660MW燃煤机组超低排放运行优化调整

660MW燃煤机组超低排放运行优化调整

李前龙

河南省许昌市禹州市 许昌龙岗发电有限责任公司 邮编：461000

摘要:随着国家对节能减排工作越发重视，降低火电厂排放也成为了重点。并且随着科学技术的进步和能源工业的飞速发展,特别是“十一五”以来,中国在“节能减排”上做了巨大的努力。对火力发电行业的“上大压下”政策,关停了很多高煤耗、高排放和低效率的亚临界机组,大力提倡大容量、高参数、低煤耗和低排放的超临界机组。本文介绍了2台660MW机组超低排放改造情况,以及改造后的逻辑优化和调整方案具体实施方法,通过逻辑优化和调整方案,取得了较大的经济效益,实现了超低排放机组长期安全､经济运行｡

关键词:超低排放;改造;优化;调整;经济

国家发改委､环保部､国家能源局陆续发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》文件,要求东部地区现役300MW及以上公用燃煤发电机组､100MW及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组大气污染物排放浓度要基本达到燃气轮机组排放限值｡严格的污染物控制指标和大规模的超低排放改造,迫切要求我们对改造后如何控制机组安全､经济运行进行深入研究｡

1项目概况

本厂2台660MW机组分别于2014年6月和2015年8月投产,机组投产时,设计污染物排放指标SO2≤200mg/m3,NOx浓度≤100mg/m3,烟尘≤50mg/m3｡由于2台660MW机组未达到燃气轮机组排放标准要求,根据相关政策要求,本厂对2台机组开展超低排放改造｡

2超低排放改造

2.1脱硫系统改造

(1)取消增压风机｡原增压风机取消,将2台吸风机增容并使用汽轮机驱动｡(2)加高吸收塔｡原吸收塔液位高度9.5m,吸收塔浆池容积为1800m3｡改造后浆池容积增大到2452m3,浆池加高4m,改造后吸收塔液面高度为13m｡吸收区新增一层喷淋层,加高2m,略微加大喷淋层与除雾器之间的距离(增加0.5m)｡(3)浆液喷淋系统增加一层｡吸收塔新增浆液循环泵1台(循环泵E)､加装一层托盘｡吸收塔入口顶部到最底层喷淋层中安装合金托盘｡(4)事故喷淋系统｡为保证脱硫系统安全运行,在吸收塔入口烟道设置事故喷淋装置,当烟气温度超过吸收塔内设备可以承受的温度(温度>180℃)时,事故喷淋装置启动,降温水通过管道､喷嘴向烟道内喷入大量的雾化水,通过雾化增湿降温,降低烟气温度,以避免高温烟气对吸收塔内件造成损坏｡

2.2除尘系统改造

(1)除尘器｡新增一个五电场,并将原有一､二电场改为高频供电｡(2)LGGH系统｡新增一套LGGH系统,降低进入除尘器前的烟气温度,提高飞灰比电阻;升高净烟气温度,防止低温腐蚀,避免白烟｡(3)加装湿式除尘器系统｡新增一套湿式除尘器是系统,以保证当电除尘器改造后的出口烟尘排放浓度≤20mg/m3时,烟囱入口(湿式除尘器出口)烟尘排放浓度≤5mg/m3｡

2.3脱硝系统改造

更换原有2层催化剂,并对第一层催化剂在原有基础上增加85m3,总脱硝效率≥83.3%｡

2.4超低排放后保护逻辑优化

为确保新设备能安全可靠运行,同时减少事故情况下对环保设备造成损害,增设了循环泵E保护逻辑､事故喷淋保护逻辑和FGD跳闸保护,并对影响到机组安全运行(如MFT)的保护逻辑进行优化｡

3超低排放改造后优化调整方案

3.1循环泵运行及优化

(1)进行调停和启动循环泵的操作前,应联系相应机组单元长,并得到当值值长同意｡值长､班长应根据设备状况､出力曲线､系统方式等,合理调度循环泵的运行方式｡(2)在保证脱硫排放达到环保要求,烟囱入口SO2浓度小于35mg/m3｡(3)当发现烟囱入口SO2浓度大于32mg/m3,可恢复备用循环泵运行｡(4)脱硫系统运行时,循环泵运行台数≥2台｡(5)循环泵停用期间:当1台运行循环泵故障跳闸时,应立即投运备用循环泵,维持脱硫设备以及机组的正常运行｡(6)循环泵A､循环泵C在同一母线6kV脱硫电汇A上,循环泵B､循环泵D在同一母线6kV脱硫电汇B上,为避免因6kV脱硫电汇母线A或B故障造成脱硫系统跳闸,因此两台循环泵运行时,应尽量避免循环泵A与循环泵C同时运行或循环泵B与循环泵D同时运行｡(7)循环泵的启动应符合电气的有关规定,同一母线段的设备不能同时启动;冷状态下允许启动二次,但每次间隔时间≮5min;热态时允许只启动一次,事故处理时可允许多启动一次｡(8)5台循环泵运行､机组负荷在600MW及以下且原烟气SO2浓度在1800mg/m3以下､pH值在5.6~5.8范围内时,根据循环泵调停原则试停1台循环泵,若能保证烟囱入口SO2浓度小于35mg/m3的情况下,采用四台循环泵运行｡(9)4台循环泵运行､机组负荷在500MW及以下且原烟气SO2浓度在1300mg/m3以下､pH值在5.6~5.8范围内时,根据循环泵调停原则试停1台循环泵,若能保证烟囱入口SO2浓度小于35mg/m3的情况下,采用三台循环泵运行｡

3.2除尘系统调整方案

(1)负荷450MW以下时,采用1台热媒水泵运行;负荷450MW以上采用2台热媒水泵运行｡(2)加强检查除尘器运行状况,如是电除尘器运行异常应及时联系检修处理｡若发生直接导致排放超限的缺陷,立即汇报值长并采取紧急处理措施｡

3.3脱硝系统调整方案

(1)合理控制喷氨流量,保证烟囱入口氮氧化物浓度小时均值在50mg/m3以内(考虑数据波动,以控制在40mg/m3左右为最佳)｡(2)由于氮氧化物需根据烟气含氧量等进行修正,为保证排放达标,应严格控制机组氧量,保证烟囱入口烟气氧含量≯6.5%｡(3)烟气脱硝装置投运时,保证每侧喷氨量≮5.0kg/h,保证运行稀释风机电流≮5A｡(4)减少氨逃逸率,运行中应注意氨逃逸率变化(控制氨逃逸率≤2μL/L),监视预热器进出口烟气压差变化趋势,严格按要求执行预热器吹灰｡(5)对二次风门及SOFA风门进行调节,在保证机组安全运行前提下,平衡锅炉运行经济性,努力降低脱硝装置A/B进口氮氧化物浓度｡(6)降低脱硝装置进口NOx浓度的控制策略:降低燃烧火焰中心､减少炉膛火焰中心过剩空气系数｡具体调节手段:制粉系统换成下层运行､煤量向下层制粉系统倾斜､开大SOFA风门､关小二次风门､将燃烧器/SOFA风摆角向下､减少一/二次风量(降低过剩空气量)等｡

4排放指标情况及经济效益分析

4.1排放指标情况

本厂对2台机组在进行优化调整､经济运行的过程中,仍确保各污染物排放指标达到较优水平｡

4.2脱硫厂用电分析

通过运行人员及时调整循环泵,日常运行中能调停1~2台循环泵,2016年上半年脱硫厂用电率为0.7348%,较2015年下半年下降0.1154%,每年可节约厂用电费用160万元｡

4.3脱硝效益分析

对比2015年下半年和2016年上半年脱硝系统改造后NOx浓度､NH3逃逸率和喷氨量,结果见表1｡优化调整后,脱硝系统入口NOx浓度月均值下降70~90mg/m3､喷氨流量减少约20kg/h｡

表1 660 MW 燃煤机组超低排放改造前后 NOx浓度对比

4.4石灰石耗量分析

通过浆液循环的优化调整,降低了Ca/S,使得石灰石反应效率大大提高,减少了石灰石耗量,节约制浆电耗｡

5结语

燃煤机组超低排放改造后环保指标控制研究与优化取得了较大成果:通过及时调整循环泵启停,可节约厂用电费用;通过对锅炉燃烧优化调整,大大减少了液氨使用量,同时减轻了预热器堵塞;通过对脱硫系统工况优化,使得石灰石利用率大大提高,减少了石灰石耗量,节约了制浆电耗;通过合理调整,使石膏中Ca/S小于1.03,石膏品质大大提高,便于石膏销售提高经济效益｡本项目的实施,为超低排放改造机组在运行过程中如何降本增效和精益管理探索出新的思路,可在其他类似机组上推广应用｡

参考文献:

[1]胡隆.火力发电机组运行人员现场规范操作指导书锅炉分册[M].北京:中国电力出版社,2015.

[2]金志伟.火力发电机组运行人员现场规范操作指导书脱硫除灰分册[M].北京:中国电力出版社,2015.

[3]薛建明,柏源,管一明,等.燃煤电厂超低排放综合技术路线[J].电力科技与环保,2016,32(3):12-15.

[4]杨微,陈招妹,赵金达,等.WESP超超临界百万机组超低排放工程中的应用[J].电力科技与环保,2017,33(1):34-36.