燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术分析及应用.docx

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1、燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术分析及应用为实现超低排放与深度节能，以某电厂为例，采用系统协同处理方法，研究分析了烟气超低排放与深度节能综合技术路线，提出了锅炉低氮燃烧器改造、电除尘器低低温与脉冲电源协同提效、电除尘器蒸汽加热与热风吹扫、脱硫托盘与交互喷淋协同提效、湿式电除尘器及其废水零排放、MGGH与凝结水加热器耦合节能等技术方案，结果说明，超低排放改造效果优于国家超低排放限值要求，同时机组能耗降低，烟气余热回收，机组对煤种的适应性也得到提升，可为同类项目提供参考。为满足国家三部委文件煤电节能减排升级与改造行动计划(20*20*)要求，已有燃煤电厂实施了烟气超低排放改造，改造后综合性能

2、差异较大，同时运行能耗提升，给节能指标的落实带来压力。本文以*某电厂一期2X600MW超超临界机组为例，探索烟气超低排放与深度节能综合技术路线及其相关实施方案，并协同脱除烟气S03与PM2.5等，实现减排与节能指标双重效益最大化。1改造前的基本情况*某电厂现有2X600MW超超临界锅炉是由*锅炉厂选用三菱重工技术设计制造，型号为HG-1795/26.15-YM1,型布置，单炉膛，改良型低NOxPM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统,墙式切圆燃烧方式，一次中间再热。锅炉设计煤种为*煤,实际主要燃烧煤种为神华、中煤、平煤与伊泰等煤种，变化较大。20*年锅炉完成烟气脱硝SCR改造,催化剂层

3、数按2+1模式设置，设计脱硝效率不小于80%o脱硝系统运行已超过20000h,预留层未安装催化剂。取样送检报告显示，目前催化剂活性与新鲜催化剂活性比值为0.8o电除尘器为*龙净双室四电场产品，比集尘面积约为90m2(m3s);阴极采用顶部振打、阳极采用侧部振打。第一电场已完成高频电源改造,其余3个电场均采取工频电源。脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，AEE喷淋塔，一炉一塔设置,塔径15.5m；3层喷淋层，每台浆液循环泵流量9800m3h;系统采用回转式GGHo改造前全年机组排放均值情况见表Io表1*电厂2号机组改造前烟气排放指标由表1可知，改造前省煤器出口NoX浓度变化大，数值高,说明PM

4、低氮燃烧器对煤种与负荷变化的适应性较差；烟气经过脱硝、除尘与脱硫处理设备后,NOx、S02与烟尘排放浓度符合国家标准，但高于超低排放限值要求；同时锅炉排烟温度较高，并且有余热回收利用空间，为此可以开展烟气超低排放改造及深度节能措施的实施。2改造实施方案与结果分析2.1改造技术路线根据改造前的基本情况,研究确定了如图1所示的烟气超低排放与深度节能改造技术路线，协同深度去除各污染因子,并降低系统能耗，回收烟气余热。图1烟气超低排放与深度节能改造技术路线在图1中，对现有PM燃烧器实施改造,从源头上控制锅炉出口的NOx浓度；加强烟气脱硝装置运行优化与催化剂寿命管理，定期喷氨优化调整，实现NOx超低排放

5、。采取托盘类技术，将脱硫塔内部烟气流场均流分布，提升脱硫和除尘效率；增加浆液喷淋量，提升脱硫塔对燃煤硫分的适应范围；采取无泄漏换热器(MGGH)替代回转式GGH,防止泄漏短路问题，实现S02超低排放。通过设置MGGH烟气冷却器,将干式电除尘器入口烟气温度降低至酸露点以下，使得电除尘器处于低低温工况，协同提升电除尘器除尘效率，并去除部分S03；MGGH再热器将烟囱出口烟气温度控制在72C,防止烟囱雨产生；并设置凝结水加热器，回收MGGH系统中多余热量。在低低温电除尘器技术根底上应用脉冲电源，将干式电除尘器出口粉尘浓度控制在较低范围，并降低运行能耗；在烟囱入口设置湿式电除尘器，进一步脱除烟尘，实现

6、烟尘超低排放，并协同去除S03与PM2.5o将电除尘器灰斗、绝缘瓷套与气化风等电加热装置改为蒸汽加热装置，降低电除尘器运行电耗。2.2低氮燃烧器改造具体方案为：将现有PM燃烧器开展升级改造为M-PM燃烧器，将原PM分离器至燃烧器入口段的煤粉管道更换直管段,A-A风燃烧器保持原有标高更换喷口。改造后炉膛出口NoX排放浓度考核结果见表2,优于性能要求，原因是M-PM燃烧器利用燃烧器喷嘴体及煤粉管道弯头将煤粉气流分成浓淡两股，分别进入炉膛；浓相位于火焰中心，所需着火热少，利于着火和稳燃；淡相位于外围，补充后期所需的空气，利于煤粉的燃尽；浓淡燃烧偏离了化学当量燃烧,实现整体的风包粉构造,大大降低了NO

7、x的生成。表2低氮燃烧器改造要求与结果比对改造后灰分含碳量为0.69%,比改造前提高0.15%,符合预期。另外改造后燃烧器出口风压增大，射流的“刚性”加强，偏烧情况较改造前有较大改善；主再热器蒸汽参数调整性能与改造前相比未有下降。在锅炉燃烧器实施上述低氮改造后，在烟气脱硝装置预留层不添加催化剂的情况下,脱硝装置出口NOx排放浓度见表3,可控制在35mgm3以内，主要原因是改造后脱硝装置入口NOx浓度大幅度降低，后续脱硝装置运行压力降低。表3低氮燃烧器改造后烟气脱硝装置出口NOx排放浓度2.3电除尘器提效与节能改造2.3.1电除尘器低低温与脉冲电源协同提效技术具体方案为：在静电除尘器入口增设无泄

8、漏MGGH烟气冷却器，将锅炉排烟温度降至859(TC,保证在常见工况下电除尘器入口烟气温度低于酸露点51(C;同时对电除尘器阴极线、阳极板变形开展修正，灰斗、人孔内衬不锈钢板等；保持现有1电场高频电源、2电场工频电源不变，将电除尘器3、4电场工频电源更换为脉冲电源。脉冲电源系统是在60kV基准电压叠加80kV脉冲电压，脉冲宽度为75us,电压和电流独立控制。改造后电除尘器性能测试结果见表4o与表1相比，改造后除尘器出口粉尘浓度大幅度下降，主要原因是由于电除尘器入口烟温低于酸露点温度，烟尘比电阻下降，进入较佳除尘效率区间；其次烟气温度降低后烟气量也下降，增加了比集尘面积，同时烟气流速降低，延长了

9、粉尘在电仓的停留时间，有利于粉尘的脱除；另外高压脉冲供电装置运行电压大于120kV,大于改造前的4060kV工频电压，并在脉冲瞬间高电压状态下，消除反电晕，极大提高了微细颗粒尤其高比电阻粉尘的荷电速度和驱进速度。由于脉冲供电为间歇供电，防止了反电晕现象产生的电流浪费，与传统直流供电相比也节能。表4改造后电除尘器进、出口粉尘浓度同时低低温电除尘器出口S03浓度较低，原因为当除尘器进口烟气温度低于酸露点温度且灰硫比大于10时,S03形成硫酸，被飞灰中的碱金属包裹，包裹物被电除尘器去除，并不会对下游系统形成腐蚀。2.3.2电除尘蒸汽加热与热风吹扫技术改造前电除尘器灰斗、气化风与供电回路的绝缘瓷套加热

10、器均采用电加热器。在实施低低温改造后，灰斗与瓷套保温箱内的绝缘瓷套所需加热功率大幅度提升，见表5,其原因为改造后烟温降低，灰斗和瓷套保温箱的工作环境发生了改变。表5除尘器改造前后加热功率变化为降低厂用电，对上述电加热器实施蒸汽加热改造，方案为：利用0.610MPa电厂辅汽对除尘器灰斗开展加热，使灰斗的温度到达100120七；其凝结水为高温饱和水，再分别通入瓷套瓷轴热风加热器和灰斗气化风加热器，将瓷套瓷轴风由环境温度加热到I1(TI2(C,将灰斗气化风由环境温度加热到12(13(TC,最后成为60,0。C的过冷水排放到回收点。采取蒸汽加热改造后，消耗蒸汽合计1440kgh,节省厂用电978kWo

11、电除尘器实施低低温除尘改造后，灰斗加热区域由原来的1/3提升到2/3灰斗高度。在该高度区域四周布置蛇形盘管，并覆盖铝箔，以强化保温和辐射换热。为消除烟温下降绝缘子结露爬电等隐患，设置绝缘子热风吹扫系统。现有绝缘瓷套是布置在大保温箱内，为实现各瓷套吹扫风均匀布置，在保温箱内布置风管，瓷套外设置“0”型风环，风环上部沿瓷壁方向均匀开孔,如图2所示。图2绝缘瓷套热风吹扫图电除尘器内部烟气压力按-127448kPa开展设计，在瓷套顶盖板开8个直径7mm通风孔，单个瓷套吹扫风量34.544.0m3ho改造后，各加热点温度高于设计值，热风吹扫系统运行稳定,未发生爬电情况。2.4脱硫托盘与交互式喷淋协同提效

12、技术改造方案为：维持脱硫吸收塔本体高度、塔径等不变，增加一层托盘；将上喷淋层改造为交互式喷淋层，对应增加一台浆液循环泵；在两层屋脊式除雾器下增设一层管式除雾器；为配合后续的湿式电除尘器接口，将吸收塔出口烟道90转向。改造后浆液循环泵参数见表6。表6改造后脱硫浆液循环泵参数改造后不同负荷、不同燃煤硫分工况下的运行结果见表7o由表7可知改造后的脱硫塔性能优于预期，对燃煤硫分的适应性由0.65%也提升至1.08%o主要原因是托盘阻力使得烟气在塔内更加均布，浆液和烟气的接触在整个吸收区域都被优化,提升了脱硫传质效率。表7不同负荷与煤种工况下改造后的脱硫塔运行性能2. 5湿式电除尘及其废水零排放技术在脱

13、硫塔后部烟道增设湿式电除尘器，方案采用金属板卧式构造,双室两电场，阴极线与阳极板采用3161材质，本体构造采用玻璃鳞片防腐，阳极总投影收尘面积11742m2,比集尘面积为15.9m2(m3s)；喷淋循环水量150m3h,喷淋前通过自动清洗过滤器与袋式保安过滤器，并加碱调整pH；配套有废水处理与复用系统，废水处理后回用于脱硫系统，不外排，如图3所示。图3湿式电除尘系统工艺流程湿式电除尘器产生的废水排至预澄清器开展物理沉降，沉降后的下部泥浆液排至吸收塔集水坑作为吸收塔浆液池的补充水；上部清水溢流至清水箱，过滤后作为吸收塔除雾器冲洗水使用；除雾器缺陷的冲洗水由脱硫系统工艺水补充,如图4所示。脱硫工艺

14、水为电厂处理后的工业废水,pH为9.09.5,电导550650uScm,C1-浓度5580mg1图4湿式电除尘废水零排放水平衡图在实际运行中，喷淋循环水水质控制指标见表8,补充水量和排水量维持在1518th,保证水质平衡。经澄清过滤后的废水能够满足脱硫除雾器喷淋要求，也不影响脱硫塔液位正常控制，并维持原有的脱硫系统水平衡，解决了板式除尘器废水问题。在系统投运6个月后检查未发现极板、极线发生腐蚀。表8湿式电除尘器喷淋循环水水质要求投运后在燃烧平7煤、满负荷工况下对电除尘器进出口烟气开展了监测，如下表9所示。表9湿式电除尘器性能测试结果由表9可知,湿式电除尘器对烟气粉尘、SO3、PM2.5与雾滴具

15、有较高的去除效率，主要原因在于湿式电除尘器喷淋水及其微雾化状态,极大改善了工作环境。2.6MGGH与凝结水加热器耦合节能技术方案为在干式电除尘器入口设置冷却器，热媒水进水温度687(TC,将烟气从150。C降至85T,热媒水吸热后水温升至105108寸；在烟囱入口设置烟气再热器，高温热媒水将吸收塔出口烟温由46。C加热至72C,热媒水温度降低至85；设置凝结水加热器将烟冷器进口热媒水温由85。C降低至687(C凝结水从8号低压加热器入口取水,凝结水加热器布置在烟气加热器后部，加热后返回至7号低压加热器入口，如图5所示。图5MGGH与凝结水加热系统耦合方案烟气冷却器材质沿烟气方向先后选用20G与

16、ND钢，用量比例各占50%,烟气再热器材质沿烟气方向分别选用SM0254双相不锈钢、3161与ND钢，SM0254裸管6排，将烟气提升至水露点以上，并预留1排余量。系统投运后，烟气冷却器入口烟气温度随负荷、季节发生变化，系统各参数基本符合预期。运行6个月后检查系统各部分未发现腐蚀现象。3改造后的综合节能效果3.1机组能耗降低改造前后机组电力负荷变化情况见表10,其中实际消耗为机组在600MW工况下统计的电力消耗量。由表10可知，改造后机组实际运行电力消耗减少148OkW,主要原因为实施低低温电除尘器改造后，烟气实际流量与烟风阻力降低；电除尘器灰斗、绝缘瓷套等实施蒸汽加热改造，电加热器作为应急备用，正常运行时不投运;MGGH热媒水循环