江苏利港电厂节能减排经验交流

江苏利港电厂节能减排经验交流江苏·无锡二〇一七年九月韩杰韩杰江苏利港电厂是国内第一家利用境外资金，以合资形式建设、实行现代企业制度的大型火力发电企业，全厂八台机组分四期建成，总装机容量3980MW。江苏利港电厂#1、2号机组为2台350MW亚临界机组，于1993年5月投产运行；#3、4号机组为2台370MW亚临界机组，于1998年8月投产运行；#5、6号机组为2台650MW超临界机组，于2006年12月投产运行；#7、8号机组为2台620MW超临界机组，于2007年12月投产运行。电厂高度重视节能减排工作，立足自身，大胆创新，注重实效，强化落实，在追求“绿色高效”发展道路上，始终如一，精益求精。被环保部门授予“绿色环保示范企业”。2015~2016年间，4台600MW机组通过改造，机组热耗率达到7550.2KJ/kwh,较改造前降低311.5KJ/kwh。供电煤耗达到291g/kwh，机组额定出力由620MW提高到650MW。热网调度中心中排供热供热管网电厂已列入江阴西区热源点规划，拥有680t/h的对外供热能力，2016年全年对外供热量320.7万吨，到2019年，全厂对外供热量将达到550万吨。2016年8月，#3/4机组完成热电联产改造，全厂成立了热网调度中心。成功完成#1、3、7、8机组涡流汽封的应用；实施了全厂干除渣、凝泵变频并增加除氧器水位调门旁路门实现凝水降压运行；吸风机和增压风机合并、风机双极调速、前置泵、闭冷泵、定冷泵等降出力运行；空预器软密封改造，降低漏风率；乏汽回收、“石膏雨”治理后烟气余热回收加热凝水系统；循环水母管制运行技术改造。大力推进信息化建设：CPM系统，提高了指标统计、监督及处理速度，实现小指标精细控制和闭环管理。基于Coresight平台的SIS系统，在监控的基础上，建立了机组启动模块，设备故障预警模块；CPM统计分析系统启停指导设备故障预警2015~2016年间，完成全部8台机组“超低排放”改造任务，采取的总体技术路线：采用“单塔双循环脱硫增效技术”，利用SO2吸收、氧化不同属性，采用单塔、双PH值、双循环结构，对高浓度二氧化硫烟气采用单塔双循环技术高效脱除，实现超低排放；浆液双PH值控制，达到同等脱硫效率的情况下，运行能耗下降约15%。35机组前端采用高效布袋除尘器，布袋除尘器煤种适应性广，因其高效的除尘能力，大幅降低了后段湿式电除尘的能耗；60万机组前端采用低低温静电除尘，共五个电场，其中五电场为旋转极板，供电为高频电源；所有机组在脱硫塔出口配置金属板式湿式静电除尘器，极线和极板均采用2205双相不锈钢，有效的减少了冲洗水量，湿电产生的废水全部进入脱硫吸收塔，不对外排放；增加MGGH系统，消除“石膏雨”现象，MGGH系统多余的热量利用凝结水—热媒水换热器回收至凝结水系统中，降低了煤耗的同时，3细颗粒的前体物SO3、NH3等2、WFGD/SCR次生物氨逃逸携带的液滴（石膏雨）1、细颗粒物治理过滤颗粒物凝结颗粒物酸性气体SO3、HCl、HF等6.烟囱白烟、蓝烟重金属汞等基于湿式电除尘器多污染深度净化三四期水平卧式湿电+MGGH一期吸收塔顶布置湿电+MGGH江苏省环境监测中心验收监测数据：：机组号#1#2#3#4#5#6#7#8NOXmg/Nm336~4336~4331~4532~4635~4333~4339~4531~38SO2mg/Nm314~2014~205~198~225~1617~242~214~12烟尘mg/Nm31.6~2.91.6~2.92.8~4.02.5~3.42.7~3.42.9~4.40.2~1.00.7~3.7排放总量下降明显SO2、NOx、粉尘“近零”排放同步消除烟囱冒“白烟”现象化工余热利用：积极利用化工园区余热，2017年在#3机组上利用化工冷凝液代替辅汽作为暖风器的热源，并在MGGH系统上进一步回收排烟余热来加热凝水，减少汽机抽汽，增加发电功率。化工冷凝液流量：200~300t/h，温度90~95℃。2017年8月，调试投用后系统平均发电功率增幅约2MW。暖风器热源改造余热回收管道脱硝运行存在的问题：1、目前煤电调峰不可避免，在低负荷下的SCR工作烟温将不能维持，SCR不得不退出运行，但此时锅炉的NOx产生浓度高达额定负荷时的2-3倍。这意味着在更需要脱硝的情况下，SCR难以发挥作用。2、SCR在运行时，会有少量的NH3逃逸，并与烟气中的SO3反应生成NH3HSO4，易造成空预器低温段的强烈腐蚀及堵灰，继而风机用电显著增加，严重的甚至可危及锅炉的运行安全及出力。利港曾经有SCR运行不到一年，空预器就发生了较严重的堵塞。•3、催化剂寿命有限，需定期更换，费用高，工作量大，废旧催化剂的后锅炉低负荷运行所产生的一系列问题及原因分析：锅炉低负荷运行所产生的一系列问题及原因分析：锅炉低负荷运行锅炉低负荷运行烟气温度低水动力不稳定燃烧不稳定，效率低一次风温低，制粉干燥出力低机组循环效率低关键问题关键问题对策：对策：提高低负荷下的给水温度提高低负荷下的给水温度脱硝系统退出烟气温度低给水温度低给水温度低2017年6月，利电#8机组首先改造完成，6月19日~6月22日完成调试。改造方案：通过给水旁路来减少省煤器的进水量，同时利用启动循环泵将炉水注入给水管道，减少对流换热量，提高省煤器出口烟气温度，从而达到提高脱硝装置进口烟温的目的。•给水旁路。该管道以给水母管为起点，最终汇入下降管结束。•热水再循环管。该管道从省煤器出口管道为起点，最终汇入启动循环泵前结束。•最小流量管。该管道从启动循环泵后母管为起点，最终汇入给水旁路管结束。投运给水旁路+省煤器再循环复合系统后：初次调试满足在250MW以上负荷运行时，SCR入口烟温大于315℃，同时省煤器出口过冷度大于10℃，达到了设计指标。时间负荷（MW）给水流量（t/h）省煤器入口流量（t/h）旁路流量（t/h）再循环流量（t/h）省煤器入口水温（℃）省煤器出口水温（℃）过冷度（℃）SCR入口烟温（℃）14:07280.5781.3933.58.4200.6248.9297.450.5307.1/303.715:07279.8760.71190.498.2567.9269.5301.446.5319.4/316.515:20:276.8759.41086.9183.8551.3273.430740.9323/32015:34276.5756.51042.6235.7561.8279.3312.935327.1/324.116:33269.7744.2998.5266.5560.8287.1323.325.1335.2/332.316:45260.4726992.9261.1568287.4323.924.5334.8/332.417:10252.0718.9980259.9561284.5323.924.5331.6/329.1经过优化后的实际效果：经过对调试过程大量数据的计算和论证，2017年8月29日试验，锅炉干态减负荷最低可至175MW左右，SCR入口烟温320℃，水冷壁入口流量600t/h，极大地提高我厂650MW机组电网深度调峰的能力。负荷176MW负荷176MWSCR入口烟温320℃SCR入口烟温320℃2015年，国务院发布了《水污染防治行动计划》，把水环境保护上升到了国家战略层面。利港电厂积极响应国家号召，对生产现场各类废水进行有效梯级利用，最大限度减少新鲜水的耗量。积极探索高效、低能耗的脱硫废水“零排放”改造技术，2016年厂内完成5t/h脱硫废水零排放中试，采用预处理软化、膜法深度浓缩、一二价盐分离、MVR蒸发结晶技术，将脱硫废水中淡水回用，试验取得了成功。在中试成功的基础上，2017年进行全厂脱硫废水“零排放”改造工程，目前改造正在进行中，预计9月底完工。基于全膜法的脱硫废水“零排放”项目为新工艺、新技术，投运后能够起到积极的示范作用。预处理车间膜处理车间党的十八大提出建设“生态文明”、“美丽中国”。作为“有追求、负责任”的火电企业，江苏利港电厂认真贯彻党中央、国务院的方针政策，落实好各项节能减排措施，积极以“安全可靠”、“清洁环保”的理念和举措，认真履行央企的社会责任。实施了“高品质绿色发电计划”和“清洁高效超低排放改造工程”，致力于建设清洁高效的环保型示范企业，为地区生态文明建设作出更大的贡献！