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技术丨句容发电厂1000MW燃煤机组超低排放脱硫脱硝改造技术及效果

北极星大气网  来源:《电力设备》  作者:戴滨  2018/4/20 9:38:29  我要投稿  

北极星大气网讯:文章论证了华电江苏能源有限公司句容发电厂2#机组脱硫、脱硝超低排放改造的必要性、方案的可行性及有效性,通过实测数据对比说明了超低排放改造后的实际效果,同时从安全、质量对工程管理进行了总结。

一、概述

2014年9月12日国家发改委、环境保护部、国家能源局联合发布的《发改能源【2014】2093号》文件:关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020)》的通知,要求到2020年现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。为执行国家环保政策和新的排放标准,句容发电厂于2015年12月31日至2016年3月18日对2#机组按照超低排放标准进行改造,以达到燃气轮机组排放标准要求(要求在基准氧含量6%条件下,烟尘排放浓度小于5mg/m³、SO2排放浓度小于35mg/m³、NOx排放浓度小于50mg/m³)。

二、改造前机组概况

句容电厂2号机组为1000MW超超临界燃煤发电机组,锅炉为超超临界参数变压直流锅炉,一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式。机组于2013年11月投产发电,同步建设烟气除尘、脱硫、脱硝设施。

1.2号机组超低排放改造前烟气脱硝、脱硫系统概况如下:

烟气脱硝采用选择性催化还原(SCR)工艺,高灰布置,催化剂采用“2+1”层布置、初装2层。脱硝装置按入口NOx浓度300mg/m³(标态、干基、6%O2)、出口NOx浓度≤60mg/m³、脱硝效率≥80%设计。

烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺,采用1炉配1塔(喷淋空塔),吸收塔内设置5层喷淋层(3+1+1,正常运行3层),不设置GGH,每台锅炉配3台引风机(引增合一)。脱硫装置按入口SO2浓度为3400mg/m³、出口SO2浓度≤170mg/m³、脱硫效率≥95%设计。

2.改造前机组脱硫脱硝性能状况

2号机组在100%、75%、60%负荷工况下,脱硝装置入口NOx浓度分别为307mg/m³、324mg/m³、328mg/m³,出口NOx浓度分别为52mg/m³、49mg/m³、59mg/m³,脱硝效率分别为82.67%、84.8%、82.05%,入口烟气温度分别为362℃、340℃、324℃,100%负荷下入口烟尘浓度为24.00g/m³。

在950MW负荷、四层喷淋层运行条件下,对2号机组进行脱硫装置性能测试:脱硫装置入口SO2浓度为1929mg/m³,出口SO2浓度为92mg/m³,脱硫效率为95.2%;入口烟气温度95℃、出口烟气温度48℃;入口烟尘浓度32mg/m³、出口烟尘浓度18mg/m³、脱硫系统综合除尘效率43.8%;除雾器出口雾滴含量为28mg/m³。

通过对测试数据分析说明:当前脱硝装置出口NOx排放浓度及脱硝效率达到设计值,NOx排放浓度达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》重点区域排放限值要求,但不能稳定达到超低排放要求。反应器出口NOx分布均存在一定偏差,对脱硝稳定运行有一定影响。脱硫装置在入口1900mg/m³左右时,脱硫装置出口SO2浓度和脱硫效率能达到设计值,满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)重点区域排放限值要求,但不满足超低排放要求;脱硫装置出口烟尘浓度没有达到5mg/m³以下。

根据以上分析,2号机组NOx、烟尘、SO2排放浓度均没有达到超低排放要求。

三、机组进行超低排放改造的必要性

国家发改委关于《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)要求,江苏省人民政府办公厅下发了《关于转发省发展改革委、省环保厅〈江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)〉》(苏政办〔2014〕96号),明确指出全省10万及以上燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放标准(即在基准含氧量6%的条件下,烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m³、35mg/m³、50mg/m³)。根据集团公司《转发环保部关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的紧急通知》(中国华电科函﹝2015﹞110号)要求,2017年底前,东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南)完成所有燃煤发电机组超低改造;“十三五”超低排放改造机组二氧化硫、氮氧化物和烟尘限值原则上按照35mg/m³、50mg/m³和5mg/m³考虑。

四、脱硫、脱硝超低排放方案制定及选择论证

多种污染物协同综合治理,充分考虑各种污染物间相互影响,同时尽可能降低成本和能耗是超低排放改造发展的趋势,本次改造根据此思路对超低排放改造工艺方案进行制定及选择论证。

(一)脱硝、脱硫超低排放改造工艺方案

1.1 2号锅炉采用了较为先进的低氮燃烧器,性能保证值为300mg/m³,且当前实际运行基本能控制在性能保证值范围内。根据近年来机组运行数据以及脱硝装置性能考核试验结果,本次脱硝改造工程的设计烟气条件为:烟气量3350923m³/h(标态、干基、6%O2)、SCR入口NOx浓度350mg/m³、入口烟温375℃、出口NOx浓度不大于50mg/m³、脱硝效率不低于85.7%、氨逃逸率不大于2.28mg/m³、SO2/SO3转化率不大于1.4%(三层催化剂)设计,具体如下:

1.1.1句容电厂一期2×1000MW机组配套锅炉由东方 锅炉(集团)股份有限公司设计制造,型号为DG3024/28.25-Ⅱ1。锅炉为超超临界参数变压直流炉,一次再热、单炉膛、平衡通风、尾部双烟道结构、烟气挡板调节再热汽温,全钢构架、全悬吊结构、露天布置、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式,配置的是东方 锅炉厂自主研发的第二代OPCC燃烧器。针对目前的运行参数并根据本项目的煤质情况对燃烧设备进行最优配置,可采取的优化低氮燃烧改造方案如下:

a.进行燃烧调整

一方面增大燃尽风量,在满负荷工况下,如果燃尽风门已全开,则适当调小其余二次风门开度。另一方面着重调平制粉系统,包括风粉均匀和阻力调平,使燃烧器处于最佳的运行环境有效地组织低氮燃烧。在设计煤种和实际燃煤偏差不大的情况下,采用现有的燃烧设备通过精细的燃烧调整,可以达到NOx排放300mg/m³以下。

1.2 2号机组脱硝装置原设计采用东方 锅炉厂的SCR和德国KWH合资公司制造的蜂窝式催化剂,单台机组催化剂量为832.31m³,催化剂化学寿命为24000h,至今已运行约两年。为实现NOx排放浓度不大于50mg/m³的目标,设计了两个改造方案:

1.2.1方案一:通过增加备用层催化剂实现原有催化剂+新增催化剂的整体使用寿命为24000h,新增催化剂约400m³。

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