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基于协同治理的1000MW机组超低低排放改造研究及其实践

信息来源:     发布时间:2018-06-15


基于协同治理的1000MW机组超低低排放改造研究及其实践

                      白玉峰 孙伟鹏 姚友工 胡木林 林楚伟 江永  华能海门电厂

 

 

摘要:华能海门电厂的超低排放改造工程属于首台百万千瓦海水脱硫机组超低排放项目,首例百万千瓦机组前后小分区的低低温电除尘综合提效改造工程、国内大型机组首次采用氟塑料(PTFE氟塑料)WGGH取代容克式GGH。超低低排放改造后,环保指标平均值NOx小于10mg/m3、SO2小于30mg/m3、粉尘小于1mg/m3,远低于国家要求的烟气排放浓度要求,并在WGGH回收热量、引风机烟道优化及吸收塔优化并取消容克式GGH后降低阻力。烟气协同治理在华能海门电厂的成功应用充分体现了系统化的思维,充分发挥了各设备的协同效应,烟气治理效果良好,充分利用尾部烟气余热,既减排又节能,实现了多种污染物协同脱除,超低改造后每年经济效益总计至少3471.5万人民币,社会与经济效益均十分可观,具有良好的推广价值。

关键词:协同治理  余热利用  低低温电除尘  海水脱硫  超低改造  阻力优化

 

 

1 前言

 

华能海门电厂1036MW机组超低改造前烟囱入口NOx排放可控制在50mg/m3以下,SO2排放高于35mg/m3,烟尘浓度排放高于10mg/m3 

为了响应政府号召,承担社会责任,保持企业先进环保的生产理念,促进可持续发展,对原有烟气系统进行改造,使主要污染物排放限值达到“超低”指标是非常必要的,即NOx排放不高于50mg/m3(标态、干基、6%O2,以下同),SO2排放不高于35mg/m3,烟尘排放浓度不高于10mg/m3

华能集团超低排放技术路线是以“烟气深度冷却为核心”,降低进入电除尘器的烟气温度,以实现低低温除尘增效,脱硫增效及协同脱除三氧化硫,汞污染物的综合功能。华能海门电厂按照该“协同治理”的理念建立超低改造思路,具体表现为综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫系统之间的协同关系。

超低改造遵循以下原则[1]

1采用成熟高效的工艺方案,选择性能优良、技术可靠、运行稳定的设备,保证工艺方案的可实施性和先进性。

(2)改造不影响主机设备出力、效率等性能参数,不影响机组主要运行模式。

(3)采用高效除尘设备,充分利用原有静电除尘器潜力,在较小的投资成本下使粉尘排放达到设计值,并且减少对脱硫系统的影响。

(4)尽量利用原有设备与管道,减少现场改造工程量。

(5)改造后对烟气系统的管道和设备重新进行核算,如有需要则进行必要的加固、补强或改造。

(6)设备选型与参数拟定考虑上下游工艺的协调与匹配。

系统主要配置为烟气脱硝装置,烟气冷却换热器,低低温电除尘器,高效除尘的湿法烟气脱硫装置。由于减少了湿式除尘设备,缩短了减排工作流程,烟气降温后流量及阻力减少,使整个减排系统的耗电量显著减少,超低改造后环保指标平均值NOx小于10mg/m3、SO2小于30mg/m3、粉尘小于1mg/m3,远低于国家要求的烟气排放浓度要求,实现了节能与减排的协同效应[2]

 

 

2 整体改造方案

(1)本次超低排放改造工程污染物排放浓度目标确定为NOx小于50mg/m3,SO2小于35mg/m3,粉尘小于5mg/m3

图1.png

图1 电厂机组超低排放技术路线


 

(2)华能海门电厂2号机组超低排放技术路线,是对华能集团公司协同路线的深度研究与应用,也是百万千瓦机组海水脱硫的首次深层次研究、优化、实践。

主要改造思路是:

——增加烟气余热利用系统,并拆除原回转式GGH改为无泄漏WGGH;一方面降低烟气温度有利于污染物协同脱出,同时克服原GGH泄漏保证SO2可靠超低排放。

——污染物提效改造方案为:脱硝系统优化+低低温电除尘器改造(小分区高效电源+本体配套改造)+脱硫系统除雾器改造+预留湿式除尘器。

——引风机配套改造+烟道优化改造。


3 工艺部分

3.1 烟气余热利用改造

烟气余热利用要满足以下几个原则:

其一,满足净烟气加热要求。本工程原采用回转式GGH,烟囱为干态排烟,为提高总体脱硫效率,拆除存在原烟气泄漏的回转式GGH,改为无原烟气泄漏的WGGH,烟气余热利用后不能造成湿烟囱排放工况。

其二,与超低排放改造结合,烟气余热利用要先满足超低排放要求,与超低排放设计方案结合,方案考虑整体统一考虑。

其三,尽量高效利用余热热量,如果拟定的系统不同,利用效率也有差别。余热利用系统尽量按照高效利用方式设计[3]。主要表现在:

(1)采用三级换热器方案,第一级换热器为烟气冷却器,布置在除尘器前,将除尘器入口烟温降低至90℃提高除尘效率,换热器管为ND钢H翅片管。第二级换热器为烟气冷却器,布置在脱硫塔前,将脱硫塔入口烟温降低至70℃,换热器管材为氟塑料。第三级换热器为烟气加热器,布置在烟囱之前,将烟囱入口的烟温加热至69℃,换热器管材为氟塑料。

(2)在水循环流程上设置有一台水–水换热器,利用多吸收的热量加热凝结水。

(3)三级换热器的水侧系统为逐级串联,第一级和第二级换热器回收的热量一部分加热第三级换热器,另一部分回收至凝结水侧。

(4)为了解决启停阶段或极低负荷下锅炉排烟热量不足的问题,系统设置有启动加热器。

WGGH装置的换热形式为烟气-水换热器,设置3级换热器,三个换热器的水侧系统为逐级串联,第一级和第二级换热器回收烟气的热量,第三级换热器放出热量给净烟气,达到排放标准后,多余的热量用于加热汽机凝结水。热媒介质采用凝结水,闭式循环,增压泵驱动,热媒辅助加热系统采用辅助蒸汽加热[4]。每套装置包含三级换热器及其支撑结构、热媒辅助加热系统、热媒补充水系统、热媒增压系统、稳压系统、凝结水加热系统、吹灰系统、水冲洗系统、以及WGGH系统所有阀门、控制系统及测温、测压装置、其它辅助装置,系统组成及各部设计温度如图2所示。


图183.png

图2 电厂三级换热器系统图


热媒辅助加热系统根据烟气再热器的出口烟气温度,发出调节阀动作指令,自动控制烟气再热器出口烟气运行温度在设定的范围内,抵消机组运行参数变化对烟囱出口排烟温度的影响。 

凝结水加热系统根据一级烟气冷却器的冷却介质(热媒水)温度,发出调节阀动作指令,自动控制烟气一级烟气冷却器的冷却介质(热媒水)运行温度在设定的范围内,防止一级烟冷器管束出现腐蚀。在给定条件下自动把冷却介质(热媒水)温度大于等于72.5℃,一级烟冷器出口烟温90℃。


图187.png

图3   三级换热器工质温差分布图


回收余热量以及热量的品位较低,凝结水可加热至105-107°C,回送到#8低加入口,余热回收能力较好。如图3所示,当除尘入口温度为95°C时,BMCR工况可以回收余热量是为32.6MW,第一级换热器管子工作在干烟气以及临界酸露点温度附近;第二级换热器管子工作在烟气酸露点温度以下,会有少量SO3酸性气体凝结;第三级换热器管子工作在湿烟气至干烟气条件下,首排及其后若干管子工作在湿烟气条件下,工作条件恶劣;所以三级换热器的选材很关键[5]

 

3.2 脱硝设备优化改造

对原脱硝流场及喷氨格栅进行优化改造,提高烟气均匀性和氨混合均匀性,保证氮氧化物排放浓度稳定在50mg/m3以下[6]。两台锅炉SCR系统提供满足脱硝超低排放运行所要求的脱硝流场和氨喷射系统优化改造及增设大颗粒灰拦截网系统。

2号机组进行过优化改造,使氨注射系统炉前后、左右方向可以灵活的调节,提高氨气的分布均匀性,并在喷嘴上方加装一块直径108mm的挡灰板,如图4所示。

改造后系统得到了提升,为了确保超低排放的长期稳定,还需进一步的优化,确保系统不发生堵塞,调节灵活,分布均匀。对于脱硝流场优化部分,数模计算过程必须优化设计烟气的流动分布及合理的流速[7]。以使顶层催化剂前的烟气参数分布(速度、温度、NH3/NOx摩尔比、催化剂前的成份分布、射流角度、系统阻力、烟道中导叶和导流板的压损减少位置等)满足性能保证指标,并最大限度减少烟道积灰。如图5所示。


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图4 优化后的氨注射系统



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图5 优化调整后反应器出口的NOx分布(BMCR)



大颗粒拦截器主要作用于省煤器出口烟气灰斗处,用于拦截锅炉烟气中的大颗粒灰。大颗粒灰特别是“爆米花灰”,是一种低密度灰,疏松多孔,密度多小于水,外形不规则,很容易达到10mm及以上的尺寸,多形成于锅炉受热面表面,较难通过烟道的扩展降低流速手段使其沉降。无论是蜂窝式催化剂还是平板式催化剂,大颗粒灰只要被烟气携带到催化剂表面均会导致催化剂的堵塞,削弱整套脱硝系统的脱硝能力,一旦部分通道被堵塞,灰的堵塞面积会快速增加,致使SCR系统失去效用[8]。如图6所示。



image13.png

图6 大颗粒拦截器结构图



我国燃煤机组燃用煤种多变,部分锅炉燃烧状况恶化,容易产生爆米花灰,而且我国脱硝装置几乎全部为高尘布置的无旁路系统,一旦出现堵塞现象会直接导致主机组非计划停机。滤网必须采用低流速设计、加装空气炮吹灰装置(每台锅炉不少于12套)或机械清扫装置联合配置、并通过应用计算流体动力学手段优化灰斗流场,将流场优化与滤网相结合手段最大限度地去除大颗粒以及延长滤网寿命。

 

3.3 除尘器改造

通过低低温电除尘器提效改造控制除尘器出口烟尘排放浓度在15-20mg/m3,再通过湿法脱硫的协同除尘控制烟尘排放浓度不高于5mg/m3,实际改造后烟尘排放浓度低于1mg/m3,详见表1,协同除尘改造后结果。


                                    表1  协同除尘改造后的效果



单位

设计煤

校核煤

备注

干式除尘器入口

mg/Nm³

10493

12437

干基、O2=6%

干式除尘器出口

mg/Nm³

15

15

干基、O2=6%

干式除尘器效率

%

99.86

99.88


脱硫入口

mg/Nm³

15

15

干基、O2=6%

脱硫出口

mg/Nm³

7.1

7.8

干基、O2=6%

脱硫洗尘效率

%

52.49

48.27


除雾器出口雾滴

mg/Nm³

15

15


海水含盐量

%

3.22

3.22


雾滴折算含固量

mg/Nm³

0.483

0.483


除雾器除尘效率

%

48.8

48.8


烟囱出口总量

mg/Nm³

0.8

0.73

干基、O2=6%


(1)原有的硅整流电源全部更换为高频电源,高频电源采用小分区供电方式(即利用原电除尘器阴极吊挂结构,将原每台炉24台电源改为48台高频电源供电)。

高频电源改造方案:将原三室四电场静电除尘器的一、二、三、四电场均进行小分区改造,新增高频电源共计36套,利旧高频电源共计12套。达到:

——用脉冲供电技术来克服高比电阻粉尘引起的反电晕,抑制火花电流冲击。

——根据工况条件的变化(如锅炉负荷、浊度、烟气量、烟气温度),在一定的条件下,运行方式能够自动跟踪工况的变化,具有自动优化功能,自动选择控制方式,自动设定运行参数,自动确定脉冲供电占空比,使系统始终运行在最佳的节能状态[9]

——根据粉尘仪和电气参数(如高压硅整流设备的二次电压、二次电流)的反馈信号,通过分析诊断,自动控制每个电场的能耗,实现智能闭环节能控制。

——在保证间隙供电的情况下,整流设备能够安全可靠的运行。

通过上述控制器的功能,除尘系统配备先进的、新型节能控制装置,在满足烟尘排放标准≤15mg/m3的基础上,尽量减少除尘器的能耗。

(2)为了适应超低排放要求,越来越多的烟气处理系统增加了低温省煤器,这就减低了除尘器灰斗的灰温以及流动性,增加了输灰系统的输送难度和可靠性。因此需一套稳定的灰斗加热系统来补偿灰温,避免粉煤灰在灰斗板结失去流动性,从而保证输灰系统的正常运行。

电除尘器本体配套改造主要内容有:灰斗增加不锈钢板内衬,人孔门等易漏风的位置更换密封圈和更换不锈钢材料防止腐蚀;原灰斗电加热改为蒸汽加热,绝缘子加热器改造完善等。全面解决上述问题,确保灰斗加热系统安全稳定运行。

 

3.4 脱硫改造

本次提效改造工程仍采用海水法烟气脱硫工艺,一炉一塔配置。脱硫改造主要体现在脱硫吸收系统核心设备吸收塔上的改造,以及吸收塔供水系统的改造。

(1)本工程通过取消原回转式GGH,改为无泄漏WGGH,降低其泄漏以提高脱硫系统总效率,满足SO2排放浓度小于35mg/m3要求。

(2)除雾器改造,并在xishouta吸收塔出口烟道设置烟道除雾器,保证雾滴逃逸不超过15mg/m3,并提高对烟尘的协同除尘。

本次改造工程主要原则如下:

——吸收塔主体利旧,外墙板及其附件拆除,墙面刷耐酸涂料;

——GGH及相应辅助设施拆除;

——取消GGH后,对吸收塔出入口烟道系统重新优化改造和防腐;

——底层规整填料固定方式改为底部玻璃钢栅格板支撑的模式;

——塔内散装填料清理,塔内防腐层检查修复;

——预留湿式电除尘器安装位置;

——增设烟道除雾器。

 

3.5 引风机移位及管道阻力优化

由于系统阻力、烟气温度、烟气体积流量均已发生变化,引风机需要作相应适应性优化,以满足出力防腐需求。

华能海门电厂2号机组的超低排放改造,为了达到烟风道最优化的目的,需将现有的两台引风机保护性拆除,搬至原脱硫区域增压风机处重新安装,原增压风机基础做适应性改造,引风机超低改造前后能耗对比如图6,改造后引风机平均电流下降60A,年节约厂用电381.59万kwh,折合人民币170万元。如图7、图8所示。

 

 

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  图7 引风机移位改造示意图



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图8  引风机超低改造前后能耗对比



4 腐蚀问题

 

某厂由于二级低省(类似海门的二级烟冷器)后面的烟道腐蚀泄漏,导致仅仅运行一个月就被迫退出运行,为吸取兄弟单位的教训和经验[10],采用如下方案:

(1)二级烟冷器尽量靠近吸收塔布置,缩短后面烟道长度,同时降低系统阻力;同时考虑到烟气中灰的粘污特性,选择氟塑料受热面,以保持长周期运行下的烟冷器的清洁程度。

(2)烟道的设计,确保足够机械强度,避免烟道壁振动情况存在。

(3)烟道的设计,从引风机出口至吸收塔入口,保持一定的斜度,确保烟道中积水可流入吸收塔,避免烟道积水。

(4)选择合适的防腐手段,选用韧性较好、结构紧密、可耐HF酸腐蚀、最高耐温150℃的防腐涂料。

(5)烟道的膨胀节及其排水管选用氟塑料。

 

5 创新亮点

 

(1)实现了首台百万千瓦海水脱硫工程超低排放项目、首例百万千瓦机组前后小分区的低低温电除尘综合提效改造工程。 

(2)实现了国内大型机组首次采用氟塑料WGGH取代容克式GGH--塑料之王,具备如下特征:

——优秀的耐腐蚀性能。对于几乎所有工业化学品及溶剂都为化学惰性:耐浓酸、浓碱,抗氧化剂。

——不粘灰。高度的不黏耐附性和抗垢能力以及极低的摩擦系数。

——优异耐热性。温度的变化对性能影响不大,温域范围广,250℃以下长时间加热也能保持优越的力学性能。

——超高的抗弯曲疲劳强度、耐磨。

  (3)实现了烟气深度节能优化,主要内容如下:

三级换热器思路,增加了深度节能的环节,脱硫入口加装二级烟气冷却器,将进入脱硫系统的烟气废热给予回收利用(100%、75%、50%负荷下节约发电煤耗0.91/0.61/0.37g/kWh);引风机配套降阻改造。

为了达到烟凤系统优化目的,对原引风机进行移位,整个引风机入口烟道、吸收塔出口烟道采用新型圆形布置形式,取消烟道内部支撑件,烟气直接顺流汇合,大大降低了这个烟风系统阻力。

 

 

6 结语

 

华能海门电厂2号机组实施超低排放改造工程(烟气余热利用、脱硝、除尘、脱硫、风机)后环保指标平均值NOx小于10mg/m3、SO2小于30mg/m3、粉尘小于1mg/m3,按广东省实施的改造后烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放分别为50mg/Nm³、35mg/Nm³、5mg/Nm³指标,上网电价每kWh加价1分钱的政策,按每年发电量30亿kWh计,两台机组每年可回收电价补贴0.3亿元;且采用与众不同的深度节能技术(脱硫入口废热回收的二级烟气冷却器),汽轮机热耗降低约30kJ/kw.h的热量,折合降低供电煤耗1.1g/kwh,按每年发电量30亿kWh计,节约标煤3300吨,标煤单价按750元计算,直接经济效益247.5万,引风机移位及管道阻力优化节约人民币约170万元,超低改造后经济效益总计至少3471.5万,社会经济效益均十分现实。

 



参考文献

[1]王继华. 烟气超净排放改造技术在燃煤机组中的应用[J]. 华电技术,2017,(02):65-67+79.

[2]李海峰. 燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J]. 科技展望,2017,(01):141.

[3]苗博. 燃煤电厂锅炉超净排放技术改造研究[J]. 山西农经,2016,(12):73.

[4]王小明.我国燃煤电厂烟气脱硫示范工程DI. 电力环境保护,2000.

[5] 燃煤电厂除尘技术路线指导意见[S].中国电力企业联合会,2013.

[6] 燃煤电厂烟气协同治理技术指南(试行)[S].华能国际电力股份有限公司标准化办公室,2014

[7]朱志飞,饶苏波,陈奎续. 超净电袋复合除尘器提效改造的要点分析[J]. 节能与环保,2016,(07):64-66.

[8]李志远. 火电厂超净排放形式下的CEMS改造研究[J]. 绿色科技,2016,(04):97-98.

[9]何进崇. 循环流化床锅炉超净排放烟气脱硫改造技术探讨[J]. 企业技术开发,2016,(03):170-171.

[10]翟德双. 燃煤电厂锅炉超净排放技术改造探讨[J]. 华东电力,2014,(10):2218-2221.

 

作者简介

白玉峰1995年毕业于上海电力学院热能动力工程专业,硕士学位,高级工程师,华能海门电厂厂长,从事大型火力发电机组生产管理及其优化工作。

 




                                                             来源:华能海门电厂 2018-06-15

本文收入广东省电力行业协会20186月《节能专刊》





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