泰州電廠二次再熱機組煙氣超低排放設(shè)計

馮琰磊，姚向昱，朱佳琪，李 林，陳仁杰

(華東電力設(shè)計院有限公司，上海 200063)

泰州電廠二次再熱機組煙氣超低排放設(shè)計

馮琰磊，姚向昱，朱佳琪，李 林，陳仁杰

(華東電力設(shè)計院有限公司，上海 200063)

本文介紹了國電泰州二期二次再熱機組的設(shè)計參數(shù)，根據(jù)其特點設(shè)計、選用了高效、經(jīng)濟的煙氣環(huán)保處理設(shè)施，通過高效的除塵、脫硝和脫硫工藝，實現(xiàn)煙囪出口粉塵、SO2和NOx排放濃度分別低于3.3 mg/Nm3、17.9 mg/Nm3和36 mg/Nm3。本文也將國電泰州二期二次再熱機組同燃機機組的排放指標進行了對比，高參數(shù)、低排放的超超臨界二次再熱燃煤發(fā)電機組具有良好的示范效果。

二次再熱；超低排放；示范工程。

國電泰州二期超超臨界二次再熱示范工程研發(fā)和應(yīng)用具有自主知識產(chǎn)權(quán)的高參數(shù)(30 MPa及以上，溫度超600℃)、大容量二次再熱超超臨界發(fā)電技術(shù)，不僅將使我國在高參數(shù)大容量機組方面徹底擺脫國外知識產(chǎn)權(quán)束縛，實現(xiàn)我國火力發(fā)電制造技術(shù)上的突破，達到世界領(lǐng)先水平，而且更高的發(fā)電效率和更低發(fā)電煤耗對我國提出節(jié)能減排和可持續(xù)發(fā)展的目標具有現(xiàn)實意義。

本文是依托泰州二期示范工程，結(jié)合國內(nèi)電廠燃煤情況對二次再熱機組大氣污染物排放控制技術(shù)進行研究。研究應(yīng)用既適合二次再熱機組又適合我國火電廠燃料使用國情的合理煙氣凈化系統(tǒng)，使大氣污染物的排放滿足甚至高于《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014～2020年)》中要求，同時能夠使煙氣凈化系統(tǒng)達到可靠、經(jīng)濟運行。

1 機組條件

1.1 煤質(zhì)條件

國電泰州二期二次再熱示范工程以神華煙煤作為設(shè)計煤種；滿世混煤為校核煤種1；東北煤為校核煤種2。詳細的煤質(zhì)分析見表1。

表1 煤質(zhì)分析

1.2 機組參數(shù)

國電泰州二期示范工程，鍋爐、汽輪機和發(fā)電機組分別采用上海鍋爐廠有限公司、上海汽輪機廠和上海電機廠的主機產(chǎn)品，汽輪機入口參數(shù)為31 MPa/600/610/610℃，設(shè)計發(fā)電煤耗為256.2 g/kWh，比常規(guī)的一次再熱機組大幅降低。

鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈水冷壁直流爐，單爐膛、二次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)、塔式、露天布置燃煤鍋爐，主要參數(shù)見表2。

表2 鍋爐(設(shè)計煤種、B－MCR工況)主要參數(shù)

2 寬負荷高效脫硝技術(shù)

2.1 低氮燃燒技術(shù)

本示范工程燃燒方式采用上海鍋爐廠有限公司自行設(shè)計開發(fā)的復合式空氣分級低NOx燃燒技術(shù)(見圖1)，該燃燒技術(shù)在獲得較高的燃燒效率、確保煤粉安全穩(wěn)定燃燒的同時能有效降低NOx的排放，大大緩解爐后脫硝的壓力。

圖1 高級復合空氣分級燃燒系統(tǒng)布置示意

在制粉系統(tǒng)設(shè)計方面，本工程采用了如下兩個技術(shù)：(1)適當提高煤粉細度。本工程采用高揮發(fā)分的神華煤，按照規(guī)程計算，電廠設(shè)計煤種煤粉細度基本要求為R90≤23.10%，鍋爐及制粉系統(tǒng)設(shè)計時，對設(shè)計煤種的煤粉細度取值為R90＝13.99%。(2)磨煤機采用動態(tài)分離器。

煤粉細度取值是在推薦范圍內(nèi)并略有降低，降低煤粉細度會增加磨煤電耗，同時煤粉細度小了，在燃燒過程中與空氣接觸面積增加，燃燒時間縮短，鍋爐的未燃燼碳損失會有一定程度降低。合理的、較低的煤粉細度對于控制鍋爐未燃盡損失和NOx是有利的，因此雖然電耗略有升高，但是仍具有經(jīng)濟效益和社會效益的。采用動態(tài)分離器后，可以提高煤粉的均勻性，對于控制鍋爐未燃盡損失和NOx排放也是有利的。

采用上述優(yōu)化措施后，燃用本工程設(shè)計煤種，鍋爐爐膛出口的NOx排放濃度可以控制在低于180 mg/Nm3(O2=6%)，鍋爐效率保證值大于94.65%。

2.2 SCR技術(shù)

對于爐后煙氣脫硝技術(shù)，目前國內(nèi)、國際上使用最多的是SCR脫硝法。SCR脫硝技術(shù)成熟可靠，目前在國內(nèi)大容量機組上大量采用，采用該技術(shù)方案沒有技術(shù)風險。

根據(jù)本示范工程的煤質(zhì)條件、NOx排放的控制指標和爐膛出口的NOx排放濃度，本示范工程催化劑采用2+1蜂窩式催化劑，每臺機組約820 m3，SCR工藝脫硝效率不低于80%，煙囪出口的NOx排放濃度低于36 mg/Nm3。

2.3 寬負荷脫硝

按照《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原法》HJ562－2010要求，“脫硝系統(tǒng)應(yīng)能在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷和BMCR之間的任何工況之間持續(xù)安全運行，當鍋爐最低穩(wěn)燃負荷工況下煙氣溫度不能達到催化劑最低運行溫度時，應(yīng)從省煤器上游引部分高溫煙氣直接進入反應(yīng)器以提高煙氣溫度”。提高噴氨溫度，主要還是需要提高低負荷工況下省煤器的出口煙氣溫度，目前寬負荷脫硝有以下幾種技術(shù)：

(1)煙氣側(cè)調(diào)溫旁路

(2)省煤器水側(cè)旁路

(3)省煤器分段布置

(4)增設(shè)0號高加提高給水溫度

(5)提高給水溫度+優(yōu)化爐內(nèi)受熱面布置

常規(guī)超超臨界燃煤機組給水溫度為297℃，采用二次再熱技術(shù)后，給水溫度提高至315℃，對比國電泰州電廠一期和國電泰州二期各工況下給水溫度及省煤器出口煙氣溫度見表3。

表3 各負荷條件下泰州一、二期給水溫度及省煤器出口煙氣溫度對比

從表3可以看出，由于給水溫度不同，爐型也不同，采用了不同的受熱面布置，省煤器出口的溫度也不同。

根據(jù)鍋爐廠的匯算結(jié)果，針對泰州二期二次再熱示范項目工程，通過提高給水溫度和受熱面的優(yōu)化布置，在40%THA工況下，完全能夠滿足脫硝裝置的運行。

3 高效脫硫技術(shù)

3.1 單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)

按本工程的煤質(zhì)分析資料，設(shè)計煤種收到基全硫St.ar=0.6%，計算FGD裝置入口的SO2濃度為1275 mg/Nm3。國電泰州一期采用了單塔雙循環(huán)石灰石—石膏濕法脫硫工藝，目前運行狀況良好，考慮到檢修、運行便利，本期工程也采用單塔雙循環(huán)工藝，見圖2。

圖2 單塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)示意圖

單塔雙循環(huán)吸收塔塔內(nèi)有兩級循環(huán)，其中第一級循環(huán)設(shè)置2臺循環(huán)泵，漿池在吸收塔底部；第二級循環(huán)設(shè)置4臺循環(huán)泵，通過塔中間的收集碗，把漿液收集到塔外AFT漿池。煙氣經(jīng)過兩級循環(huán)的洗滌后從塔頂排出，在最高一層噴淋層上方設(shè)置2級屋脊式除霧器。

煙氣從吸收塔下部進入與上側(cè)噴淋的石灰石漿液逆流接觸，其中第一級循環(huán)2層噴淋層、第二級循環(huán)4層噴淋層。經(jīng)過兩級不同pH值的漿液洗滌、氧化吸收，最終凈煙氣從吸收塔頂部排出。

單塔雙循環(huán)工藝通過采用雙循環(huán)技術(shù)，可以實現(xiàn)漿液雙循環(huán)中不同的pH值，同時可以提高吸收塔液氣比、提高氧化空氣供給量和分布效率、增加吸收塔漿液停留時間，從而提高脫硫效率。泰州二期示范工程脫硫塔主要設(shè)計參數(shù)見表3。

泰州二期脫硫效率按不低于98.6%設(shè)計，煙囪出口的SO2排放濃度低于17.9 mg/Nm3。

3.2 SO3的綜合脫除

《火力發(fā)電廠燃燒計算設(shè)計規(guī)定》DL/T－5240中說明，煤在燃燒中約有0.5%～2%的SO2將轉(zhuǎn)化為SO3。當煤的含硫量高時，該轉(zhuǎn)化系數(shù)取高值。本工程煤質(zhì)屬于低硫煤，轉(zhuǎn)化系數(shù)可按1.5%考慮。脫硝裝置運行后，SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率控制在1%以內(nèi)。因此，本工程鍋爐的空預(yù)器出口處SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率為2.5%。

根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)，石灰石—石膏濕法脫硫工藝可去除煙氣中40%的SO3，濕式除塵器可捕集煙氣中70%的SO3，因此本工程煙囪出口的SO3排放指標可不高于10 mg/Nm3。SO3的物料計算見表4(未計靜電除塵器對SO3的脫除)。

表4 SO3的生成和脫除

4 煙氣顆粒物捕捉技術(shù)

4.1 高效的靜電除塵器

按中電聯(lián)《燃煤電廠除塵技術(shù)路線指導意見》，根據(jù)煤灰判斷煤種收塵難易性見表5。

本工程設(shè)計煤煤灰相關(guān)指數(shù)如下：Na2O=0.92%，Sar=0.6%，Al2O3=13.11%，Al2O3+SiO2=43.68%；根據(jù)表5判斷，設(shè)計煤屬于ESP“容易或較容易”收集范圍，這也同神華煤的特性一致。因此本工程采用電除塵器是合適的。

目前國內(nèi)火電廠運行的燃煤機組設(shè)計排煙溫度一般為120℃～130℃，且機組實際運行排煙溫度普遍高于設(shè)計值，遠高于煙氣露點溫度。排煙溫度偏高，造成了鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等結(jié)果。在靜電除塵器入口設(shè)置煙氣余熱利用換熱器，可以降低靜電除塵器的入口煙氣溫度，降低飛灰比電阻，減少煙氣的體積流量。集成煙氣余熱利用系統(tǒng)的靜電除塵技術(shù)是解決此危害的一種有效新方法。

根據(jù)本工程的煤質(zhì)參數(shù)，除塵器按采用低溫靜電除塵技術(shù)(除塵器入口設(shè)置一級煙氣余熱回收裝置，除塵器入口煙氣溫度110℃)，除塵效率按不低于99.93%進行設(shè)計。除塵器的參數(shù)見表6。

表5 根據(jù)煤、飛灰成分評價ESP對國內(nèi)煤種的除塵難易性評價

表6 靜電除塵器主要設(shè)計參數(shù)

4.2 脫硫的綜合除塵

國內(nèi)業(yè)界對于脫硫裝置的除塵效率尚存在爭議。脫硫的除塵效率一般習慣按照40%計算，國內(nèi)也有電廠脫硫?qū)τ诔龎m的貢獻在50%以上。本工程采用高效的單塔雙循環(huán)工藝，設(shè)計時脫硫裝置的除塵效率按40%設(shè)計，同時采用高效的三層屋脊式除霧器，除霧器出口的液滴濃度按20mg/Nm3設(shè)計，煙氣系統(tǒng)的粉塵濃度計算見表7。

表7 煙氣中的粉塵濃度計算

4.3 濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器可以有效脫除小顆粒粉塵，形式可以分為臥式布置的金屬極板濕式靜電除塵器和垂直布置的導電玻璃鋼濕式靜電除塵器。本工程選用了導電玻璃鋼濕式電除塵器，其主要由以下部分組成：上殼體、集塵極室、中下殼體、絕緣子室、陰極系統(tǒng)及內(nèi)部沖洗裝置。導電玻璃鋼陽極板，蜂窩結(jié)構(gòu)，具有收塵面積大，荷電均勻，長壽命等特點。

(1)極板形式采用六面體管式蜂窩方案，陽極管材質(zhì)采用耐酸堿腐蝕性優(yōu)良的碳纖維增強復合塑料材料。

(2)技術(shù)上屬于無水流派。即正常運行時不需要進行連續(xù)的水噴淋以在陽極管上形成均勻的水膜，僅在短期內(nèi)對極管進行噴淋以達到清灰作用。

(3)煙氣流向上多采用至上而下的順流布置或自下而上的錯流布置方案。

本工程除塵工藝路線計算見表7。

5 脫汞技術(shù)研究

選擇性催化還原(SCR)脫硝技術(shù)不但是一種可以有效控制NOx排放的方法，可以將部分的單質(zhì)汞氧化為離子汞。除塵器在脫除顆粒物的同時能脫除吸附在顆粒物上的汞，靜電除塵器和濕法煙氣脫硫裝置可除去煙氣中大部分離子汞。

本依托工程現(xiàn)有煙氣凈化裝置具有一定的脫汞能力，使得凈化后的煙氣汞含量較低。經(jīng)SCR催化氧化后，靜電除塵器和濕法脫硫裝置的脫汞(總汞)效率分別約為25%和50%，整體脫汞效率約為75%。

另外，根據(jù)研究，濕式靜電除塵器也具有一定的脫汞能力。

6 減排效果分析及結(jié)論

6.1 本工程排放結(jié)論

采用二次再熱技術(shù)后，給水溫度提高，同時根據(jù)本依托工程的參數(shù)和煤質(zhì)，通過爐內(nèi)受熱面的優(yōu)化布置，可以實現(xiàn)在40%THA以上工況條件下連續(xù)噴氨運行，即基本實現(xiàn)寬負荷脫硝運行。通過優(yōu)化設(shè)計，鍋爐爐膛出口的NOx排放可以控制在180 mg/Nm3(O2=6%)以內(nèi)；脫硝采用效率不低于80%的SCR法，設(shè)2＋1層催化劑，煙囪出口的NOx排放濃度可以控制在36 mg/Nm3以內(nèi)。

脫硫效率采用單塔雙循環(huán)工藝，設(shè)計效率≥98.6%，設(shè)計煤種條件下，煙囪出口的SO2排放濃度不高于17.9 mg/Nm3；通過協(xié)同作用，煙囪出口的SO3排放濃度低于10 mg/Nm3。

按本依托工程的煤質(zhì)條件，除塵器選用采用高頻電源技術(shù)、高效的三通道六電場靜電除塵器，并在除塵器入口設(shè)置一級煙氣余熱回收裝置，除塵器入口的煙氣設(shè)計溫度為110℃，設(shè)計煤種條件下可以實現(xiàn)不低于99.93%的除塵效率，除塵器出口的粉塵濃度不高于6.67 mg/Nm3；同時通過脫硫塔的綜合除塵，以及在脫硫塔出口設(shè)置效率不低于70%的玻璃鋼形式的濕式靜電除塵器，設(shè)計煤種條件下，煙囪出口的粉塵濃度≤3.3 mg/Nm3。

6.2 減排效果同燃機機組對比

本示范工程煙塵、二氧化硫和氮氧化物的排放指標和環(huán)保部制定的《火電廠大氣污染物排放標準》中燃機排放控制指標(9F級燃機煙氣量為基準)比較見表8。

表8 泰州二期示范工程大氣污染物排放設(shè)計值同燃機排放指標對比

從表8可以看出，由于燃機燃燒為控制燃燒溫度抑制氮氧化物的形成，空氣過量系數(shù)很高，機組干煙氣量較大，因此泰州二期示范工程超低排放燃煤機組煙塵、二氧化硫和氮氧化物折合上網(wǎng)每度電的的排放指標達到且優(yōu)于燃機排放控制指標上限折合的單位供電量的排放值。

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Exhaust Gas Super Low Emission Design of Air Pollutant of Double Reheat Unit in Taizhou Power Plant

FENG Yan-lei, YAO Xiang-yu, ZHU Jia-qi, LI Lin, CHEN Ren-jie
(East China Electric Power Design Institute Co., Ltd., Shanghai 200063, China)

This paper introduces the design parameters of the double reheat unit of the Taizhou PHASE II power plant. According to the characteristics, we designed the high efficiency, economical air pollution protection facilities, Such as high efficiency ESP and WESP technology, SCR –De NOxtechnology and Lime-stone desulphurization technology, the dust, SO2and NOxemissions at the outlet of chimney will be lower than 3.3 mg/Nm3, 17.9 mg/Nm3and 36 mg/ Nm3, respectively. In this paper, the emission parameters of double reheat unit of the Taizhou PHASE II power plant are compared with the gas turbine generator unit. High efficiency and low emission of the double reheat unit will have good demonstration effect.

double reheat unit; ultra low emission technology; demonstration project.

TM621

A

1671-9913(2016)06-0009-06

2016-02-17

馮琰磊(1979- )，男，河南鞏義人，碩士，高級工程師，主要從事火力發(fā)電廠鍋爐設(shè)計。