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浅谈1000MW超超临界锅炉超低排放改造 发布时间:2017.09.19

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  自2013 年以来,我国中东部地区出现持续雾霾天气,给人民群众的生产生活和身体健康造成了严重影响,火电厂烟气污染物排放的治理也更加引起了国家发改委、环保部等国家部委的高度重视。2014年09月12日,国家环保部、发改委、国家能源局下发了“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”。国家电投积极响应国家号召,并部署集团公司燃煤机组有序进行超低排放改造。以下就国家电投河南电力有限公司平顶山发电分公司#1、#2机组超低排放改造过程进行简单探讨。

  1.改造前现状

  国家电投平顶山发电分公司1000MW燃煤机组的锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司生产的DG-3000/26.15-Ⅱl型、超超临界、变压直流、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、对冲燃烧、π型锅炉。

  脱硝系统:由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造,采取SCR法来达到去除烟气中NOx的目的。设计效率为:2层催化剂脱硝效率可达72%,3层催化剂脱硝效率可达80%以上,目前电厂安装2层催化剂。SCR脱硝反应器布置于锅炉省煤器与空气预热器之间,为高温高尘布置。每台锅炉机组配2台SCR脱硝反应器,2台机组的SCR脱硝反应器共用1套氨气供应系统,脱硝工艺采用选择性催化还原法。

  脱硫系统:平顶山分公司2台1030MW超超临界汽轮发电机组烟气脱硫工程采用湿法石灰石-石膏脱硫工艺技术,一炉一塔配置,脱离设计效率大于95%,由中电投远达环保工程有限公司建设完成,于2010年中投产运行。原脱硫装置配置增压风机、100%旁路烟道系统。2014年完成了取消旁路和增压风机改造。

  除尘系统:平顶山分公司原静电除尘器配置五个电场,随着除尘设备年限的增加,除尘效率逐步下降,在煤种灰分波动的情况下,除尘器出口烟尘浓度在70~100mg/Nm3,有时甚至高达140 mg/Nm3,脱硫出口烟尘排放浓度也大幅超过新标准的排放限值。为达到环保排放要求及维护本身设备的需求,进而进行除尘设备的改造。

  2.改造后排放目标及具体改造措施

  2.1改造后排放目标:

  (1)氮氧化物质量浓度:NOx<50mg/Nm3

  (2)硫氧化物质量浓度:SO2<35mg/Nm3

  (3)固体烟尘质量浓度:SD<5mg/Nm3

  2.2具体改造措施

  (1)降低氮氧化物排放质量浓度的改造措施:改造炉内氮氧化物燃烧器,确保锅炉出口NOx 质量浓度全工况小于350mg/Nm3 ;改造炉外脱硝选择性催化还原技术,确保烟囱出口氮氧化物排放质量浓度小于50mg/Nm3;改造空气预热器,满足抗堵塞、抗腐蚀的要求,并削弱SCR 脱硝改造对下游空气预热器的影响。

  (2)降低SO2排放质量浓度的改造措施:对烟气系统和吸收系统进行改造,将SO2 排放质量浓度控制在35mg/Nm3以下,同时将脱硫效率由原来的95%提高到98%以上;引风机和增风机合一改造,满足机组风烟系统以及脱硫、脱硝系统的出力要求。

  (3)降低烟尘排放质量浓度的改造措施:电场除尘+布袋除尘改造,确保烟囱出口烟尘排放质量浓度在5mg/Nm3以下。

  3.存在问题及改造方案

  3.1 脱硝系统

  #1、#2机组的SCR脱硝系统出现的主要问题如下:

  (1)脱硝系统出口NOx含量偏高,环保指标不达标。

  (2)SCR出口与烟囱排烟出口NOx偏差大。

  (3)脱硝氨站的设计出力不能满足特殊工况下低NOx排放要求,影响机组脱硝效率。

  (4)脱硝系统积灰严重,催化剂大面积磨损,大大降低了脱销效率。

  (5)由于脱硝系统的引起空气预热器腐蚀、积灰严重。

  针对脱销系统出现的以上问题,解决方案如下:

  (1)优化燃烧调整:正常运行中在保证燃烧的前提下适当降低氧量运行,保持整个系统的低氧状况。精准控制风煤比例,调整制粉系统风量,在满足要求的情况下尽量降低一次风量,同时适当调整燃尽风,保证控制燃烧末端风量。

  改进氨喷射系统及导流板:

  调整喷嘴的喷氨量,使氨量与对应的NOx浓度相匹配。通过流体模型试验,重新对烟道导流板、氨喷射系统静态混合器、催化剂层上部整流板进行优化设计,并对导流板、整流板进行更换,使烟气分布的均匀性偏差在合理范围内,以提高脱销效率。

  通过以上调整控制脱硝系统的入口NOx含量在350mg/Nm3以下。

  (2) 系统运行发现SCR出口NOx平均值与烟囱出口排烟NOx偏差较大(图2-1)。

 

  原设计SCR进、出口脱硝采样探头安装在相应烟道中部,取样代表性较差,为了掌握SCR反应器进、出口NOx浓度分布情况,通过网格法进行试验,SCR反应器人口NOx浓度分布比较均匀,偏差较小。SCR反应器出口NOx浓度分布均匀性较差,出口NOx浓度延宽度和深度方向有较大变化,且局部存在NOx浓度较低的点。出口浓度分布均匀性差,除了烟气流场不稳定外,喷氨的不均匀性是主要原因。为了解决这一问题,通过采用插入式的旁路取样管方式实现多点取样。从SCR出口烟道分别引出两路旁路取样管至空气预热器出口烟道,利用烟道之间的差压实现旁路管道的烟气流动,将烟气分析系统的取样探头测点布置在烟道外部的旁路取样管上。旁路管插人烟道部分,贯穿整个烟道截面,在管道上每隔一段距离开取样孔,在烟道壁处汇成一路,以求在一定程度上保证烟气的混合均匀,提高代表性,保证了SCR出口NOx与烟囱排烟NOx趋势的一致性。图2-2为改造后曲线。

 

  (3) 2台机组脱硝系统共用l套氨气系统,脱硝氨站液氨蒸发器型号为SWP-NH3-1100,,蒸发能力1100Nm3/h,共配置2台,l台运行,1台备用。蒸发器为蒸汽加热水浴式气化器。实际运行中,在2台机组满负荷时段,如果脱硝入口NOx含量超过450mg/Nm3,将造成液氨蒸发器水温达不到设计值80℃,2台炉SCR脱硝系统入口供氨管道压力偏低,影响机组的脱硝效率。为解决此问题,将2台液氨蒸发器更换为VSWP-NH3-1500型,蒸发能力1500NNm3/h。满足了各种工况下2台炉脱硝系统的供氨需求。

  (4) 针对催化剂磨损严重,甚至出现整块脱落的情况(图 2-3),在2014年初机组进行等级检修时,更换了全部脱硝催化剂,并重新设计催化剂,增大了催化剂层的体积,在原有备用层增加第三层催化剂,将每层催化剂高度由1606mm增加到1906mm。同时,对烟道流场也进行模拟试验及优化设计,对各导流板、整流板进行更换,组织烟气有序流动,最大程度地减少流动阻力。对吹灰系统进行技术改造,在每层催化剂的上方装有4台耙式吹灰器的基础上,又加装了7台声波清灰器。声波清灰器发出的高能声波能引起粉尘共振,使其处于游离状态,防止灰尘粘合、累积在催化剂和SCR反应器内的表面上。运行中,声波吹灰器投连续工作,耙式蒸汽吹灰器吹灰频率由每班1次改为每班2次,有效避免了催化剂积灰的不利状况。

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