陽城電廠機組脫硫除塵超低排放升級改造

劉學仁

【摘 要】通過對廠陽城電廠一期#1～#6機組的現狀及脫硫除塵系統調試分析，對脫硫工藝時脫硫除塵系統進行了相關的研究，并且針對性的探討了袋式除塵器的在線檢查過程中出現的問題，并正對于實際出現的問題給出了相關建議。

【關鍵詞】電廠；脫硫除塵系統；調試分析

1 項目背景

在2014年8月8號，山西政府頻布了《關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見》（晉政辦發〔2014〕62號）。（下文簡稱意見）文件要求，山西省單機30萬千瓦及以上燃煤發電機組應于2020年以前實現煙氣超低排放。

排放標準：排放過程中，30萬千瓦的燃煤發電機組分別按照Ⅰ、Ⅱ標準執行。

超低排放標準Ⅰ：常規燃煤發電機組達到天然氣燃氣輪機排放標準，氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、煙塵5mg/Nm3以下。超低排放標準Ⅱ：低熱值煤發電機組基本達到天然氣燃氣輪機排放標準，氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、煙塵10mg/Nm3以下。

2015年03月01日山西省人民辦公廳發布《關于進一步加快推進全省燃煤發電機組超低排放改造工作的通知》（晉政辦發【2015】15號）。文件要求我省現役單臺機組30萬千瓦及以上燃煤發電機組于2017年底全部完成超低排放改造。對于現役機組一次性改造投資給予10%～30%的資金支持。

跟進《意見》的要求，計劃在2017年年底之前，需要實現全省的排放標準，并且需要對超標的發電機組進行整改。在工作實踐過程中，按照《意見》精神，我省的單臺發電機組全部計劃在2017年年底改造完成，并且按照《意見》要求，每次改造資金扶持在10%～30%的資金支持。同時，在實踐過程中政府為了能夠促進改造進度，對于在2015年完成改造的補助30%；2016年完成改造的補助20%；2017年完成改造的補助10%。對于2017年底未完成改造、達不到超低排放標準的30萬千瓦及以上燃煤發電機一律予以關停。

目前，陽城國際發電有限責任公司（一期6×350MW）、大唐陽城發電有限責任公司（二期2×600MW）（以下簡稱陽城電廠）執行的排放標準為：煙囪出口氮氧化物不大于200mg/Nm3、二氧化硫不大于200mg/Nm3、煙塵不大于30mg/Nm3。按照山西省政府超低排放要求陽城電廠八臺機組應執行超低排放標準Ⅰ。

2 機組現狀

2.1 除塵器現狀

陽城電廠一期#1～#6機組除塵方式采用雙臺雙室五電場（高頻電源供電）電除塵器。2014年完成提效改造，改造后設計除塵效率不小于99.9%，設計煤種除塵器入口含塵濃度35g/Nm3以下，BMCR工況下，除塵器出口煙塵排放濃度小于40mg/Nm3。

現電除塵器運行正常，二次電壓和二次電流運行達到設計要求，出口煙塵排放濃度20mg/Nm3左右。

陽城電廠二期#7、#8機組除塵方式采用雙臺雙室四電場（三相電源供電及一電場不均勻對稱布置）電除塵器。2015年完成提效改造，改造后設計除塵效率不小于99.85%，設計煤種除塵器入口含塵濃度21.1g/Nm3 以下，BMCR工況下，除塵器出口煙塵排放濃度小于40mg/Nm3。

現電除塵器運行正常，二次電壓和二次電流運行達到設計要求，出口煙塵排放濃度20mg/Nm3左右。

2.2 脫硫系統現狀

陽城電廠八臺機組（6×350MW+2×600MW）均采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，2008年06月投入運行。機組投運以來，由于實際燃煤含硫量波動，大大超過設計值，導致脫硫系統運行不穩定，2011年完成#5～#8機組脫硫增容改造，2014年完成#1～#4機組脫硫增容改造及、#1～#8機組脫硫旁路封堵及#1～#6機組GGH取消改造工作。#1～#4機組脫硫增容改造后設計脫硫效率不小于97.5%，設計煤種含硫量為2.5%，BMCR工況下，入口二氧化硫（6%O2，標態，干態）濃度為7200 mg/Nm3時，脫硫出口SO2排放濃度不大于180mg/Nm3；#5、#6機組脫硫增容改造后設計脫硫效率不小于96.1%，設計煤種含硫量為2.0%，BMCR工況下，入口二氧化硫（6%O2，標態，干態）濃度為5100 mg/Nm3時，脫硫出口SO2排放濃度不大于200mg/Nm3；#7、#8機組脫硫增容改造后設計脫硫效率不小于95.4%，設計煤種含硫量為2.0%，BMCR工況下，入口二氧化硫（6%O2，標態，干態）濃度為4400mg/Nm3時，脫硫出口SO2排放濃度不大于200mg/Nm3；

綜合以上敘述，各種排放標準不能符合實際標準，因此需要對除塵、脫硫進行改造，才能滿足實際排放要求。

對我廠超低排放改造工作建議如下：

1）建議我廠#1-#4機組脫硫裝置，不進行增容改造。（按照超低排放試驗數據，即四臺漿液循環泵運行，一臺備用方式，在入口SO2濃度在4600mg/Nm3，出口SO2濃度控制在25mg/Nm3，脫硫效率為99.5%）；

2）建議#5-#8脫硫吸收塔體進行升級改造，原則上原塔體不進行大的改造，可以考慮SPD3一體化技術，增設托盤（單塔雙循環等技術）或雙塔雙循環等增容技術；

3）建議增設濕式電除塵，考慮國家將來對SO3、氣溶膠、汞的脫除要求。濕式電除塵采用管式，管式的優點比板式的多，特別是用水少。

3 改造方案

建議公司參考已過驗收的山西省超低排放試點格蒙瑞光熱電廠的改造方案。

格蒙國際瑞光電廠改造前設備基本情況

格蒙瑞光電廠總裝機容量（2X300MW）600MW，原脫硫除塵采用“濕式石灰石-石膏工藝”及雙室二電場+二級布袋的電袋除塵器。脫硫出口SO2濃度為160mg/Nm3；煙塵濃度為50mg/Nm3；為達到2014年08月08山西省人民政府辦公廳發布了《關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見》（晉政辦發〔2014〕62號）。文件要求，山西省單機30萬千瓦及以上燃煤發電機組應于2020年以前實現煙氣超低排放。委托山東三融環保工程有限公司，制定煙氣超低排放方案。

1）脫硫系統按入口SO2≤ 5000mg/Nm3（標態、干基、6%O2），增設二級吸收塔，滿足FGD出口SO2≤35mg/Nm3（標態、干基、6%O2）；脫硫廢水處理系統——將現有脫硫廢水處理系統處理后的廢水輸送至電袋除塵器入口前煙道，經噴嘴霧化后噴入煙道處理。脫硫石膏脫水系統——將現有的石膏真空皮帶脫水機其中1臺更換為圓盤式脫水機；

2）除塵器系統以電袋除塵器按入口粉塵≤46.2g/Nm3（標態、干基、6%O2），出口粉塵濃度≤30mg/Nm3（標態、干基、6%O2），不做改造；

3）低低溫煙氣換熱系統（MGGH）——煙氣系統加裝低低溫煙氣換熱系統，煙氣降溫段換熱器安裝在現有電袋除塵器出口，煙氣升溫段換熱器安裝在濕式靜電除塵器出口；

4）安裝濕式靜電除塵器，滿足出口粉塵≤5mg/Nm3的要求；

5）根據系統改造后的阻力變化，引風機按照系統要求進行必要的改造，取消增壓風機，引增合一；

6）脫硝入口NOx≤650mg/Nm3（標態、干基、6%O2）；現有出口NOx濃度≤100mg/Nm3（標態、干基、6%O2）條件下，加裝一層催化劑，滿足SCR出口NOx濃度≤50mg/Nm3（標態、干基、6%O2）。

#1機組已于2014年11月05日通過環保超低排放驗收，#2機組計劃在供熱期結束后，進行改造。

1）除塵改造方案

本次除塵改造的方案選擇，來自于珠海克林環保公司生產的雙室一電場濕式靜電除塵器進行改造，該設備除塵效率顯著，與普通的相比大于普通的75%，并排煙濃度≤5mg/Nm3。

2）脫硫改造方案

在原濕式石灰石-石膏脫硫工藝，增加二吸收塔直徑12.5×34.5m，一、二吸收塔各設置三層噴淋，入口SO2濃度5688mg/Nm3，出口SO2濃度小35 mg/Nm3脫硫效率為99.38%，除霧器設置一級管式+二級屋脊式（塔內）高效除霧器及濕式除塵器，保證出口煙塵濃度小于5mg/Nm3，煙氣含濕率小于75mg/Nm3。

3）改造效果及評價

目前，#1機組改造工作已完成，污染物排放濃度能夠滿足超低排放要求；#2機組計劃供熱期接收后進行改造。由于已經完成性能驗收監測、環保監測及驗收工作，且作為山西省試點工程，已享受1.5分/kWh超低排放電價。粉塵儀采用DURAG設備，SO2、NOx、煙塵已經按照要求設定為適當的量程（SO2 0～150mg/Nm3、NO×0～150mg/Nm3、煙塵0～15mg/Nm3）。由于濕式電除塵器可以按照要求進行工況調整，能夠保證將來機組工況變化的要求。但是，由于吸收塔采用串聯方式，系統阻力大，低硫份時，必須保證三臺漿液循環泵運行，不利用于系統節能需要。MGGH系統阻力在200～500Pa左右，主要是提高煙氣溫度，消除視覺污染，不利用于系統節能需要。

4 結語

通過對廠陽城電廠一期#1～#6機組當前情況具體分析，針對于不同機組的改造情況給出了相關建議，達到了設計要求的脫硫效率和除塵排放要求，結果達到安全、經濟運行。

[責任編輯：田吉捷]