國產600MW超臨界燃煤發電機組“近零排放”改造

尹鵬飛

(廣東珠海金灣發電有限公司，廣東珠海　519050)

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國產600MW超臨界燃煤發電機組“近零排放”改造

尹鵬飛

(廣東珠海金灣發電有限公司，廣東珠海519050)

摘要:為實現機組污染物“近零排放”的目標，廣東珠海金灣發電有限公司#3，#4機組進行了環保改造。介紹了脫硫系統擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統加裝催化劑、引增合一等改造內容，改造后的性能測試結果表明，煙塵、SO2、NOx排放質量濃度優于燃氣機組排放標準，實現了“近零排放”的目標。

關鍵詞:近零排放;煙塵; SO2; NOx;濕式電除塵器;脫硫;脫硝;省煤器分級

0　引言

近年來隨著火電裝機容量不斷增長，排放污染物的總量增加對大氣環境造成了很大壓力，國家新頒布的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》對重點控制地區的燃煤機組污染物排放要求大幅提高:煙塵質量濃度≤20 mg/m3，SO2質量濃度≤50 mg/m3，NOx質量濃度≤100 mg/m3，汞及其化合物質量濃度≤0.03 mg/m3［1］。目前，珠三角及長三角等地區先后提出“近零排放”要求，達到目前燃氣輪機排放限值，即煙塵質量濃度≤5 mg/m3，SO2質量濃度≤35 mg/m3，NOx質量濃度≤50 mg/m3。這對地處污染物重點控制的珠三角地區并以火力發電廠為主業的粵電集團，產生了巨大的影響。

2014年3月，廣東省發改委批復同意廣東珠海金灣發電有限公司#3機組為廣東省燃煤發電機組煙氣污染物“近零排放”示范項目。2014年6月，國家能源局批復同意金灣發電有限公司#3機組為2014年煤電機組環保改造示范項目。在此背景之下，金灣發電有限公司開展了機組污染物“近零排放”專項改造。

1　工程概況

金灣發電有限公司#3，#4機組的2×600 MW鍋爐是上海鍋爐廠有限公司在引進ALSTOM美國公司超臨界鍋爐技術的基礎上，結合自身技術生產的SG－1913/25.4型超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、全鋼架懸吊結構、Π型露天布置、固態排渣。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(LNCFS)，煤粉燃燒器為四角布置、切向燃燒、擺動式燃燒器。設計煤種為神府東勝煤，校核煤種為晉北煙煤，煤種參數見表1。

表1　鍋爐設計煤種及校核煤種參數

2　技術方案

燃煤發電廠的“近零排放”是指煙塵、SiO2及NOx排放質量濃度達到或低于燃氣輪機組的現行排放限值，即煙塵質量濃度≤5 mg/m3，SiO2質量濃度≤35 mg/m3，NOx質量濃度≤50 mg/m3。現有的“近零排放”技術多種多樣，本文旨在介紹目前在國內600 MW機組成功實施并穩定運行的一種改造方案。金灣發電有限公司#3，#4機組的“近零排放”項目主要改造內容包括:脫硫系統擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統加裝催化劑、引增合一改造。改造示意圖如圖1所示。

圖1　金灣發電有限公司“近零排放”改造示意

2.1煙塵“近零排放”改造

2.1.1技術方案

該項目濕式電除塵器的陽極板和陰極線選用316L不銹鋼材質，采用連續水膜噴淋系統，內部進行防腐設計，具有很高的可靠性。濕式電除塵器布置在爐后，上游為石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統，下游為脫硫系統煙氣換熱器(GGH)的進口。每臺鍋爐配2臺單室一電場除塵器，為濕式、臥式、板式。濕式電除塵器設計參數見表2(表中，BMCR工況為鍋爐最大連續蒸發量工況)。

表2　濕式電除塵器設計參數

2.1.2濕式電除塵系統簡介

放電極在直流高壓電的作用下，將其周圍氣體分子電離為電子和正離子，電子與粉塵或霧滴粒子發生碰撞使其表面荷電，荷電粒子在電場力的作用下向集塵極運動，水流從集塵板頂端流下，形成一層均勻穩定的水膜將其帶走;同時，噴到極板通道中的水霧既能捕獲細微煙塵又能降低電阻率，利于微塵向極板移動。因此，濕式電除塵器與干式電除塵器的除塵原理基本相同，可分為4個階段:氣體的電離、粉塵獲得離子而荷電、荷電粉塵向電極移動、將電極上的粉塵清除。與振打清灰不同的是，濕式電除塵器采用液體沖洗集塵板表面來進行清灰。

煙氣從脫硫吸收塔出口進入濕式靜電除塵器，放電極形成的電暈場使氣體電離，粉塵、霧滴粒子等獲得電子而荷電，在電場力、荷電水霧的碰撞攔截、吸附凝并共同作用下，荷電粒子被捕集到集塵極上，通過噴嘴噴水在集塵極上形成連續的水膜，將捕集的粉塵沖洗到灰斗中隨水排出。煙氣在濕式靜電除塵器內除塵凈化，經煙道接入回轉式GGH，再經煙道進入煙囪后排入大氣。所有暴露在溫度低于露點的煙氣中的煙道、內部構件、分流板/導流板、濕式靜電除塵器殼本體內壁(如進出口煙箱、殼體、灰斗及底梁、絕緣子室、頂蓋、柱間支撐等)等應襯以玻璃鱗片樹脂進行保護。濕式電除塵器內的部件，如陽極板、陰極線及框架、噴嘴、內部配管、定位梁等，采用316L不銹鋼。

沖洗前部集塵板的水流到排水箱中，沖洗后部集塵板的水流到循環水箱中。排水箱中一部分水外排至除塵廢水處理裝置，處理后用作脫硫系統第1級除霧器沖洗水;另外一部分水溢流到循環水箱中，可再次用于沖洗集塵板。用工業用水沖洗末端集塵板，通過控制補給水量和外排水量，保證整個水系統水量達到平衡。定期進行除塵器內部整體清洗和進口氣流均布板的清洗。循環水箱、排水箱中需要分別加入NaOH溶液來調整pH值。進口霧滴的pH值為2～5，進入排水箱廢水的pH值為2～5，為保證循環利用和達標排放，配置了堿儲罐和加堿裝置，同時向循環水箱和排水箱添加NaOH溶液。排水箱中的水經過中和處理后，通過排水泵輸送至除塵廢水處理裝置;循環水箱的水經過中和處理后，作為濕式電除塵器的噴淋水循環使用。濕式電除塵系統工作流程如圖2所示。

2.1.3濕式電除塵系統安裝注意事項

為保證濕式電除塵系統正常、穩定運行，在安裝過程中需要注意以下事項。

(1)極板、陰極大框架及小框架需要在現場進行拼裝、焊接，并滿足形位公差要求。

(2)考慮玻璃鱗片等防腐層完成后，鋼結構表面不能再進行焊接、加熱等，涂裝前需要完成全部輔助結構的處理，修割、打磨等需及時進行。

圖2　濕式電除塵系統工作流程圖

(3)調整相鄰的框架管間距，并檢查各層的框架管直線度和間距，保證相鄰的框架管中心偏差在±3 mm范圍內。

(4)陰、陽極間距按照JB/T 5910—2013《電除塵器》和濕式電除塵設備廠家要求進行調整，該項目陰、陽極間距偏差在±5 mm范圍內。

(5)對每個陰、陽極通道進行檢查清理:陰極針刺上掛的雜物一定要清理干凈;大梁、墻板上焊接的臨時固定裝置和臨時支架全部切割干凈，用角磨機打磨光滑;灰斗內雜物清理干凈。

2.1.4濕式電除塵的技術特點

(1)能提供較高的電暈功率，適用于脫除細微粉塵和SO3酸性氣溶膠。

(2)除塵效率不受粉塵性質的影響，能有效收集黏性大或比電阻高的粉塵。

(3)因為取消了振打裝置，能有效避免因為振打清灰產生的二次揚塵，適合于出口粉塵要求特別低的場所。

(4)利用噴水對集塵板進行清洗，可使放電極和集塵板始終保持清潔，電極上無粉塵堆積，有效避免了反電暈。

(5)無運動部件，可靠性高，大大降低了運行維護的工程量。

(6)設備本體結構小，占地面積小，設備布置可以更緊湊，可與其他煙氣治理設備相互結合，進行多樣化設計。

(7) 205℃以下時，煙氣中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，其顆粒平均直徑在0.4 μm以下，屬于亞微米顆粒。濕式靜電除塵器對亞微米顆粒的捕獲率高，所以對SO3的微液滴有很高的脫除率。

(8)脫硫系統運行過程中，存在凈煙氣側石膏漿液堵塞GGH問題，脫硫系統石膏漿液攜帶嚴重，除霧器對微細粉塵去除效果會因為結垢而變差，GGH每次檢修均需進行化學浸泡和高壓水清洗，即使為脫硫系統增設管式除霧器，也不能從根本上解決GGH堵塞問題。濕式靜電除塵器能夠有效去除煙氣中的粉塵和石膏，因此能夠有效解決GGH堵塞問題，增強脫硫系統的可靠性。

(9)濕式電除塵系統除塵效率高，可協同高效脫除SO3、汞，對煤種和負荷的適應性較強，雙通道布置方式可提高系統的可靠性。

2.1.5性能測試結果

工程設計人員應仔細勘查現場，優化設計，分析計算挖河、廢棄土和堤防加固的土方工程量，并進行土方平衡計算。如果局部河段的開挖土方量不能滿足該河段堤防加固所需土方量，則通過對調土方案和就地取土方案進行比選，分析不同河段土方調配平衡，選擇技術經濟合理的方案。

金灣發電有限公司完成新增濕式電除塵系統改造之后，由廣東省電力科學研究院進行性能測試驗收，測試結果表明:粉塵排放質量濃度穩定小于5 mg/m3，且能有效脫除脫硫脫硝尾部煙氣中夾帶的霧滴、PM2.5、SO3氣溶膠等復合污染物，實現機組的“近零排放”。性能測試結果見表3。

表3　濕式電除塵系統性能測試數據

2.2NOx“近零排放”改造

2.2.1脫硝系統設計原則

金灣發電有限公司2×600 MW機組于2013年完成脫硝系統的改造，系統設計原則如下。

(1)脫硝機組規模為2×600 MW，安裝2套處理100％煙氣量的脫硝裝置。

(2)脫硝工藝按選擇性催化還原(SCR)法設計。

(3)脫硝系統入口NOx質量濃度按350 mg/m3考慮，設計脫硝效率≥80％。

(4)脫硝裝置不設煙氣旁路。

(6)脫硝過程中不帶來新的環境污染。

(7)脫硝工程設備采購按關鍵設備進口、大部分設備國內配套的方式實施。主要設備通過招投標擇優選用。

(8)脫硝設備年利用小時數為5500。

(9)裝置設計壽命＞25年。

(10)系統可用率≥98％。

2.2.2脫硝系統投運后存在的問題

脫硝系統SCR裝置中的NOx反應催化劑采用日本BHK公司產品，煙氣脫硝過程中會使鍋爐煙氣中的SO2轉化為SO3，并與氨反應生成硫酸銨和硫酸氫銨。液態的硫酸氫銨黏性很強，會黏附煙氣中的飛灰，造成脫硝裝置中的催化劑及其后部的鍋爐空氣預熱器堵塞，增大催化劑壓降或造成催化劑失效，導致脫硝裝置失效，甚至因為空氣預熱器堵塞導致機組不能正常運行。催化劑的運行受到最低連續運行溫度(MOT) (確保活性)、最低可噴氨溫度(MIT) (緩慢失活，但最低連續運行溫度條件下可恢復活性)、硫酸氫銨析出溫度(急速失活，不可逆轉)等條件的限制，并且規定了“控制反應器入口煙氣溫度高于324℃開始噴氨，連續8 h入口煙氣溫度低于314℃則停止噴氨”的運行限制條件。由于金灣發電有限公司的鍋爐設計效率較高(可達94.5％)，因而省煤器出口的煙氣溫度偏低，導致脫硝系統的運行負荷限制在420(對應省煤器出口煙氣溫度為314℃)～600 MW。當機組低負荷運行時，省煤器出口煙氣溫度會低于下限值，無法滿足脫硝裝置的投運溫度要求。

2.2.3全負荷脫硝和提升效率改造

為了機組能夠實現全負荷脫硝并進一步降低NOx的排放質量濃度，對鍋爐進行省煤器分級改造和提升脫硝效率改造，主要技術方案如下。

(1)將舊省煤器拆除一部分，減少省煤器吸熱，提高SCR入口的煙氣溫度;同時，為保證鍋爐效率，在SCR后部安裝部分省煤器，吸收煙氣中的余熱，保證鍋爐排煙溫度不高于改造前。

(2)提高SCR入口的煙氣溫度，以保證脫硝裝置能投入，在機組250 MW負荷工況下，進入脫硝設備的煙氣溫度高于310℃，鍋爐最大連續蒸發量(BMCR)工況下煙溫不超過400℃。

(3)機組額定工況下過熱蒸汽參數、再熱蒸汽參數、鍋爐效率均不低于改造前，排煙溫度不高于改造前，系統能適應鍋爐的啟動、停機及負荷變動。省煤器分級改造布置如圖3所示。

圖3　省煤器分級改造示意

(4)為了實現NOx的近零排放，在進行省煤器分級改造的同時，進行脫硝系統加裝催化劑的改造。在原有2層催化劑的基礎上，再加裝1層板式催化劑，脫硝效率由原來的80％提升至87％以上。

經過上述改造，機組可以保證煙氣中NOx的排放質量濃度穩定小于50 mg/m3，脫硝系統實現“全負荷脫硝”和“近零排放”。

2.2.4脫硝系統性能測試結果

金灣發電有限公司2×600 MW機組完成省煤器分級改造和提升脫硝效率改造之后，由西安熱工研究院有限公司完成性能測試驗收，試驗結果表明，可以保證煙氣中NOx的排放質量濃度穩定小于50 mg/m3，詳細性能測試數據見表4。

表4　脫硝系統性能測試數據

2.3SO2“近零排放”改造

金灣發電有限公司2×600 MW機組脫硫系統原設計燃煤含硫量為0.63％(FGD入口SO2質量濃度為1354mg/m3)，校核燃煤含硫量為0.80％(FGD入口SO2質量濃度為1 808 mg/m3)，脫硫效率不小于90％。由于煤炭市場供應的不確定性，實際燃用煤種含硫量與設計煤種存在一定的偏差;同時，隨著最新大氣污染物排放標準及“近零排放”要求的實施，對原脫硫系統進行擴容升級改造。改造設計FGD入口煙氣參數見表5。

2.3.1脫硫系統擴容改造技術方案

金灣發電有限公司2×600 MW機組的脫硫系統改造后仍然采用石灰石－石膏濕法脫硫工藝系統，主要包括煙氣系統、石灰石漿液制備系統、石膏脫水系統、事故漿液系統、工藝水系統及儀用壓縮空氣系統等，主要改造技術方案如下。

表5　改造設計FGD入口煙氣參數

(1)吸收塔漿池由1472 m3增大至3126 m3，液位由8 m增加到17 m，吸收塔分兩段抬升，底部抬升9.0 m，在第3層噴淋層上部抬升4.6 m，吸收塔高度由27.4 m增加至41.0 m。在第3層噴淋層與除霧器之間增加2層噴淋層。更換全部兩級屋脊式除霧器，增加一級管式除霧器。

(2)原有3臺漿液循環泵保留下面的2臺，更換1臺漿液循環泵，新增2臺漿液循環泵，每臺機組共5臺漿液循環泵。循環泵按照單元制設置，每臺循環泵對應一層噴淋層。

(3)原系統設計每個吸收塔配置2臺羅茨式氧化風機，1用1備。改造后氧化風機采用多級離心式風機，每臺機組1用1備配置。氧化風機壓力不小于110 kPa，風量不小于11 000 m3/h，氧化風利用率不大于30％。

(4)新增石灰石漿液制備系統采用外購石灰石粉的方式制漿。新增1座石灰石粉倉，新增1臺石灰石漿液箱，石灰石漿液箱設置2臺石灰石供漿泵，1用1備。石灰石粉倉的容積滿足改造后2臺機組BMCR工況下3d的石灰石粉耗量，石灰石漿液箱的容積滿足改造后2臺機組BMCR工況下4 h的石灰石漿液耗量。

(5)更換#3，#4機組的2臺真空脫水皮帶機及配套的真空泵、濾布沖洗水泵、濾布沖洗水箱，更換#3，#4機組的2臺石膏漿液旋流器。

(6)吸收塔漿池加大之后，原有的攪拌器不滿足要求，每臺機組吸收塔更換全部4臺攪拌器。

(7)改造后引風機及增壓風機合并，取消增壓風機及脫硫煙氣旁路，需要拆除增壓風機及附屬煙道，原煙氣旁路與煙囪之間要有明顯的斷口。

(8)改造GGH密封系統，保證GGH漏風率小于0.7％。

(9)新增1座3000 m3的事故漿液箱，配備2臺事故漿液返回泵，1用1備。

2.3.2脫硫系統性能測試結果

金灣發電有限公司2×600 MW機組完成脫硫系統的升級改造之后，由廣東電網公司電力科學研究院完成性能測試驗收。測試結果表明:可以保證煙氣中SO2的排放質量濃度穩定小于35 mg/m3，脫硫系統實現“近零排放”。性能測試數據見表6。

表6　脫硫系統性能測試數據

3　結束語

燃煤發電廠煙氣污染物的“近零排放”技術，能夠對傳統意義上的SO2、NOx、煙塵進行脫除，還能夠對PM2.5、重金屬等進行有效脫除。金灣發電有限公司2×600 MW機組經過脫硫系統擴容升級、新增濕式電除塵器、省煤器分級、脫硝系統加裝催化劑、引增合一改造之后，實現了大容量燃煤機組煙塵、SO2、NOx排放指標優于燃氣機組排放標準的“近零排放”目標，為燃煤機組開辟了一條綠色發展道路。

參考文獻:

［1］火電廠大氣污染物排放標準: GB13223—2011［S］.

(本文責編:劉芳)

尹鵬飛(1982—)，男，山東濰坊人，工程師，從事電廠環保系統的管理工作(E-mail: yinpengfei@ gdyd.com)。

作者簡介:

收稿日期:2015－07－31;修回日期:2015－10－26

中圖分類號:X 701

文獻標志碼:B

文章編號:1674－1951(2016)01－0054－05