浙江嘉华电厂百万机组超低排放改造收资报告

浙江嘉华电厂百万机组超低排放改造收资报告一、 项目概况嘉华电厂位于浙江省平湖市乍浦镇，紧靠杭州湾，东距上海90公里，西离杭州122公里。一期工程为浙江省和中央共建项目，于1992年开工，安装两台30万千瓦国产燃煤发电机组，均在1995年投产（一期为嘉兴电厂）。二期工程位于一期的西侧，由浙江省政府和神华集团合作共建，共四台60万千瓦国产亚临界燃煤发电机组，工程于2002年正式开工，已在2004年至2005年相继投产。三期工程为两台100万千瓦超超临界燃煤机组，现已经全部投产（二期、三期为嘉华电厂）。嘉华电厂6台机组由嘉兴电厂人员负责托管。嘉华电厂2013年1月开始做大气污染物超低排放（粉尘5mg/m3，SO235mg/m3，氮氧化物50mg/m3）可行性研究，2014年5月底，三期100万千瓦级#8机组大气污染物超低排放设备已正式改造完毕并进入调试阶段。二、 设计参数按浙江省超低排放标准设计，达到燃机排放标准，即烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物85。嘉华电厂三期#7、#8机组大气污染物超低排放改造项目包括增加一层脱硝催化剂（同时再生一层）、MGGH改造、脱硫改造、湿式电除尘改造等。#8机组机组改造为脱硝、MGGH、脱硫改造、湿式电除尘四个项目同期实施，脱硫改造设计煤种硫份取0.8%，吸收塔出口SO2排放浓度小于35 mg/ Nm3，脱硫效率约98.2%，吸收塔出口雾滴含量40mg/m3。MGGH分为两部分布置：一是在电除尘器前，将烟气温度由130降低至90，二是在湿式电除尘器后，将烟气温度由55提升至85以上，粉尘浓度电除尘出口15mg/m3。湿式电除尘进口粉尘浓度按15mg/m3、湿式电除尘效率按70%设计。脱硝氮氧化物浓度出口浓度50mg/m3。三、 改造情况嘉华电厂三期#7、#8机组大气污染物超低排放改造由浙江天地环保工程有限公司负责编制可研报告。工程招标方式采用邀请招标，由天地环保总承包，负责设计、供货、安装、调试等。总停炉改造工期70天。总计投资4亿元人民币。施工管理由嘉兴电厂设备部副主任1人总负责，设备部安全专职1人协助，设备部相关专业专工兼顾配合，现场邀请了浙江电力监理公司负责监理，总承包方天地环保公司项目部负责施工管理，浙江电建负责工程施工。（1） 低低温电除尘器及MGGH改造在电除尘前加低低温省煤器，将烟气温度由130降低至90，烟气侧设计阻力420Pa；湿电后加装管式GGH换热器，将烟气温度由55提升至85以上，消除烟囱白色烟羽，烟气侧设计阻力845Pa。MGGH由上海电气集团供货，2台机组设备价约9千万元人民币；低低温省煤器大部分管材选用ND钢，最低温段局部选用316L不锈钢。MGGH低温段材料选用2205，中温段选用316L，高温段选用ND钢。为配合低低温省煤器改造，对原电除尘器进行了校核改造，灰斗内衬加装了不锈钢板，灰斗加热改为蒸汽加热，人孔门进行了密封改造，绝缘子加热进行改造。电除尘校核工作由上海电气邀请浙江菲达环保协助完成。（2） 脱硝脱硝系统分别增加和再生一层催化剂，增加一层催化剂2台机组约2千4百万元人民币，再生一层2台机组约1千2百万元人民币（按一台炉一层催化剂400立方、新催化剂3万元/立方、旧催化剂再生1.5万元/立方）。烟气侧阻力增加约300Pa。同时将催化剂成分进行优化，增加氧化剂份额，达到将部分Hg0氧化成离子汞，达到提高脱硫系统及湿式电除尘器脱汞的效果。（3） 脱硫脱硫系统原设计单位就是天地环保，为托盘喷淋塔，三层喷淋。改造后吸收塔采用巴威双托盘技术，塔内布置四层喷淋层，配有两层屋脊式除雾器及一层管式除雾器。设计燃煤硫份0.8%，吸收塔出口SO2排放浓度小于35 mg/ Nm3，雾滴浓度小于40 mg/ Nm3。烟气侧阻力增加约700Pa。（4） 湿式电除尘湿式电除尘由浙江南源环保公司设计、供货，2台机组设备价约6千万元人民币。湿式电除尘采用高位卧式布置，双室一电场，设计烟气量 Nm3/h，设计入口粉尘浓度20 mg/ Nm3时出口小于6 mg/ Nm3，设计入口粉尘浓度30 mg/ Nm3时出口小于9 mg/ Nm3，设计效率不小于70%。烟气侧设计阻力200Pa。四、 运行情况据介绍，嘉华电厂日常使用煤种以神华煤为主，入炉煤灰份Asr一般小于10%，入炉煤硫份Star一般小于0.6%，6月6日收资时嘉兴电厂入炉煤煤质分析情况如下：项目全水分挥发分灰分全硫全氮低位热值灰熔点单位%MJ/kg数值15.727.599.130.330.8123.081260收资时嘉华电厂#8机组负荷1001MW，锅炉省煤器出口氮氧化物浓度257 mg/ Nm3，电除尘出口粉尘浓度14.52 mg/ Nm3、SO2浓度822.48mg/ Nm3；烟气通过超低排放设备后，烟囱排放参数为：氮氧化物浓度29.51mg/ Nm3，粉尘浓度2mg/ Nm3（显示值），SO2浓度17.39mg/ Nm3（吸收塔浆液循环泵运行2层），烟囱排放温度92.7，污染物排放指标优良，烟囱未见白烟。从烟气系统运行画面参数来看，在1000MW负荷时，系统的阻力分别为：设备进口压力出口压力平均阻力设计阻力备注炉膛-171PaSCR-1260Pa-1100Pa-2090Pa-2070Pa900Pa1000Pa(估)低低温+电除尘-4160Pa-4100Pa-5540Pa-5620Pa1450Pa低低温420Pa电除尘200Pa(估)低低温6个通道显示压差最低72Pa最高2204Pa，显示偏差较大脱硫+湿电3800Pa1120Pa2680Pa脱硫2700Pa(估)湿电200Pa增压风机出口为3800Pa，脱硫投2层喷淋MGGH1120Pa471Pa845Pa阻力为显示值烟囱-373Pa合计5501Pa脱硝增加一层催化剂增加阻力约300Pa，低低温省煤器增加阻力约1300 Pa，脱硫改造增加阻力约700 Pa，湿式电除尘增加阻力约200 Pa，MGGH增加阻力约500 Pa，总计超低排放改造后增加系统阻力3000 Pa。五、 存在问题（1）在脱硫吸收塔改造施工后期，因割除塔内临时吊耳，火花引燃内衬材料，烧毁吸收塔内衬。（2）目前低低温省煤器运行阻力较大，运行画面显示最大1000Pa，远超过设计值425Pa。但嘉兴电厂设备部相关人员表示运行中打开设备人孔门进行检查，换热器表面清洁，无明显积灰现象。（3）在低负荷时，由于系统阻力增加较多，当机组负荷降至600MW左右时，增压风机易发生失速问题，造成炉膛压力晃动大，目前机组AGC不具备投用条件。（4）脱硫吸收塔内部安装质量、涂鳞质量差，机组点火运行期间两次发现吸收塔大梁渗水，经气密试验，发现漏点5处，鳞片剥落（可用手直接撕下）较普遍存在，对吸收塔的安全运行造成极大隐患。（5）湿电水循环系统不正常，在线含固量表未装，水质和水量控制欠缺，影响三期脱硫系统水平衡。除雾器冲洗水呈奶白色，除雾器冲洗水泵出口取样阀未装，天地的基本设计除雾器含固小于500mg/L，目测常易超标，易造成除雾器喷嘴堵塞，后果较严重。原吸收塔除雾器冲洗水管路应恢复接通，作应急备用。（6）管式GGH自调试以来，问题较多，系统不稳定，热媒水系统启动及运行排气困难，需多人连续不断就地手动排气，安全隐患大。为解决这一问题，#7机组准备将热媒水箱高位布置。（7）目前管式GGH热媒水蒸汽加热器设计出力过小、冷态加热热媒水温效果差且无法正常疏水，水击较严重，在低负荷阶段无法将烟气加热至设计值，对管式GGH管子存在腐蚀，热媒水泵无法实现切换，四台热媒水泵缺陷故障过多、运行可靠性比较差，系统运行较薄弱。（8）湿电循环水自动清洗装置运行可靠性欠缺，系统杂质（包括风烟系统防腐鳞片纤维等）不能及时清除，易堵塞湿电阳极板喷嘴，湿电运行无法隔离检修处理，影响湿电可靠运行。六、 结论建议通过对嘉华电厂的收资，对我公司环保改造有以下借鉴和建议；（1）在现场施工，特别是防腐施工、高空吊装、上下交叉作业时，需建立完善的安全管理制度；（2）嘉华电厂几家设备供货单位也在我公司招标名录中，需定期跟踪设备的使用情况，如有问题应在设计中考虑解决，减少我公司改造后设备的故障率。（3）对于脱硫提效改造，嘉华电厂采用天地环保公司的巴威双托盘技术对脱硫吸收塔进行改造，同时通过与其他浙能电厂（兰溪4*600MW、六横2*1000MW）了解，均采用该技术进行改造。因此，对于我公司脱硫改造，方案的选择也不必局限于双循环改造方案。（4）对于湿式电除尘改造，从投用效果看，嘉华电厂湿电入口粉尘浓度14.52mg/ Nm3，湿电出口粉尘浓度达到0.5mg/ Nm3，除尘效果非常明显，是超低排放改造中去除微小污染物的必装设备，与我公司制定的改造计划相符。（5）鉴于嘉华电厂超低排放改造后，烟气系统增加的阻力较多，对机组运行调节带来了不利影响，我公司在改造时要校核系统阻力增加量，对联合风机的出力适应性要进行综合评估。目前按我们的改造方案，低低温省煤器预计增加阻力300Pa，电除尘加五电场增加阻力50 Pa，脱硫吸收塔改造增加阻力700 Pa，湿式电除尘增加阻力300 Pa，总计约增加阻力1350Pa，远低于嘉兴电厂的阻力增加值3000 Pa。目前我厂一期联合风机运行实际数据如下：序号机