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作者 |王文雙
大唐東北電力試驗研究院有限公司環保所
新的環保政策要求燃煤電廠煙塵排放濃度低於5mg/Nm3以達到超低排放標準,為達到標準要求,黑龍江某燃煤電廠對其2、3號機組採用不同路線進行超低排放改造,對不同改造路線進行系統研究,分析各改造路線技術原理及特點,並對改造後設備進行性能試驗,試驗結果表明,2號機組改造煙塵排放濃度為3.46mg/Nm3,3號機組改造後煙塵排放濃度為3.85mg/Nm3,兩種改造路線均可達到5mg/Nm3的排放限值要求,且設備運行可靠穩定。
關鍵詞:煙塵;超低排放;性能試驗;評價
(略)要使燃煤機組達到5mg/m3或10mg/Nm3的超淨排放需求,目前改造方法主要為現有除塵器提效改造與脫硫除塵一體化技術改造或增加溼式電除塵裝置改造組合方案。
黑龍江某燃煤電廠對其2號(1×350MW)、3號(1×600MW)機組進行超低排放改造。2號機組鍋爐為HG-1170/17.4-YM1型號亞臨界、一次中間再熱、自然循環燃煤鍋爐,原除塵器為雙室四電場靜電除塵器,每臺爐配兩臺除塵器,電源為三相工頻電源,脫硫工藝採用石灰石—石膏法脫硫工藝,一爐一塔設置。3號機組鍋爐為HG-2030/17.5-YM9型號亞臨界、一次再熱全懸吊結構Π型汽包鍋爐。原除塵裝置為靜電除塵器,雙室四電場結構,除塵器電源為三相工頻電源,原脫硫系統採用石灰石—石膏溼法脫硫技術,一爐一塔設置。
2號機組煙塵超低排放改造路線採用電除塵器二、三、四電場脈衝電源改造、脫硫塔後增加溼式電除塵器組合路線,3號機組超低排放改造路線採用電除塵器一、二電場高頻電源改造、三四電場脈衝電源改造、脫硫除塵一體化改造的組合路線。
現有超低排放對改造路線評價大多從可行性、經濟效益和環境效益方面論述,關於超低排放改造環保設備試驗驗證較少,且多為單一路線或單一機組,通過對300MW和600MW機組不同改造技術路線進行系統介紹,對改造後環保設備進行性能試驗,並對試驗數據進行分析,充分驗證了該改造路線的可行性。
現役除塵器中電除塵器機組容量佔已投產燃煤電廠比例約為79.9%左右,除塵器原設計出口煙塵濃度一般為50~100mg/Nm3左右,電除塵器改造方式有高頻電源改造、脈衝電源改造、移動電極改造、電袋改造、低低溫改造、煙氣調質改造等,對除塵器進行改造後通常除塵器出口煙塵排放濃度可以控制在20~30mg/Nm3,因此僅對電除塵器進行改造已無法滿足5mg/Nm3或10mg/Nm3的超淨排放要求,需在原有除塵器提效改造的基礎上對後續環保設施進行改造。改造方式通常為脫硫塔脫硫除塵一體化技術改造,或在脫硫系統後增加溼式電除塵裝置。
目前應用最多的電除塵器提效改造技術為電源改造技術。通常採用高頻電源加脈衝電源組合的改造技術。高頻電源採用「工頻交流」—「直流」—「逆變交流」—「升壓整流」—「高頻直流」的能量轉變形式,最終可獲得4~40kHz的脈動直流波形。高頻電源工作頻率高、輸出紋波小、平均電壓電流高、轉換效率與功率因數高,高頻電源能夠在保證荷電強度的同時具有節能效果,適用於處理高濃度煙塵,高頻電源難以去除比電阻較大的超細煙塵顆粒,因此高頻電源,多適用於一、二電場的改造,3號機組一、二電場電源採用這種方式改造。靜電除塵器脈衝電源改造多為直流疊加脈衝形式,在直流電源提供直流高壓的基礎上,疊加高壓脈衝。直流疊加脈衝電源具有很大的電壓上升率(μs級),脈衝電壓持續時間短,不易觸發閃絡,峰值電場強度高,除塵效率高,能較好地抑制反電暈現象,脈衝電源的價格較為昂貴,更適用於末級電場的改造工作,2號機組二、三、四電場和3號機組三、四電場採用這種方式改造。
燃煤電廠的脫硫塔大多採用逆向噴淋塔形式,煙氣中微細粉塵可以通過吸收區被液滴捕獲去除或通過除霧器去除。在吸收區煙氣中粉塵與液滴接觸,主要通過慣性碰撞,截留、布朗擴散3種作用被捕獲。影響吸收區除塵效率的因素主要包括塔內流場、噴淋密度與液氣比、液滴霧化性等。目前吸收區提效改造方法主要有增加噴淋層、改造原有噴淋層、增加合金託盤、增設或優化導流板、更換噴嘴或增加噴嘴數量。安裝合金託盤或在脫硫入口設置導流板可以優化塔內流場,主要通過對原有噴淋層進行改造或新增噴淋層可以提高噴淋密度與液氣比。更換噴嘴或增加噴嘴數量可以提高霧化效果。除霧區主要是依靠重力和慣性撞擊作用將液滴從煙氣中分離出來。除霧器可分為平板式、屋脊式和管束式3種。除霧器使用級數大多為1~4級,一般而言,級數越大,除霧效率越高,但提高幅度卻越來越低,而且壓損和成本相應增加。管束式除霧器主要由管束筒體、增速器、分離器、匯流環、導流環等結構組成。細小液滴與顆粒在高速運動條件下凝聚、聚集,從而實現從氣相中分離,管束式除霧器通常作為第一級除霧器使用。
目前超低排放改造技術多為拆除原有除霧器,新增3~4級除霧器,第一級除霧器採用管式除霧器,第二級到第四級除霧器採用屋脊式除霧器,57可以保證出口霧滴濃度在30mg/Nm3以下。脫硫除塵一體化改造技術系統簡單,日常運行維護方便,改造工期短,運行費用與投資費用與溼式電除塵器比均較低。3號機組脫硫塔改造採用脫硫除塵一體化技術,改造增設一層噴淋層,增加裝氣流均布裝置,更換噴淋層所有噴嘴,設置一層管式除霧器和三級屋脊式高效除霧器。
溼式電除塵器設置於脫硫設施與煙囪之間,用於去除脫硫後飽和溼煙氣中的煙塵、石灰石、石膏膠等細微顆粒。粉塵荷電原理與乾式電除塵技術相同,溼式電除塵器是在集塵極上形成連續的水膜,流動水將捕獲的粉塵衝刷到灰鬥中隨水排出。運行阻力小,對微細顆粒物及重金屬顆粒脫除效果好,受煤種變化影響較小。溼式電除塵器可同時脫除粉塵和霧滴,且由於沒有振打裝置,不會產生二次揚塵。按照煙氣流動方式可將溼式電除塵器分為貫流式與徑流式,貫流式溼式電除塵器陽極板平行於氣流方向布置,徑流式溼式電除塵器陽極板垂直於氣流方向布置。溼式電除塵器運行可靠、穩定,可以保證煙塵排放濃度在5mg/Nm3以下,但在原有環保設施的基礎上需要額外増加一套裝置,系統較為複雜,維護工作量較大,改造工期較長,佔地較大,投資費用與運行費用較高。2號機組改造增加一臺溼式電除塵器。
對2、3號機組進行超低排放改造環保設施進行性能試驗。2號機組對電除塵器和溼式電除塵器進行性能試驗,3號機組對電除塵器和脫硫塔進行性能試驗,試驗工況選取機組負荷≥90%負荷時的工況,試驗標準依據DL/T414-2012《火電廠環境監測技術規範》、GB/T16157-1996《固定汙染源排氣中顆粒物測定與氣態汙染物採樣方法》、GB/T13931-2002《電除塵器性能測試方法》、GB/T21508-2008《燃煤煙氣脫硫設備性能測試方法》與GB/T15187-2017《溼式電除塵器性能測定方法》。測試位置選取在除塵器出入口,脫硫塔出入口,溼式電除塵器出入口煙道斷面。除塵器出入口各4個煙道,脫硫塔出、入口各1個煙道,溼式電除塵器出入口各1個煙道。測試位置圖見圖1、圖2。
圖1 2號機組試驗位置
圖2 3號機組試驗位置
在鍋爐負荷、除塵器及脫硫塔運行穩定時,在各個斷面採用網格布點法,同時測量煙氣量、溫度、氧量、溼度,將實測煙氣量折算成標準狀態、幹基、6%O2時的煙氣量。使用等速採樣法採集煙塵樣品,除塵器入口使用濾筒採樣,除塵器出口、脫硫塔出、入口及溼式電除塵器出、入口使用濾膜採樣,採樣前後分別對濾筒、濾膜進行烘乾稱重,根據取樣前後濾筒增重及標況採樣體積計算出煙塵濃度。計算本體阻力及除塵效率。詳細測試項目、儀器、方法見表1。計算公式見式(1)~(4)。
表1檢測項目、儀器及方法
煙塵濃度計算公式:
式中:C為折算煙塵濃度,mg/Nm3;g2為濾筒、濾膜終重,g;g1為濾筒、濾膜初重,g;Vnd為標況採樣體積,L;α為實測空氣過剩係數;1.4為6%O2的空氣過剩係數。
除塵效率計算公式:
2號機組電除塵器阻力滿足性能保證值,除塵效率滿足性能保證值,但出口煙塵濃度未滿足設備性能保證值,主要原因是電除塵入口煙塵濃度大於設計入口煙塵濃度。2號機組溼式電除塵器的本體阻力、除塵效率、出口煙塵濃度均滿足設備性能保證值。溼式電除塵入口煙塵濃度比電除塵器出口煙塵濃度低17.85mg/Nm3,這部分粉塵的去除主要是由脫硫塔去除。具體試驗結果如表2、表3。試驗表明2號機組經過超低排放改造後可以達到煙塵排放濃度≤5mg/Nm3的超低排放要求,改造路線可行,效果良好。
3號機組電除塵器本體阻力、除塵效率、出口煙塵濃度均能滿足設備性能保證值要求,3號機組吸收塔阻力、出口煙塵濃度均能滿足性能保證值。具體試驗結果見表4、表5。試驗表明3號機組經過超低排放改造後可以達到煙塵排放濃度≤5mg/Nm3的超低排放要求,改造路線可行,效果良好。
表2 2號機組電除塵器性能試驗結果
表3 2號機組溼式電除塵器性能試驗結果
表4 3號機組電除塵器性能試驗結果
表5 3號機組脫硫系統性能試驗結果
要達到煙塵的排放小於10mg/Nm3或5mg/Nm3或更低的排放要求,必須對現役機組除塵設備進行全面升級改造,同時對脫硫塔進行脫硫除塵一體化改造或者增加溼式電除塵器裝置,通過對黑龍江某燃煤電廠2、3號機組超低排放改造性能試驗研究表明,電除塵器脈衝電源增加溼式電除塵器改造的組合方式和電除塵器高頻電源、脈衝電源改造,脫硫塔脫硫除塵一體化改造的組合方式均可達到煙塵濃度不大於5mg/Nm3的排放要求。對於改造工期短,改造佔地空間小的機組,可以選用除塵器改造加脫硫除塵一體化改造技術路線,對於系統穩定性要求高,改造佔地及工期條件滿要求的機組,採用除塵器改造和增加溼式電除塵器技術路線。
本文發表於《電力科學與工程》2019年
作者簡介:王文雙,碩士研究生,工程師,研究方向為燃煤電廠煙氣脫硫技術、脫硝技術、除塵技術。
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