烟气超净排放改造技术在燃煤机组中的应用

2017-04-01王继华

综合智慧能源 2017年2期

关键词：吹灰电除尘器湿式

王继华

(中国华电科工集团有限公司，北京 100160)

烟气超净排放改造技术在燃煤机组中的应用

王继华

(中国华电科工集团有限公司，北京 100160)

为解决日益严重的大气污染问题，国家出台更加严格的火电行业大气污染物排放标准。通过对燃煤机组在脱硫、脱硝、除尘系统等方面实施改造，从而达到火电厂大气污染物排放标准。简要阐述国内燃煤电厂烟气超净排放改造技术，以扬州电厂为例，详细介绍工艺流程、控制方案等方面的改造内容。

烟气；超净排放；脱硫；脱硝；除尘

0 引言

近年来，随着全国各地工业的不断发展壮大，大气污染日趋严重，空气质量日益恶化。为了贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，改善大气环境质量，保护生态环境，建设可持续发展经济，针对大气污染物排放巨大的火电行业[1]，国家出台了一些更加严格的火电行业污染物排放标准及控制措施。

2014年9月12日，国家发改委、环保部和国家能源局联合下发了《关于印发〈煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)〉的通知》，要求东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放质量浓度基本达到燃气轮机机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，并鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值；到2020年，东部地区现役300 MW及以上公用燃煤发电机组，100 MW及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放质量浓度基本达到燃气轮机组排放限值即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于5，35，50 mg/m3(标态，干基，6%O2)。自此，大部分现有燃煤机组陆续开展超净排放升级改造。

1 改造技术

燃煤机组实施超净排放改造主要是对脱硝系统、脱硫系统和除尘系统进行处理。

1.1 脱硝系统[2]

对现有燃煤机组氮氧化物的处理，大多采用低NOx燃烧器+选择性催化还原技术(SCR)催化剂(脱硝效率为85%～95%)的组合方式。常规电站系统SCR脱硝通常设有3层催化剂(初装2层，备用1层)。为提高脱硝效率，达到满足50 mg/m3(标态，干基，6%O2)以下的氮氧化物排放限值要求，增加装备用层催化剂。新增仪表、阀门、吹灰器等设备的控制纳入脱硝原有控制系统。吹灰方式有声波吹灰器、蒸汽吹灰器和声波+蒸汽吹灰器混合方式。

1.2 脱硫系统

为满足35 mg/m3以下的SO2排放限值要求，对现有燃煤机组进行改造，通常有如下2个方案。

(1)对原有吸收塔进行增容改造，包括增加合金托盘、喷淋层、浆液泵；除雾器改造；氧化风机系统增容(或无)；石膏脱水系统增容(或无)；新增事故浆液箱或事故浆液箱扩容，其他公用系统改造，引增合一改造(或无)等。

(2)新建1个二级塔，原塔作为一级塔，形成串塔脱硫系统；原塔工艺设备配置基本不变；新塔设置合金托盘(或无)、循环泵、除雾器或管束除尘器、搅拌器、石膏排出泵等。除雾器(除尘器)冲洗水系统改造、新增事故浆液箱或事故浆液箱扩容、其他公用系统改造等。

不论采用哪种工艺方案，新增仪表、阀门、泵/风机等设备的控制均纳入脱硫原有控制系统(但引增合一改造，引风机控制除外)。控制系统硬件选型应与原系统保持一致，并与原系统实现软硬件无缝兼容。由于改造新增I/O点数较多，通常采用新增控制机柜方式，电源就近取自原电源柜备用回路，布置在原有电子设备间或新增设备间内。

1.3 除尘系统

目前火力发电厂应用较为成熟的除尘设备形式有静电除尘器、布袋除尘器、电袋复合除尘器，近年来又出现了低低温静电除尘器、旋转电极静电除尘器、高频电源、湿法脱硫装置的除尘技术、湿式静电除尘器等工艺技术[3]。为满足5 mg/m3(标态，干基，6%O2)以下的烟尘排放限值要求，对现有燃煤机组进行除尘改造时，需根据实际工程的外部条件、煤质、原有除尘器形式、脱硫改造方案来综合考虑确定。

2 超净改造工程实例

为满足新环保标准的规定要求，进一步改善电厂及周边地区的空气环境质量，扬州电厂对#6，#7机组(2×300 MW)进行超净排放改造。

2.1 设计条件

实施改造前，脱硫原烟气经过静电除尘器(除尘效率不低于99.7%)除尘后经气-气换热器(GGH)降温进入吸收塔，在吸收塔中与由上而下喷淋的石灰石浆液在对流过程中除去SO2，脱硫后的烟气经除雾器后进入GGH进行升温，然后经烟囱排向大气。脱硫装置布置在烟囱之后。#6，#7锅炉各配1套烟气脱硫(FGD)装置，采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺，副产物为二水硫酸钙。烟气进口SO2质量浓度2 040 mg/m3(标态，干基，6%O2)，脱硫效率>95%，出口SO2质量浓度≤132 mg/m3(标态，干基，6%O2)。FGD入口烟气参数见表1，FGD入口烟气组成见表2，FGD入口处污染物质量浓度见表3，脱硝系统入口烟气参数见表4，原电除尘器主要设计参数与技术性能指标见表5。超净排放改造技术流程图如图1所示。

表1 FGD入口烟气参数

表2 FGD入口处烟气组成

表3 FGD入口处污染物质量浓度(标态，干基，6%O2) mg/m3

下面主要针对SCR脱硝、FGD脱硫、湿式电除尘器系统的改造情况进行详细阐述。

2.2 脱硝改造情况

为满足脱硝装置超低排放的要求，需提高液氨的供应量，同时SCR反应器使用预留催化剂层，新增1层声波吹灰器。考虑扩建燃气机组脱硝用氨问题，新增1台液氨蒸发器，1台氨气缓冲罐。SCR反应器使用预留催化剂层，新增压力变送器以及仪表保护箱，新增IO测点，利用原机组SCR区分散控制系统(DCS)备用通道并做逻辑修改，与原底层催化剂层计算催化剂差压，每层之间压力大于250 Pa报警。新增1层声波吹灰器，利用原预留备用层声波吹灰器IO测点、卡件通道及电缆。增加液氨蒸发器BC区域氨泄漏就地检测仪，并接至原有氨泄漏控制器；新增1台液氨蒸发器，1台氨气缓冲罐。新增液氨蒸发器C出口压力以及液氨蒸发器C进DCS的信号。IO测点利旧使用柜内原有卡件备用通道；新增卡件在原氨区DCS机柜内改造，包括对所有画面调试、修改、组态服务。

表4 脱硝系统入口烟气参数

表5 原电除尘器主要设计参数与技术性能指标

图1 超净排放改造技术流程图

2.3 脱硫改造情况

取消脱硫增压风机，结合除尘改造考虑引增合一方案，拆除GGH，原烟道贯通；吸收塔加高12.85 m，增加2台吸收塔循环泵，吸收塔区地坑增加1台地坑泵，更换吸收塔搅拌器，更换2台氧化风机。石膏脱水系统整体增容改造，更换皮带机、旋流器等设备。更换3台除雾器冲洗水泵；新增1套废水处理系统。脱硫单元机组改造新增DCS机柜1面(新增控制器1对)，2台机组共计2面。机柜布置在原脱硫热控电子设备间。公用系统(废水处理系统除外)改造利用原脱硫公用系统DCS机柜，拆除设备通道位置和机柜内备用槽位新增卡件。新增1套废水处理系统，单独设置废水处理车间。新增1面远程DCS 机柜，布置在废水楼热控电子设备间内，废水系统纳入已建的脱硫DCS集中监控。本次改造利旧原脱硫操作员站为主要监控中心，实现整个脱硫系统的启停、运行工况的监视和调整以及事故处理等。

2.4 除尘改造情况

在脱硫塔后低低温换热器升温段前布置1套湿式电除尘器。湿式除尘器采用卧式安装，布置于原脱硫低低温换热器段前，主要是通过湿式除尘内设置的高频高压电场对粉尘的吸附作用，并采用水系统冲洗来脱出脱硫后烟气中的微尘颗粒。湿式除尘采用DCS硬件控制，纳入脱硫DCS并采用一致的软硬件，每台炉的控制系统应采用独立的冗余控制器，在脱硫控制室内设置1套操作员站。运行人员通过脱硫控制室的液晶显示器和键盘(鼠标)为主要监视和操作手段对湿式除尘器进行监控。

扬州电厂#6，#7机组进行超净排放改造实施后，满足烟气的超净排放要求。