煤-污泥绿色发电技术

煤-污泥绿色发电技术研究Greenpowergenerationfromco-combustionofcoalandsludge汇报人：技术研究背景和目标技术路线和研究内容结论和下一步工作技术经济分析技术研究背景和目标技术路线和研究内容结论和下一步工作技术经济分析1污泥的来源污泥主要产生于水处理过程中，由各种微生物以及有机、无机颗粒组成，是一种能够有效利用的富含有机质的城市污染产生物。2污泥的产量2013年，我国污水日处理能力达12246万立方米，每天产生约6万吨含水率80%的污泥，可装满70列15节的火车。图1.1我国城市污水处理能力发展趋势恶臭毒性有机物：如多氯联苯病原体重金属：如砷、铬、汞污泥围城3污泥的危害4污泥的能源化利用价值干污泥的发热量接近于褐煤的发热量，相当于烟煤发热量的25~50%，可作为一种中热值高挥发份的燃料进行能源化利用。2013年全国污泥产量折合干污泥438万吨，相当于约200万吨标准煤。表1.1污泥和煤的热值污泥种类低位热值kJ/kgkcal/kg初沉污泥（新鲜泥，干基）15800~182003780~4354活性污泥（新鲜泥，干基）15200~153003636~3660初沉污泥+活性污泥（新鲜泥，干基）170004067初沉污泥+活性污泥（消化泥，干基）74501782褐煤（收到基）9540~127202282~3043烟煤（收到基）20900~335005000~80145污泥的主要处置方法优点：操作简单、投资少缺点：侵占土地，选址困难渗滤液对地下水的潜在污染优点：费用低、改良土壤缺点：重金属污染有毒有机物污染影响食品安全优点：大幅减容彻底无害化能量回收处置速度快缺点：投资较大技术要求高填埋土地利用（堆肥）焚烧6污泥的主要处置方法发展趋势：随着地下水保护、土壤保护、食品安全等问题受到更广泛的关注，污泥填埋场选址日益困难，填埋和污泥土地利用标准也不断提高，使污泥填埋和土地利用受到越来越多的限制。焚烧作为污泥减量化、无害化和资源化的重要技术，在污泥处置中的占比将不断提高。图1.2我国污水污泥处置的现状图1.3欧盟污泥的处置情况7当前主流的污泥焚烧技术及其特点存在问题：（1）由于受到可用蒸汽量和干化机性能的限制，干化后污泥仍有较高的含水率，锅炉烟气量和排烟温度高，热效率低，处理规模较小。（2）炉内燃烧温度一般控制在850~950℃，远低于煤粉炉的炉内燃烧温度，对于充分降低飞灰未燃尽碳，控制二噁英等有机污染物的生成是不利的。（3）干化过程产生的高含湿乏气的余热，缺乏足够的冷却介质进行回收利用；干化机排出乏气中臭气的去除也需要增加复杂的除臭设施。（4）单独焚烧污泥所产生的灰渣中，重金属含量比较高，后续处理要求也比较高，资源化利用难度大。干化+流化床单独焚烧8当前主流的污泥焚烧技术及其特点存在问题：（1）目前绝大多数的混烧是在烟煤锅炉上进行的，受烟煤锅炉所采用的制粉系统的限制，高含水率的污泥（比如机械脱水后含水率80%的污泥）不能直接进入制粉系统，通常是先对污泥进行蒸汽干化，然后才能把低含水率的干化污泥送到锅炉制粉系统，和煤混合制粉后送入炉内燃烧。（2）由于污泥干化系统和锅炉制粉系统相对独立，干化污泥转运过程中的防尘、防爆和防臭气扩散都是十分棘手的问题，污泥处理的流程长，系统复杂。（3）大型高效蒸汽干化机的国产化程度较低，进口依赖比较重，其设计制造技术也是有待解决的问题。干化+煤粉锅炉混烧9本项目针对城镇污泥处置问题，拟通过应用基础理论研究、设备开发、系统集成与中试试验等步骤，开发基于燃煤电站锅炉的大容量高效环保煤-污泥绿色发电技术。技术研究背景和目标技术路线和研究内容结论和下一步工作技术经济分析10污泥焚烧处置的关键技术问题污泥焚烧处置有两个关键技术问题：1、采取合理的污泥干化方案，降低污泥干化能耗，提高发电系统效率。2、采取高效的燃烧技术，控制酸性气体、二噁英和重金属等污染的排放，避免二次污染。11污泥焚烧处置的关键技术问题图2.1污泥热值和含水率之间的关系12污泥焚烧处置的关键技术问题污泥脱水机械压滤、真空过滤、离心脱水等1自然干化干化场，利用太阳能使污泥干化2蒸汽干化桨叶式、滚筒式和薄膜干化机等3烟气干化滚筒式、皮带式干化机及喷雾干燥等4本项目采用的技术：集干燥、制粉于一体的高温烟气干燥风扇磨系统+污泥干燥乏气余热回收13污泥焚烧处置的关键技术问题常规污染物用电厂脱硫、脱硝、除尘设施高效脱除1臭气用一体化干燥-制粉系统，避免干污泥转运2二噁英利用煤粉锅炉高温燃烧条件抑制其生成3重金属大量燃煤灰渣直接稀释污泥焚烧产生的灰渣414煤-污泥绿色发电技术工艺路线图15煤-污泥绿色发电技术的特征与优势该技术采用组合式的制粉系统，改变了在同一个电厂中一般只采用一种类型制粉系统的设计思想。以烟煤锅炉为例，同时设置进行烟煤制粉的中速磨制粉系统和进行污泥干燥制粉的风扇磨制粉系统，大大增强了系统对污泥含水率的适应能力，高含水率的污泥可以直接进入制粉系统。该技术采用干燥/制粉一体化的风扇磨高温烟气干燥系统取代传统的蒸汽干化机，干燥流程短，干燥速度快，干燥出力高，避免了干化污泥转运等环节，系统密闭性，可有效控制臭气扩散；通过控制烟气中氧含量，可确保干燥系统安全运行。该技术利用电厂凝结水充分回收污泥干燥乏气余热，降低干燥能耗，并减少污泥带入锅炉的水分，避免了焚烧污泥时锅炉出口烟气露点温度和排烟热损失上升，提高锅炉的热效率。16煤-污泥绿色发电技术的特征与优势该技术采用大容量电站煤粉锅炉取代传统的流化床锅炉进行污泥焚烧，处理规模大，燃烧温度高，可有效抑制多环芳烃、二噁英等有机污染物的生成。该技术通过调节煤和污泥的掺烧比例，使得燃烧后灰中碱金属和重金属的含量维持在较低水平，有效防止受热面结渣、积灰和磨损问题，使灰渣易于处理和利用。总体上，本项目提出的煤-污泥绿色发电技术具有污泥处理量大、节能、环保的特征和优势。17系统研究污泥储运和制粉系统研究关键设备开发大容量污泥储运输送技术、除臭技术、污泥烟气干燥机理及干燥制粉系统设计等方面的工作。煤-污泥绿色发电系统的热力学分析、机组系统设计、机组安全性、控制技术和技术经济分析等工作。锅炉本体、气粉分离设备、新型风扇磨煤机和热能及水回收装置等关键设备的开发。中试试验技术研究背景和目标技术路线和研究内容结论和下一步工作技术经济分析18能量平衡技术可行性以某600MW机组为例，燃煤热值19MJ/kg，进入电厂污泥含水率80%，经风扇磨炉烟干燥系统干燥后污泥含水率30%。污泥抽炉烟干燥的可行性97t/h的污泥（含水率80%）干燥至30%含水率时干燥乏气中含水蒸气约70t/h，相当于一台600MW褐煤机组燃用的褐煤在风扇磨系统中蒸发水分的50%左右，故通过抽炉烟可以提供足够的干燥热量。干燥乏气余热回收的可行性机组凝汽器出口凝结水量为1376t/h，若凝结水与干燥乏气换热后，温度由35℃上升至70℃，可以冷凝105℃的水蒸气约84t/h，故可作为冷却介质充分回收干燥乏气的余热。燃料消耗单独燃煤时：燃煤250t/h掺烧污泥时：掺烧10%干燥后污泥，可节约燃煤约10t/h。焚烧的污泥折合含水率80%的原始污泥约97t/h。19制粉系统安全性技术可行性污泥和褐煤类似，都属于高挥发分燃料，其水分比褐煤更高。传统炉烟干燥风扇磨直吹式制粉系统在褐煤发电机组中长期使用，成熟可靠。本项目采用的炉烟干燥风扇磨中储式制粉系统的安全性，以及磨煤机出口高含湿乏气的冷却冷凝及热量回收技术的可靠性，在前期开展的“褐煤取水”专题研究的中试试验中已得到充分验证。20锅炉运行安全性技术可行性受热面结渣和沾污的控制以某电厂进行煤和污泥掺烧的试验结果为例，污泥灰成分的碱酸比B/A一般小于0.4，属于轻微结渣燃料的范畴。污泥的沾污指数一般在0.2～0.5，属中等沾污范畴，和许多煤种的沾污特性也相近。通过控制煤和污泥掺烧比例，调节煤灰成分，煤与污泥混烧不会增加结渣和沾污的风险，是可行的。某电厂用煤及掺烧污泥的分析数据检验项目污泥煤二氧化硅SiO2%50.10～51.544.99三氧化二铝Ai2O3%13.05～13.8318.07三氧化二铁Fe2O3%7.61～7.259.98氧化钙CaO%7.47～8.7911.79氧化镁MgO%3.01～3.642.21三氧化硫SO3%1.00～1.039.8二氧化钛TiO2%0.91～0.940.83氧化钾K2O%3.23～2.571.02氧化钠Na2O%1.23～1.131.08五氧化二磷P2O5%8.26～9.210.0521污染物排放控制技术可行性烟气中的污染物烟气中有腐蚀作用的主要是酸性物质HCl、SO2和NOX等，而HCl和SO2的含量与燃料中Cl和S的含量成正比，由于掺烧比例不高且污泥中相应元素的含量低，因此煤掺烧污泥后不会增加酸性气体。烟气中重金属以及二恶英类检测结果也满足相关标准的要求。项目检出限无掺烧污泥掺烧5%污泥掺烧10%国内排放浓度限值*烟尘(mg/m3)-1.1540.780.4230汞及其化合物(mg/m3)3.1×10-75.83×10-612.7×10-67.72×10-60.03镉及其化合物(mg/m3)6×10-5NDNDND-镍及其化合物(mg/m3)6×10-47.91×10-4ND7.71×10-4-砷及其化合物(mg/m3)0.0012NDNDND-铅及其化合物(mg/m3)6×10-4NDNDND-铬及其化合物(mg/m3)2.4×10-47.52×10-4ND4.37×10-4-铜及其化合物(mg/m3)6×10-59.2×10-55.6×10-52.22×10-5-锌及其化合物(mg/m3)6×10-5ND4.59×10-40.42×10-4-二噁英(ng/m3) 1.05×10-33.21×10-32.76×10-3-22污染物排放控制技术可行性飞灰中的污染物掺烧污泥10%污泥后，焚烧后的飞灰中二恶英和重金属浓度没有显著变化，且远远低于国家控制标准浓度，掺烧后产生的影响很小。检测项目无掺烧掺烧10%污染控制标准*二恶英（ng/kg）12.1316.03000pH值12.4212.28 六价铬(mg/L)NDND1.5氟化物(mg/L)0.550.42 苯并芘(mg/L)NDND 总镉(mg/L)NDND0.15总铬(mg/L)0.0110.0074.5总汞(μg/L)NDND0.05总镍(mg/L)NDND0.5总铅(mg/L)NDND0.25总砷(mg/L)NDND0.3总铜0.005ND40总锌0.010.008 23污泥处置成本经济可行性初期投资采用煤-污泥绿色发电系统需增加污泥储仓、污泥输送系统、高温炉烟管道、风扇磨煤机、两套分离器和乏气风机等主要设备，初期投资增加约1.5亿元。24污泥处置成本经济可行性运行成本污泥焚烧处置系统中，干燥耗能产生的成本占污泥处置成本的80%以上。（1）传统工艺在目前的许多工程中，采用蒸汽干化系统，且污泥干化与焚烧在不同的厂进行，将每吨80%含水率的污泥干化至含水率为30%，需要0.7吨蒸汽，按每吨蒸汽200元（上海某电厂汽价）计算，约需140元/吨。在600MW锅炉上，掺烧97t/h污泥可替代燃煤约10t/h，按燃煤530元/吨，则可节省的成本约53元/吨。因此污泥处置成本仅为87元/吨，按占比80%计算，总的污泥处置成本约为109元/吨（湿污泥）。25污泥处置成本经济可行性运行成本污泥焚烧处置系统中，干燥耗能产生的成本占污泥处置成本的80%以上。（2）本项目提出的工艺采用煤-污泥绿色发电系统后，蒸发一吨水分耗能约2500MJ，折合热值20.93MJ/kg（5000kcal/kg）的煤约120kg。将1t含水率为80%的污泥干燥到含水率为30%，蒸发水量714kg，耗煤86kg，干燥后得286kg含水率30%的干污泥，其热值约8000kJ/kg（1911kcal/kg），相当于约109kg热值20.93MJ/kg的煤。可见，利用干污泥燃烧放出的热量不仅可以满足污泥干化的需要，还能替代燃煤23kg，按燃煤价格530元/吨计算，其节约燃料成本为12.2元，一套600MW机组年运行5500h，焚烧53.35万吨污泥，可节约燃料成本650万元。再加上污泥干燥乏气余热回收减少汽轮机抽气，增加发电量，进一步减少燃料消耗，污泥焚烧的运行成本接近于零。26污泥处置收益经济可行性直接经济收益本发电技术处置污泥的直接经济效益可以污泥处置补贴进行定量。以上海市为例，按照污泥补贴标准，80%含水率的污泥按360元/吨计算，电厂设备利用小时数按5500小时计算，则一台600MW机组掺烧97t/h污泥的财务收入就达19206万元，增加的初期投资在一年内就可收回。即便污泥处置补贴降到100元/吨，初期投资也可在3年内收回。此外，处置污泥还可能会带来增加上网发电量的政府政策支持。27污泥处置收益经济可行性社会效益（1）通过焚烧处置大量污泥，减容的同时减少了大量应填埋而占用的土地，节约了大量土地资源。采用本项目技术，建设一套600MW机组，每年可焚烧污泥50万吨以上，以年产污泥约120万吨的上海为例，建设三套机组即可满足所有污泥焚烧的需要；全国年产2000万吨污泥，理论上建设40套600MW机组即可处置掉所有污泥。（2）将污泥这种有害的废弃物进行了彻底的无害化处置，保护了环境。（3）污泥焚烧过程中，对污泥蕴含的低品位能源进行了利用，减少了燃煤的消耗。技术研究背景和目标技术路线和研究内容结论和下一步工作技术经济分析28结论我国目前年产污泥2000万吨以上，高效环保的大规模污泥处置技术需求迫切，市场前景广阔。煤-污泥绿色发电技术，在大容量电站煤粉锅炉的基础上，引入污泥的风扇磨高温烟气干燥与制粉技术，利用机组凝结水吸收干燥乏气余热，具有污泥焚烧处置规模大、节能、环保的特征和优势，技术可行，经济性好。煤-污泥绿色发电技术实现了污泥的减量化、无害化和资源化，是自主创新的重要成果，符合国家相关污泥处理处置的鼓励政策，具有良好的研究和推广应用价值。通过本技术的研究和推广应用，将为解决我国的污泥处置问题提供一种全新的技术选择，促进环境和电力的协同治理、可持续发展，产生巨大的社会效益。下一步需要研究的关键技术问题和主要工作系统安全性研究系统控制技术研究中试装置设计、制造、安装、调试试验谢谢聆听！Thanksforlistening！汇报人：