阳城电厂机组脱硫除尘超低排放升级改造

刘学仁

【摘 要】通过对厂阳城电厂一期#1～#6机组的现状及脱硫除尘系统调试分析，对脱硫工艺时脱硫除尘系统进行了相关的研究，并且针对性的探讨了袋式除尘器的在线检查过程中出现的问题，并正对于实际出现的问题给出了相关建议。

【关键词】电厂；脱硫除尘系统；调试分析

1 项目背景

在2014年8月8号，山西政府频布了《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》（晋政办发〔2014〕62号）。（下文简称意见）文件要求，山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组应于2020年以前实现烟气超低排放。

排放标准：排放过程中，30万千瓦的燃煤发电机组分别按照Ⅰ、Ⅱ标准执行。

超低排放标准Ⅰ：常规燃煤发电机组达到天然气燃气轮机排放标准，氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3以下。超低排放标准Ⅱ：低热值煤发电机组基本达到天然气燃气轮机排放标准，氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘10mg/Nm3以下。

2015年03月01日山西省人民办公厅发布《关于进一步加快推进全省燃煤发电机组超低排放改造工作的通知》（晋政办发【2015】15号）。文件要求我省现役单台机组30万千瓦及以上燃煤发电机组于2017年底全部完成超低排放改造。对于现役机组一次性改造投资给予10%～30%的资金支持。

跟进《意见》的要求，计划在2017年年底之前，需要实现全省的排放标准，并且需要对超标的发电机组进行整改。在工作实践过程中，按照《意见》精神，我省的单台发电机组全部计划在2017年年底改造完成，并且按照《意见》要求，每次改造资金扶持在10%～30%的资金支持。同时，在实践过程中政府为了能够促进改造进度，对于在2015年完成改造的补助30%；2016年完成改造的补助20%；2017年完成改造的补助10%。对于2017年底未完成改造、达不到超低排放标准的30万千瓦及以上燃煤发电机一律予以关停。

目前，阳城国际发电有限责任公司（一期6×350MW）、大唐阳城发电有限责任公司（二期2×600MW）（以下简称阳城电厂）执行的排放标准为：烟囱出口氮氧化物不大于200mg/Nm3、二氧化硫不大于200mg/Nm3、烟尘不大于30mg/Nm3。按照山西省政府超低排放要求阳城电厂八台机组应执行超低排放标准Ⅰ。

2 机组现状

2.1 除尘器现状

阳城电厂一期#1～#6机组除尘方式采用双台双室五电场（高频电源供电）电除尘器。2014年完成提效改造，改造后设计除尘效率不小于99.9%，设计煤种除尘器入口含尘浓度35g/Nm3以下，BMCR工况下，除尘器出口烟尘排放浓度小于40mg/Nm3。

现电除尘器运行正常，二次电压和二次电流运行达到设计要求，出口烟尘排放浓度20mg/Nm3左右。

阳城电厂二期#7、#8机组除尘方式采用双台双室四电场（三相电源供电及一电场不均匀对称布置）电除尘器。2015年完成提效改造，改造后设计除尘效率不小于99.85%，设计煤种除尘器入口含尘浓度21.1g/Nm3 以下，BMCR工况下，除尘器出口烟尘排放浓度小于40mg/Nm3。

现电除尘器运行正常，二次电压和二次电流运行达到设计要求，出口烟尘排放浓度20mg/Nm3左右。

2.2 脱硫系统现状

阳城电厂八台机组（6×350MW+2×600MW）均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，2008年06月投入运行。机组投运以来，由于实际燃煤含硫量波动，大大超过设计值，导致脱硫系统运行不稳定，2011年完成#5～#8机组脱硫增容改造，2014年完成#1～#4机组脱硫增容改造及、#1～#8机组脱硫旁路封堵及#1～#6机组GGH取消改造工作。#1～#4机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于97.5%，设计煤种含硫量为2.5%，BMCR工况下，入口二氧化硫（6%O2，标态，干态）浓度为7200 mg/Nm3时，脱硫出口SO2排放浓度不大于180mg/Nm3；#5、#6机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于96.1%，设计煤种含硫量为2.0%，BMCR工况下，入口二氧化硫（6%O2，标态，干态）浓度为5100 mg/Nm3时，脱硫出口SO2排放浓度不大于200mg/Nm3；#7、#8机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于95.4%，设计煤种含硫量为2.0%，BMCR工况下，入口二氧化硫（6%O2，标态，干态）浓度为4400mg/Nm3时，脱硫出口SO2排放浓度不大于200mg/Nm3；

综合以上叙述，各种排放标准不能符合实际标准，因此需要对除尘、脱硫进行改造，才能满足实际排放要求。

对我厂超低排放改造工作建议如下：

1）建议我厂#1-#4机组脱硫装置，不进行增容改造。（按照超低排放试验数据，即四台浆液循环泵运行，一台备用方式，在入口SO2浓度在4600mg/Nm3，出口SO2浓度控制在25mg/Nm3，脱硫效率为99.5%）；

2）建议#5-#8脱硫吸收塔体进行升级改造，原则上原塔体不进行大的改造，可以考虑SPD3一体化技术，增设托盘（单塔双循环等技术）或双塔双循环等增容技术；

3）建议增设湿式电除尘，考虑国家将来对SO3、气溶胶、汞的脱除要求。湿式电除尘采用管式，管式的优点比板式的多，特别是用水少。

3 改造方案

建议公司参考已过验收的山西省超低排放试点格蒙瑞光热电厂的改造方案。

格蒙国际瑞光电厂改造前设备基本情况

格蒙瑞光电厂总装机容量（2X300MW）600MW，原脱硫除尘采用“湿式石灰石-石膏工艺”及双室二电场+二级布袋的电袋除尘器。脱硫出口SO2浓度为160mg/Nm3；烟尘浓度为50mg/Nm3；为达到2014年08月08山西省人民政府办公厅发布了《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》（晋政办发〔2014〕62号）。文件要求，山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组应于2020年以前实现烟气超低排放。委托山东三融环保工程有限公司，制定烟气超低排放方案。

1）脱硫系统按入口SO2≤ 5000mg/Nm3（标态、干基、6%O2），增设二级吸收塔，满足FGD出口SO2≤35mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；脱硫废水处理系统——将现有脱硫废水处理系统处理后的废水输送至电袋除尘器入口前烟道，经喷嘴雾化后喷入烟道处理。脱硫石膏脱水系统——将现有的石膏真空皮带脱水机其中1台更换为圆盘式脱水机；

2）除尘器系统以电袋除尘器按入口粉尘≤46.2g/Nm3（标态、干基、6%O2），出口粉尘浓度≤30mg/Nm3（标态、干基、6%O2），不做改造；

3）低低温烟气换热系统（MGGH）——烟气系统加装低低温烟气换热系统，烟气降温段换热器安装在现有电袋除尘器出口，烟气升温段换热器安装在湿式静电除尘器出口；

4）安装湿式静电除尘器，满足出口粉尘≤5mg/Nm3的要求；

5）根据系统改造后的阻力变化，引风机按照系统要求进行必要的改造，取消增压风机，引增合一；

6）脱硝入口NOx≤650mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；现有出口NOx浓度≤100mg/Nm3（标态、干基、6%O2）条件下，加装一层催化剂，满足SCR出口NOx浓度≤50mg/Nm3（标态、干基、6%O2）。

#1机组已于2014年11月05日通过环保超低排放验收，#2机组计划在供热期结束后，进行改造。

1）除尘改造方案

本次除尘改造的方案选择，来自于珠海克林环保公司生产的双室一电场湿式静电除尘器进行改造，该设备除尘效率显著，与普通的相比大于普通的75%，并排烟浓度≤5mg/Nm3。

2）脱硫改造方案

在原湿式石灰石-石膏脱硫工艺，增加二吸收塔直径12.5×34.5m，一、二吸收塔各设置三层喷淋，入口SO2浓度5688mg/Nm3，出口SO2浓度小35 mg/Nm3脱硫效率为99.38%，除雾器设置一级管式+二级屋脊式（塔内）高效除雾器及湿式除尘器，保证出口烟尘浓度小于5mg/Nm3，烟气含湿率小于75mg/Nm3。

3）改造效果及评价

目前，#1机组改造工作已完成，污染物排放浓度能够满足超低排放要求；#2机组计划供热期接收后进行改造。由于已经完成性能验收监测、环保监测及验收工作，且作为山西省试点工程，已享受1.5分/kWh超低排放电价。粉尘仪采用DURAG设备，SO2、NOx、烟尘已经按照要求设定为适当的量程（SO2 0～150mg/Nm3、NO×0～150mg/Nm3、烟尘0～15mg/Nm3）。由于湿式电除尘器可以按照要求进行工况调整，能够保证将来机组工况变化的要求。但是，由于吸收塔采用串联方式，系统阻力大，低硫份时，必须保证三台浆液循环泵运行，不利用于系统节能需要。MGGH系统阻力在200～500Pa左右，主要是提高烟气温度，消除视觉污染，不利用于系统节能需要。

4 结语

通过对厂阳城电厂一期#1～#6机组当前情况具体分析，针对于不同机组的改造情况给出了相关建议，达到了设计要求的脱硫效率和除尘排放要求，结果达到安全、经济运行。

[责任编辑：田吉捷]