关于燃煤机组节能减排改造工艺选择的建议

1工程背景

按照国家煤电节能减排升级改造行动计划的要求,四川省启动了三个示范试点项目,其中之一就是福溪电厂。四川福溪电厂为2×600Mw超临界"w"火焰锅炉燃煤发电机组,两台炉同步建设脱硝脱硫装置,于2012年全部投产:为使该厂烟气污染物达到超低排放的目标,拟从脱硝、除尘及脱硫系统三个方面予以改造升级,实现燃煤电厂的节能减排目标。

2改造方案的采用

本工程在改造技术方案选择中,本着环保节能并重的原则,大量研究采用先进技术,目标锁定接近燃气机组排放的高标准。由于"w"火焰锅炉实施超低排放改造在四川省内尚属首次,面对技术难点多、无成熟经验可循、改造能否成功等多种不确定因素和压力,积极开辟节能环保新模式。本次改造的系统主要有四部分:脱硫系统增容提效改造、脱硝系统增容提效改造、电除尘系统增容提效改造及风机增引合一改造。

2.1降尘方面—电除尘系统改造

原系统:福溪电厂原每台炉设置了两台双室五电场电气除尘器,除尘效率≥99.8%:经脱硫装置后,两台机组的烟尘排放浓度低于30mg/Nm3。

改造要求:排放浓度不高于10mg/Nm3。

改造工艺的类型:设置低温省煤器:采用旋转极板:部分改为布袋除尘型式。

改造方案的选择:结合目前在用的除尘装置和燃煤种类,在比对多种改造工艺的优缺点后,最终决定本次改造将原静电除尘器的末级电场改为旋转极板,相应调整电控设备及输灰系统管道。

2.2脱硝方面—脱硝系统改造

原系统:福溪电厂采用的选择性催化还原法(sCR)脱硝装置,结构为2+1模式,脱硝效率>85%:2015年#1/#2机组脱硝装置进口NoC浓度平均值为549mg/Nm3,脱硝装置出口NoC浓度平均值103mg/Nm3。

改造要求:烟囱出口NoC排放浓度不高于50mg/Nm3。

改造方案的选择:根据电厂实际运行和煤质情况,结合改造要求,本次改造需将脱硝效率提高至93.75%。根据目前国内工程来看,通常采用的单设sCR或sNCR工艺均不能达到如此高的脱硝效率,因此决定采用sNCR/sCR混合脱硝工艺。本次新增sNCR脱硝装置(降低sCR进口NoC浓度),sNCR的还原剂采用尿素溶液,同时更换下部两层催化剂,采用单元长度更长的催化剂(增加sCR装置的催化剂体积,提高sCR装置的脱硝

效率)。

2.3脱硫方面一脱硫除尘一体化改造

原系统:福溪电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫、一炉一塔:在燃用设计煤种、锅炉BMCR工况下,#1/#2炉脱硫装置s02入口浓度为11000/9192mg/Nm3,脱硫效率为96.37%/96.5%。

改造要求:脱硫装置出口烟气粉尘、s02排放分别小于10mg/Nm3和35mg/Nm3。

改造工艺的类型:双塔双回路技术、单塔双回路技术、气动脱硫塔技术、旋汇耦合技术和串联塔技术,对比分析如表1所示。

改造方案的选择:如要实现s02排放低于35mg/Nm3,改造后的脱硫装置脱硫效率需达到99.7%。本次脱硫改造工艺从电耗、负荷适应性、烟气阻力、占地、设备利旧及工期等多个方面综合考虑,最终选定双塔双回路方案,其具备业绩较多、电耗较少、负荷适应性较好、设备利旧高、适应性强等优点,也方便了以后设备检修维护。本次改造新增了吸收塔、烟道、1级吸收塔设施浆液给料泵、吸收塔浆液循环泵、浆液旋流泵、石膏排出泵、电加热器、密封风机等建构筑物。在原#1吸收塔东侧布置有新建#1吸收塔、烟道、吸收塔浆液循环泵、浆液旋流泵和石膏排出泵等建构筑物,在原#1烟道下布置有电加热器、密封风机等建构筑物:在原#2吸收塔西侧布置有新建#2吸收塔、烟道、吸收塔浆液循环泵、浆液旋流泵和石膏排出泵等建构筑物,在原#2烟道下布置有电加热器、密封风机等建构筑物。

2.4节能方面一增引合一改造

原系统:每台锅炉配2台静叶可调轴流式引风机和1台动叶可调轴流式脱硫增压风机。

改造要求:取消脱硫旁路,必须增引风机合并,且能有效降低运行费用,提升系统运行可靠性。

改造方案的选择:拆除脱硫增压风机,根据烟气阻力重新确定引风机型号,在咨询相关厂家后,选择了双级动调风机:并随之调整相关的烟道及电控系统等。

3取得的成效

改造完成后,机组满负荷运行排放数据为:N03含量40.6mg/Nm3,s02含量12.77mg/Nm3,烟尘含量5.14mg/Nm3:氮氧化物、二氧化硫和烟尘排放浓度均低于管控指标,符合《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014一2020年)》中"严控大气污染物排放"的控制目标,标志着福溪电厂接近了燃气机组排放限值:同年顺利通过了考核验收组的验收。

超临界"w"火焰锅炉超低排放改造的成功,为燃煤电厂可持续发展走出了一条新路,为在役运行的同类机组改造提供了优质可循案例和宝贵经验,对进一步提升煤电高效清洁发展水平,具有十分重要的示范带动意义。

4实施过程中遇到的问题及改进建议

在超低排放改造过程中,如何统筹协调好节能、减碳、节水以及其他常规污染物控制之间的相互关系,是切实提升超低排放综合效益的关键,但目前该问题尚未得到很好的解决。如:采用sNCR工艺因向炉内喷入了大量的尿素溶液,对锅炉效率有所影响。现阶段经锅炉厂测算,对锅炉排烟温度基本无影响,但排烟热损失有所增加,锅炉效率降低约0.5%,发电标煤耗升高约1.6g/kw·h,机组经济性有所降低。催化剂效率提高导致s02/s03转换率高,烟气中的s03数量增加。高脱硝效率需要使用更多的氨,也将使氨逃逸增加:s03与NH3反应产生硫酸氢铵,加大下游空预器堵塞风险,应加强下游空预器防止堵塞的措施。

超低排放改造工艺技术的选取主要考虑的因素应为机组实际情况,一炉一策,应避免环境效益差、经济代价大、能源消耗高、二次污染多的超低排放改造。在对本工程的超低排放改造技术应用以及现场实际实施过程进行总结的基础上,对燃煤电厂超低排放改造技术选择提供以下三点建议:

(1)在选择技术路线时,要具体问题具体分析,根据电厂自身燃煤情况和机组情况来选择适合的超低排放改造技术。

(2)超低排放改造技术选择不仅要考虑技术的先进性,同时要兼顾技术经济性,尤其要选择具有节能潜力的超低排放改造技术。

(3)提高管理和运行水平,作为超低排放改造的技术补充。要实现超低排放的目的,技术是主要方面,但管理和运行水平也是很重要的一方面,不能把所有问题的解决都依托于技术手段实现,如果在采用适当技术手段的情况下,同时提高管理和运行水平,超低排放改造会更加经济,效果会更好。