使不計排煙損失的增加，一年仍增加運行費用約281萬元。
董務(wù)明認為，增加聲波吹灰的好處，除了改善穩(wěn)燃環(huán)境、解決受熱面吹損問題外，經(jīng)濟效益也能改觀，這對諸多電廠的鍋爐也有一定的借鑒意義。
|
