国产600MW超临界燃煤发电机组“近零排放”改造

尹鹏飞

(广东珠海金湾发电有限公司，广东珠海　519050)



国产600MW超临界燃煤发电机组“近零排放”改造

尹鹏飞

(广东珠海金湾发电有限公司，广东珠海519050)

摘要:为实现机组污染物“近零排放”的目标，广东珠海金湾发电有限公司#3，#4机组进行了环保改造。介绍了脱硫系统扩容升级、新增湿式电除尘器、省煤器分级、脱硝系统加装催化剂、引增合一等改造内容，改造后的性能测试结果表明，烟尘、SO2、NOx排放质量浓度优于燃气机组排放标准，实现了“近零排放”的目标。

关键词:近零排放;烟尘; SO2; NOx;湿式电除尘器;脱硫;脱硝;省煤器分级

0　引言

近年来随着火电装机容量不断增长，排放污染物的总量增加对大气环境造成了很大压力，国家新颁布的GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》对重点控制地区的燃煤机组污染物排放要求大幅提高:烟尘质量浓度≤20 mg/m3，SO2质量浓度≤50 mg/m3，NOx质量浓度≤100 mg/m3，汞及其化合物质量浓度≤0.03 mg/m3［1］。目前，珠三角及长三角等地区先后提出“近零排放”要求，达到目前燃气轮机排放限值，即烟尘质量浓度≤5 mg/m3，SO2质量浓度≤35 mg/m3，NOx质量浓度≤50 mg/m3。这对地处污染物重点控制的珠三角地区并以火力发电厂为主业的粤电集团，产生了巨大的影响。

2014年3月，广东省发改委批复同意广东珠海金湾发电有限公司#3机组为广东省燃煤发电机组烟气污染物“近零排放”示范项目。2014年6月，国家能源局批复同意金湾发电有限公司#3机组为2014年煤电机组环保改造示范项目。在此背景之下，金湾发电有限公司开展了机组污染物“近零排放”专项改造。

1　工程概况

金湾发电有限公司#3，#4机组的2×600 MW锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进ALSTOM美国公司超临界锅炉技术的基础上，结合自身技术生产的SG－1913/25.4型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、全钢架悬吊结构、Π型露天布置、固态排渣。燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统(LNCFS)，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北烟煤，煤种参数见表1。

表1　锅炉设计煤种及校核煤种参数

2　技术方案

燃煤发电厂的“近零排放”是指烟尘、SiO2及NOx排放质量浓度达到或低于燃气轮机组的现行排放限值，即烟尘质量浓度≤5 mg/m3，SiO2质量浓度≤35 mg/m3，NOx质量浓度≤50 mg/m3。现有的“近零排放”技术多种多样，本文旨在介绍目前在国内600 MW机组成功实施并稳定运行的一种改造方案。金湾发电有限公司#3，#4机组的“近零排放”项目主要改造内容包括:脱硫系统扩容升级、新增湿式电除尘器、省煤器分级、脱硝系统加装催化剂、引增合一改造。改造示意图如图1所示。

图1　金湾发电有限公司“近零排放”改造示意

2.1烟尘“近零排放”改造

2.1.1技术方案

该项目湿式电除尘器的阳极板和阴极线选用316L不锈钢材质，采用连续水膜喷淋系统，内部进行防腐设计，具有很高的可靠性。湿式电除尘器布置在炉后，上游为石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统，下游为脱硫系统烟气换热器(GGH)的进口。每台锅炉配2台单室一电场除尘器，为湿式、卧式、板式。湿式电除尘器设计参数见表2(表中，BMCR工况为锅炉最大连续蒸发量工况)。

表2　湿式电除尘器设计参数

2.1.2湿式电除尘系统简介

放电极在直流高压电的作用下，将其周围气体分子电离为电子和正离子，电子与粉尘或雾滴粒子发生碰撞使其表面荷电，荷电粒子在电场力的作用下向集尘极运动，水流从集尘板顶端流下，形成一层均匀稳定的水膜将其带走;同时，喷到极板通道中的水雾既能捕获细微烟尘又能降低电阻率，利于微尘向极板移动。因此，湿式电除尘器与干式电除尘器的除尘原理基本相同，可分为4个阶段:气体的电离、粉尘获得离子而荷电、荷电粉尘向电极移动、将电极上的粉尘清除。与振打清灰不同的是，湿式电除尘器采用液体冲洗集尘板表面来进行清灰。

烟气从脱硫吸收塔出口进入湿式静电除尘器，放电极形成的电晕场使气体电离，粉尘、雾滴粒子等获得电子而荷电，在电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并共同作用下，荷电粒子被捕集到集尘极上，通过喷嘴喷水在集尘极上形成连续的水膜，将捕集的粉尘冲洗到灰斗中随水排出。烟气在湿式静电除尘器内除尘净化，经烟道接入回转式GGH，再经烟道进入烟囱后排入大气。所有暴露在温度低于露点的烟气中的烟道、内部构件、分流板/导流板、湿式静电除尘器壳本体内壁(如进出口烟箱、壳体、灰斗及底梁、绝缘子室、顶盖、柱间支撑等)等应衬以玻璃鳞片树脂进行保护。湿式电除尘器内的部件，如阳极板、阴极线及框架、喷嘴、内部配管、定位梁等，采用316L不锈钢。

冲洗前部集尘板的水流到排水箱中，冲洗后部集尘板的水流到循环水箱中。排水箱中一部分水外排至除尘废水处理装置，处理后用作脱硫系统第1级除雾器冲洗水;另外一部分水溢流到循环水箱中，可再次用于冲洗集尘板。用工业用水冲洗末端集尘板，通过控制补给水量和外排水量，保证整个水系统水量达到平衡。定期进行除尘器内部整体清洗和进口气流均布板的清洗。循环水箱、排水箱中需要分别加入NaOH溶液来调整pH值。进口雾滴的pH值为2～5，进入排水箱废水的pH值为2～5，为保证循环利用和达标排放，配置了碱储罐和加碱装置，同时向循环水箱和排水箱添加NaOH溶液。排水箱中的水经过中和处理后，通过排水泵输送至除尘废水处理装置;循环水箱的水经过中和处理后，作为湿式电除尘器的喷淋水循环使用。湿式电除尘系统工作流程如图2所示。

2.1.3湿式电除尘系统安装注意事项

为保证湿式电除尘系统正常、稳定运行，在安装过程中需要注意以下事项。

(1)极板、阴极大框架及小框架需要在现场进行拼装、焊接，并满足形位公差要求。

(2)考虑玻璃鳞片等防腐层完成后，钢结构表面不能再进行焊接、加热等，涂装前需要完成全部辅助结构的处理，修割、打磨等需及时进行。

图2　湿式电除尘系统工作流程图

(3)调整相邻的框架管间距，并检查各层的框架管直线度和间距，保证相邻的框架管中心偏差在±3 mm范围内。

(4)阴、阳极间距按照JB/T 5910—2013《电除尘器》和湿式电除尘设备厂家要求进行调整，该项目阴、阳极间距偏差在±5 mm范围内。

(5)对每个阴、阳极通道进行检查清理:阴极针刺上挂的杂物一定要清理干净;大梁、墙板上焊接的临时固定装置和临时支架全部切割干净，用角磨机打磨光滑;灰斗内杂物清理干净。

2.1.4湿式电除尘的技术特点

(1)能提供较高的电晕功率，适用于脱除细微粉尘和SO3酸性气溶胶。

(2)除尘效率不受粉尘性质的影响，能有效收集黏性大或比电阻高的粉尘。

(3)因为取消了振打装置，能有效避免因为振打清灰产生的二次扬尘，适合于出口粉尘要求特别低的场所。

(4)利用喷水对集尘板进行清洗，可使放电极和集尘板始终保持清洁，电极上无粉尘堆积，有效避免了反电晕。

(5)无运动部件，可靠性高，大大降低了运行维护的工程量。

(6)设备本体结构小，占地面积小，设备布置可以更紧凑，可与其他烟气治理设备相互结合，进行多样化设计。

(7) 205℃以下时，烟气中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，其颗粒平均直径在0.4 μm以下，属于亚微米颗粒。湿式静电除尘器对亚微米颗粒的捕获率高，所以对SO3的微液滴有很高的脱除率。

(8)脱硫系统运行过程中，存在净烟气侧石膏浆液堵塞GGH问题，脱硫系统石膏浆液携带严重，除雾器对微细粉尘去除效果会因为结垢而变差，GGH每次检修均需进行化学浸泡和高压水清洗，即使为脱硫系统增设管式除雾器，也不能从根本上解决GGH堵塞问题。湿式静电除尘器能够有效去除烟气中的粉尘和石膏，因此能够有效解决GGH堵塞问题，增强脱硫系统的可靠性。

(9)湿式电除尘系统除尘效率高，可协同高效脱除SO3、汞，对煤种和负荷的适应性较强，双通道布置方式可提高系统的可靠性。

2.1.5性能测试结果

工程设计人员应仔细勘查现场，优化设计，分析计算挖河、废弃土和堤防加固的土方工程量，并进行土方平衡计算。如果局部河段的开挖土方量不能满足该河段堤防加固所需土方量，则通过对调土方案和就地取土方案进行比选，分析不同河段土方调配平衡，选择技术经济合理的方案。

金湾发电有限公司完成新增湿式电除尘系统改造之后，由广东省电力科学研究院进行性能测试验收，测试结果表明:粉尘排放质量浓度稳定小于5 mg/m3，且能有效脱除脱硫脱硝尾部烟气中夹带的雾滴、PM2.5、SO3气溶胶等复合污染物，实现机组的“近零排放”。性能测试结果见表3。

表3　湿式电除尘系统性能测试数据

2.2NOx“近零排放”改造

2.2.1脱硝系统设计原则

金湾发电有限公司2×600 MW机组于2013年完成脱硝系统的改造，系统设计原则如下。

(1)脱硝机组规模为2×600 MW，安装2套处理100％烟气量的脱硝装置。

(2)脱硝工艺按选择性催化还原(SCR)法设计。

(3)脱硝系统入口NOx质量浓度按350 mg/m3考虑，设计脱硝效率≥80％。

(4)脱硝装置不设烟气旁路。

(6)脱硝过程中不带来新的环境污染。

(7)脱硝工程设备采购按关键设备进口、大部分设备国内配套的方式实施。主要设备通过招投标择优选用。

(8)脱硝设备年利用小时数为5500。

(9)装置设计寿命＞25年。

(10)系统可用率≥98％。

2.2.2脱硝系统投运后存在的问题

脱硝系统SCR装置中的NOx反应催化剂采用日本BHK公司产品，烟气脱硝过程中会使锅炉烟气中的SO2转化为SO3，并与氨反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。液态的硫酸氢铵黏性很强，会黏附烟气中的飞灰，造成脱硝装置中的催化剂及其后部的锅炉空气预热器堵塞，增大催化剂压降或造成催化剂失效，导致脱硝装置失效，甚至因为空气预热器堵塞导致机组不能正常运行。催化剂的运行受到最低连续运行温度(MOT) (确保活性)、最低可喷氨温度(MIT) (缓慢失活，但最低连续运行温度条件下可恢复活性)、硫酸氢铵析出温度(急速失活，不可逆转)等条件的限制，并且规定了“控制反应器入口烟气温度高于324℃开始喷氨，连续8 h入口烟气温度低于314℃则停止喷氨”的运行限制条件。由于金湾发电有限公司的锅炉设计效率较高(可达94.5％)，因而省煤器出口的烟气温度偏低，导致脱硝系统的运行负荷限制在420(对应省煤器出口烟气温度为314℃)～600 MW。当机组低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的投运温度要求。

2.2.3全负荷脱硝和提升效率改造

为了机组能够实现全负荷脱硝并进一步降低NOx的排放质量浓度，对锅炉进行省煤器分级改造和提升脱硝效率改造，主要技术方案如下。

(1)将旧省煤器拆除一部分，减少省煤器吸热，提高SCR入口的烟气温度;同时，为保证锅炉效率，在SCR后部安装部分省煤器，吸收烟气中的余热，保证锅炉排烟温度不高于改造前。

(2)提高SCR入口的烟气温度，以保证脱硝装置能投入，在机组250 MW负荷工况下，进入脱硝设备的烟气温度高于310℃，锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下烟温不超过400℃。

(3)机组额定工况下过热蒸汽参数、再热蒸汽参数、锅炉效率均不低于改造前，排烟温度不高于改造前，系统能适应锅炉的启动、停机及负荷变动。省煤器分级改造布置如图3所示。

图3　省煤器分级改造示意

(4)为了实现NOx的近零排放，在进行省煤器分级改造的同时，进行脱硝系统加装催化剂的改造。在原有2层催化剂的基础上，再加装1层板式催化剂，脱硝效率由原来的80％提升至87％以上。

经过上述改造，机组可以保证烟气中NOx的排放质量浓度稳定小于50 mg/m3，脱硝系统实现“全负荷脱硝”和“近零排放”。

2.2.4脱硝系统性能测试结果

金湾发电有限公司2×600 MW机组完成省煤器分级改造和提升脱硝效率改造之后，由西安热工研究院有限公司完成性能测试验收，试验结果表明，可以保证烟气中NOx的排放质量浓度稳定小于50 mg/m3，详细性能测试数据见表4。

表4　脱硝系统性能测试数据

2.3SO2“近零排放”改造

金湾发电有限公司2×600 MW机组脱硫系统原设计燃煤含硫量为0.63％(FGD入口SO2质量浓度为1354mg/m3)，校核燃煤含硫量为0.80％(FGD入口SO2质量浓度为1 808 mg/m3)，脱硫效率不小于90％。由于煤炭市场供应的不确定性，实际燃用煤种含硫量与设计煤种存在一定的偏差;同时，随着最新大气污染物排放标准及“近零排放”要求的实施，对原脱硫系统进行扩容升级改造。改造设计FGD入口烟气参数见表5。

2.3.1脱硫系统扩容改造技术方案

金湾发电有限公司2×600 MW机组的脱硫系统改造后仍然采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺系统，主要包括烟气系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、事故浆液系统、工艺水系统及仪用压缩空气系统等，主要改造技术方案如下。

表5　改造设计FGD入口烟气参数

(1)吸收塔浆池由1472 m3增大至3126 m3，液位由8 m增加到17 m，吸收塔分两段抬升，底部抬升9.0 m，在第3层喷淋层上部抬升4.6 m，吸收塔高度由27.4 m增加至41.0 m。在第3层喷淋层与除雾器之间增加2层喷淋层。更换全部两级屋脊式除雾器，增加一级管式除雾器。

(2)原有3台浆液循环泵保留下面的2台，更换1台浆液循环泵，新增2台浆液循环泵，每台机组共5台浆液循环泵。循环泵按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷淋层。

(3)原系统设计每个吸收塔配置2台罗茨式氧化风机，1用1备。改造后氧化风机采用多级离心式风机，每台机组1用1备配置。氧化风机压力不小于110 kPa，风量不小于11 000 m3/h，氧化风利用率不大于30％。

(4)新增石灰石浆液制备系统采用外购石灰石粉的方式制浆。新增1座石灰石粉仓，新增1台石灰石浆液箱，石灰石浆液箱设置2台石灰石供浆泵，1用1备。石灰石粉仓的容积满足改造后2台机组BMCR工况下3d的石灰石粉耗量，石灰石浆液箱的容积满足改造后2台机组BMCR工况下4 h的石灰石浆液耗量。

(5)更换#3，#4机组的2台真空脱水皮带机及配套的真空泵、滤布冲洗水泵、滤布冲洗水箱，更换#3，#4机组的2台石膏浆液旋流器。

(6)吸收塔浆池加大之后，原有的搅拌器不满足要求，每台机组吸收塔更换全部4台搅拌器。

(7)改造后引风机及增压风机合并，取消增压风机及脱硫烟气旁路，需要拆除增压风机及附属烟道，原烟气旁路与烟囱之间要有明显的断口。

(8)改造GGH密封系统，保证GGH漏风率小于0.7％。

(9)新增1座3000 m3的事故浆液箱，配备2台事故浆液返回泵，1用1备。

2.3.2脱硫系统性能测试结果

金湾发电有限公司2×600 MW机组完成脱硫系统的升级改造之后，由广东电网公司电力科学研究院完成性能测试验收。测试结果表明:可以保证烟气中SO2的排放质量浓度稳定小于35 mg/m3，脱硫系统实现“近零排放”。性能测试数据见表6。

表6　脱硫系统性能测试数据

3　结束语

燃煤发电厂烟气污染物的“近零排放”技术，能够对传统意义上的SO2、NOx、烟尘进行脱除，还能够对PM2.5、重金属等进行有效脱除。金湾发电有限公司2×600 MW机组经过脱硫系统扩容升级、新增湿式电除尘器、省煤器分级、脱硝系统加装催化剂、引增合一改造之后，实现了大容量燃煤机组烟尘、SO2、NOx排放指标优于燃气机组排放标准的“近零排放”目标，为燃煤机组开辟了一条绿色发展道路。

参考文献:

［1］火电厂大气污染物排放标准: GB13223—2011［S］.

(本文责编:刘芳)

尹鹏飞(1982—)，男，山东潍坊人，工程师，从事电厂环保系统的管理工作(E-mail: yinpengfei@ gdyd.com)。

作者简介:

收稿日期:2015－07－31;修回日期:2015－10－26

中图分类号:X 701

文献标志码:B

文章编号:1674－1951(2016)01－0054－05