关于600MW火电燃煤机组超低排放改造的研究

学术论文 2018-06-08 11:06:10
  1 绪论 
  1.1 超低排放的概念 
  超低排放,是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中,采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术,使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值,即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度(基准含氧量6%)分别不超过10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3,比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降50%、30%和50%,是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆[1]。 
  1.2 论文研究背景及意义 
  传统的燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源,是国家环保监管的重点。随着国家对环境保护的高度重视,实施烟气超低排放改造既满足了国家日趋严格的环保标准的需要,又是国有企业保证环境质量、保护公众健康的社会责任;是创新传统燃煤发电发展方式,也是发电企业拓展燃煤发电产业的新思路;有助于推广先进的高效协同污染物控制技术,推进环保产业链的发展。 
  2 改造内容 
  乐清电厂一期2×600MW燃煤机组同步配套建有SCR脱硝系统及石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统,目前机组运行稳定。本改造工程只对乐清一期实施超低排放改造,对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效,采用高效协同脱除技术,使机组烟气的主要污染物(烟尘、二氧化硫、氮氧化物)排放浓度达到燃气轮机组排放控制水平(烟尘5mg/Nm3,二氧化硫35mg/Nm3,氮氧化物50mg/Nm3),实现烟气超低排放。 
  3 改造方案 
  3.1 脱硝系统提效 
  3.1.1 原有SCR脱硝系统简介 
  乐清一期机组采用上海锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,已安装低NOx燃烧器。原一期机组烟气脱硝改造采用美国巴威公司的选择性催化还原(SCR)技术。烟气从省煤器引出,一台炉配置两个反应器,经过脱硝后,烟气接入空预器。配有烟气系统、SCR反应器吹灰系统、氨空气混合及喷射系统等。系统设计脱硝效率为70%。 
  3.1.2 SCR脱硝装置提效方案 
  通过脱硝系统提效的方式,使得SCR的出口NOx浓度降低到50mg/Nm3以下,SCR系统按照85%效率进行设计。 
  一期机组脱硝装置原设计初装两层催化剂,设计脱硝效率70%,预留第三层催化剂安装空间。本次脱硝提效需增加催化剂体积,加装预留层或者更换初装两层原催化剂,使脱硝效率由80%提高至85%。 
  SCR提效前后的还原剂消耗量减小,原有系统绝大部分设备可利旧,只需在预留层新增催化剂及吹灰器,SCR氨气调节阀需更换,可在机组检修时进行方案的实施。 
  3.2 除尘系统提效 
  3.2.1 原有除尘系统情况简介 
  乐清一期机组锅炉出口烟气经省煤器后进入SCR反应器,经空预器与一、二次风进行换热后流经干式静电除尘器、联合风机和吸收塔后由烟囱排入大气。在此过程中,对烟气中烟尘的脱除起作用的主要是干式静电除尘器和湿法脱硫系统的吸收塔。 
  一期机组每台机组配两台双室四电场干式静电除尘器,除尘设计效率≥99.5%。脱硫吸收塔具有一定的除尘作用,其除尘效率约为50%左右。吸收塔除雾器由平板式改为屋脊+管式后,除雾器出口石膏雾滴携带量≤40mg/Nm3。 
  3.2.2 除尘提效方案 
  锅炉空预器出口的烟气经过管式GGH烟气冷却器降温至90℃以下,然后进入低低温电除尘,经过除尘后通过联合风机进入吸收塔,吸收塔出口的烟气进入一电场湿式静电除尘器,除尘净化后进入管式GGH烟气加热器升温至80℃后,通过烟囱排放[2]。 
  该方案在设计工况下(燃煤收到基灰份为15%,除尘系统入口烟尘浓度15.17g/Nm3),低低温电除尘、脱硫吸收塔和两电场湿式电除尘器的除尘效率分别为99.91%、50%、70%,烟囱出口烟尘浓度4.5mg/Nm3。 
  3.3 脱硫系统提效 
  3.3.1 原有脱硫系统简介 
  乐清一期机组原脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫技术,无旁路、有GGH,无增压风机(脱硝改造已拆除,已并入联合风机)。其中吸收塔采用带托盘的逆向喷淋塔,设计有三台循环泵及三层标准型喷淋层,一层托盘。脱硫装置设计煤种含硫量为0.7%,设计脱硫效率95%,烟囱出口SO2浓度为81mg/Nm3(标态,6%O2)。 
  一期机组自投运以来,燃煤的实际含硫量约为0.25%-0.6%,脱硫装置入口SO2浓度范围为580~1395mg/Nm3。此时一般运行二台循环泵,脱硫效率94%-95.5%,烟囱出口SO2浓度为26~86mg/Nm3。 
  3.3.2 脱硫系统提效技术方案 
  采用拆除GGH+双层交互式喷淋层+双托盘方案。 
  a)拆除原有的三层喷淋母管及支撑梁,将第二、三层标准型喷淋母管及喷嘴改为交互式喷淋系统;原第一层循环泵增加扬程后与原第二层循环泵构成第一层交互式喷淋系统;同时增加一台备用循环泵,与原第三层循环泵构成第二层交互式喷淋系统。 
  b)对原有三台浆液循环泵进行改造;另新增一台循环泵。由于原有第一、三层循环泵的扬程有所变化,因此需进行改造。 
  c)在第一层喷淋母管拆除后留下的空间新增设一层合金托盘及支撑梁;与原有的一层托盘构成双托盘系统。 
  d)托盘的开孔率由33%调整为32%。 
  e)增加一台备用循环泵后,相应增加配套的土建、电气及仪控设施。 
  f)原有第一层与第三层的浆液循环泵互换时,土建基础无须改动。 
  g)拆除GGH及附属设备,并改造GGH进出口烟道及支架。 
  3.4 联合风机改造 
  现有联合风机在提效改造后已无法满足要求,必须进行改造。 
  a)提效改造后联合风机入口流量: 
  根据MGGH设备厂家提供的方案,经MGGH降温后联合风机入口烟气温度降低到约92℃,此时联合风机入口烟气流量减少到393.35m3/s。 
  b)由于改造后烟气阻力增加较多,现有引风机已无法满足改造后的工况要求,需扩容改造,改造后引风机参数为(TB工况):风机入口体积流量444.6m3/s,风机入口温度100℃,风机入口全压-6758Pa,风机出口全压6204Pa,风机全压升12962Pa,电机功率约7000kW。 
  4 结论 
  借鉴日本等国际的成功运行经验,乐清一期机组通过增加备用层催化剂、省煤器分级、低低温静电除尘系统、增设湿式电除尘(一电场)、双托盘、交互式喷淋系统改造等多项技术措施后,设计烟气污染物排放值能够达到燃气轮机组排放控制水平,实现烟气超低排放。 
  2015年12月2日,国务院总理李克强召开国务院常务会议,决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,大幅降低发电煤耗和污染排放[3]。超低排放技术是多种污染物高效协同脱除的“集合体”,打破了燃煤机组单独使用脱硫、脱硝、除尘装置的传统烟气处理格局,使该集成系统技术的污染物脱除效率提升至一个新高度,同时可顺利实现多种主要污染物一次性脱除的目标。超低排放是推动能源生产和消费革命的新技术,对于中国乃至全世界的环境安全都是新的贡献,应予以鼓励和推广。 
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