1工程背景

按照國家煤電節(jié)能減排升級改造行動計劃的要求,四川省啟動了三個示范試點項目,其中之一就是福溪電廠。四川福溪電廠為2×600Mw超臨界"w"火焰鍋爐燃煤發(fā)電機組,兩臺爐同步建設脫硝脫硫裝置,于2012年全部投產(chǎn):為使該廠煙氣污染物達到超低排放的目標,擬從脫硝、除塵及脫硫系統(tǒng)三個方面予以改造升級,實現(xiàn)燃煤電廠的節(jié)能減排目標。

2改造方案的采用

本工程在改造技術方案選擇中,本著環(huán)保節(jié)能并重的原則,大量研究采用先進技術,目標鎖定接近燃氣機組排放的高標準。由于"w"火焰鍋爐實施超低排放改造在四川省內(nèi)尚屬首次,面對技術難點多、無成熟經(jīng)驗可循、改造能否成功等多種不確定因素和壓力,積極開辟節(jié)能環(huán)保新模式。本次改造的系統(tǒng)主要有四部分:脫硫系統(tǒng)增容提效改造、脫硝系統(tǒng)增容提效改造、電除塵系統(tǒng)增容提效改造及風機增引合一改造。

2.1降塵方面—電除塵系統(tǒng)改造

原系統(tǒng):福溪電廠原每臺爐設置了兩臺雙室五電場電氣除塵器,除塵效率≥99.8%:經(jīng)脫硫裝置后,兩臺機組的煙塵排放濃度低于30mg/Nm3。

改造要求:排放濃度不高于10mg/Nm3。

改造工藝的類型:設置低溫省煤器:采用旋轉(zhuǎn)極板:部分改為布袋除塵型式。

改造方案的選擇:結(jié)合目前在用的除塵裝置和燃煤種類,在比對多種改造工藝的優(yōu)缺點后,最終決定本次改造將原靜電除塵器的末級電場改為旋轉(zhuǎn)極板,相應調(diào)整電控設備及輸灰系統(tǒng)管道。

2.2脫硝方面—脫硝系統(tǒng)改造

原系統(tǒng):福溪電廠采用的選擇性催化還原法(sCR)脫硝裝置,結(jié)構(gòu)為2+1模式,脫硝效率>85%:2015年#1/#2機組脫硝裝置進口NoC濃度平均值為549mg/Nm3,脫硝裝置出口NoC濃度平均值103mg/Nm3。

改造要求:煙囪出口NoC排放濃度不高于50mg/Nm3。

改造方案的選擇:根據(jù)電廠實際運行和煤質(zhì)情況,結(jié)合改造要求,本次改造需將脫硝效率提高至93.75%。根據(jù)目前國內(nèi)工程來看,通常采用的單設sCR或sNCR工藝均不能達到如此高的脫硝效率,因此決定采用sNCR/sCR混合脫硝工藝。本次新增sNCR脫硝裝置(降低sCR進口NoC濃度),sNCR的還原劑采用尿素溶液,同時更換下部兩層催化劑,采用單元長度更長的催化劑(增加sCR裝置的催化劑體積,提高sCR裝置的脫硝

效率)。

2.3脫硫方面一脫硫除塵一體化改造

原系統(tǒng):福溪電廠采用石灰石-石膏濕法脫硫、一爐一塔:在燃用設計煤種、鍋爐BMCR工況下,#1/#2爐脫硫裝置s02入口濃度為11000/9192mg/Nm3,脫硫效率為96.37%/96.5%。

改造要求:脫硫裝置出口煙氣粉塵、s02排放分別小于10mg/Nm3和35mg/Nm3。

改造工藝的類型:雙塔雙回路技術、單塔雙回路技術、氣動脫硫塔技術、旋匯耦合技術和串聯(lián)塔技術,對比分析如表1所示。

改造方案的選擇:如要實現(xiàn)s02排放低于35mg/Nm3,改造后的脫硫裝置脫硫效率需達到99.7%。本次脫硫改造工藝從電耗、負荷適應性、煙氣阻力、占地、設備利舊及工期等多個方面綜合考慮,最終選定雙塔雙回路方案,其具備業(yè)績較多、電耗較少、負荷適應性較好、設備利舊高、適應性強等優(yōu)點,也方便了以后設備檢修維護。本次改造新增了吸收塔、煙道、1級吸收塔設施漿液給料泵、吸收塔漿液循環(huán)泵、漿液旋流泵、石膏排出泵、電加熱器、密封風機等建構(gòu)筑物。在原#1吸收塔東側(cè)布置有新建#1吸收塔、煙道、吸收塔漿液循環(huán)泵、漿液旋流泵和石膏排出泵等建構(gòu)筑物,在原#1煙道下布置有電加熱器、密封風機等建構(gòu)筑物:在原#2吸收塔西側(cè)布置有新建#2吸收塔、煙道、吸收塔漿液循環(huán)泵、漿液旋流泵和石膏排出泵等建構(gòu)筑物,在原#2煙道下布置有電加熱器、密封風機等建構(gòu)筑物。

2.4節(jié)能方面一增引合一改造

原系統(tǒng):每臺鍋爐配2臺靜葉可調(diào)軸流式引風機和1臺動葉可調(diào)軸流式脫硫增壓風機。

改造要求:取消脫硫旁路,必須增引風機合并,且能有效降低運行費用,提升系統(tǒng)運行可靠性。

改造方案的選擇:拆除脫硫增壓風機,根據(jù)煙氣阻力重新確定引風機型號,在咨詢相關廠家后,選擇了雙級動調(diào)風機:并隨之調(diào)整相關的煙道及電控系統(tǒng)等。

3取得的成效

改造完成后,機組滿負荷運行排放數(shù)據(jù)為:N03含量40.6mg/Nm3,s02含量12.77mg/Nm3,煙塵含量5.14mg/Nm3:氮氧化物、二氧化硫和煙塵排放濃度均低于管控指標,符合《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014一2020年)》中"嚴控大氣污染物排放"的控制目標,標志著福溪電廠接近了燃氣機組排放限值:同年順利通過了考核驗收組的驗收。

超臨界"w"火焰鍋爐超低排放改造的成功,為燃煤電廠可持續(xù)發(fā)展走出了一條新路,為在役運行的同類機組改造提供了優(yōu)質(zhì)可循案例和寶貴經(jīng)驗,對進一步提升煤電高效清潔發(fā)展水平,具有十分重要的示范帶動意義。

4實施過程中遇到的問題及改進建議

在超低排放改造過程中,如何統(tǒng)籌協(xié)調(diào)好節(jié)能、減碳、節(jié)水以及其他常規(guī)污染物控制之間的相互關系,是切實提升超低排放綜合效益的關鍵,但目前該問題尚未得到很好的解決。如:采用sNCR工藝因向爐內(nèi)噴入了大量的尿素溶液,對鍋爐效率有所影響。現(xiàn)階段經(jīng)鍋爐廠測算,對鍋爐排煙溫度基本無影響,但排煙熱損失有所增加,鍋爐效率降低約0.5%,發(fā)電標煤耗升高約1.6g/kw·h,機組經(jīng)濟性有所降低。催化劑效率提高導致s02/s03轉(zhuǎn)換率高,煙氣中的s03數(shù)量增加。高脫硝效率需要使用更多的氨,也將使氨逃逸增加:s03與NH3反應產(chǎn)生硫酸氫銨,加大下游空預器堵塞風險,應加強下游空預器防止堵塞的措施。

超低排放改造工藝技術的選取主要考慮的因素應為機組實際情況,一爐一策,應避免環(huán)境效益差、經(jīng)濟代價大、能源消耗高、二次污染多的超低排放改造。在對本工程的超低排放改造技術應用以及現(xiàn)場實際實施過程進行總結(jié)的基礎上,對燃煤電廠超低排放改造技術選擇提供以下三點建議:

(1)在選擇技術路線時,要具體問題具體分析,根據(jù)電廠自身燃煤情況和機組情況來選擇適合的超低排放改造技術。

(2)超低排放改造技術選擇不僅要考慮技術的先進性,同時要兼顧技術經(jīng)濟性,尤其要選擇具有節(jié)能潛力的超低排放改造技術。

(3)提高管理和運行水平,作為超低排放改造的技術補充。要實現(xiàn)超低排放的目的,技術是主要方面,但管理和運行水平也是很重要的一方面,不能把所有問題的解決都依托于技術手段實現(xiàn),如果在采用適當技術手段的情況下,同時提高管理和運行水平,超低排放改造會更加經(jīng)濟,效果會更好。