煤粉鍋爐耦合城市污泥發電方式對電廠系統的影響

2022-12-17 08:57:22胡信韜陳雨歡彭義林

工業加熱 2022年11期

胡信韜，陳雨歡，王操，彭義林

(湖北省電力勘測設計院有限公司，湖北武漢 430000)

1 機組概況

某熱電廠13#、14#機組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠制造的HG-1125/25.4-YM型超臨界參數變壓運行直流爐、單爐膛、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態除渣，全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐，采用中速磨正壓直吹式制粉系統，每臺爐配5臺中速磨煤機，保證出力45.1 t/h，在BMCR工況下，4運1備。汽輪機為東方汽輪機有限公司生產C350/307-24.2/4.0/0.4/566/566型超臨界、一次中間再熱、雙缸(高中壓合缸)雙排汽單軸、雙抽汽凝汽式汽輪機。發電機為東方電氣集團東方電機有限公司提供的產品。每臺鍋爐BMCR工況下蒸發量1 125 t/h，耗煤量151.5 t/h。

2 污泥處置項目概況

根據武漢市環保局的統一規劃，某電廠為武漢市污泥無害化處置單位之一，以解決污泥填埋生成的二次污染問題。本次污泥處置項目建設3×100 t/天80%含水率污泥干化線和3×67 t/天60%含水率污泥干化線，將來自武漢市城市排水發展有限公司的含水率80%的自來水廠污泥通過蒸汽圓盤干燥機干化成含水率40%的污泥，將武漢漢西污水處理有限公司的含水率60%的自來水廠污泥通過熱風干燥機干化成含水率40%的污泥，本工程40%含水率的干污泥產量為9.7 t/h，干污泥與燃煤均勻混合后輸送至煤斗，經給煤機輸送進入中速磨制粉后進入鍋爐燃燒，污泥得到減量化、穩定化、無害化處理。

蒸汽圓盤干燥機、熱風干燥機產生的尾氣冷凝后，不凝氣通過乏氣風機送入廢氣引風機入口母管，與濕、半干污泥坑、干化車間、廢水處理系統、2#刮板機、3#刮板機抽氣合并，通過2臺廢氣引風機出口的廠區乏氣母管送至兩臺鍋爐的四臺送風機出口管道，進入鍋爐助燃，同時除掉乏氣中的有機氣體。

本工程裝置年利用小時數6 500 h。

3 煤粉鍋爐耦合城市污泥發電方式對電廠系統的影響

13#、14#機組兩臺鍋爐摻燒污泥量約為9.7 t/h(日運行按24 h計算)。兩臺鍋爐總耗煤量303 t/h，為了使分析更貼近于實際，機組年利用小時數取2018年湖北省火電年利用小時數4 500 h，在干化設備年運行小時數6 500 h下，按照負荷率估算，鍋爐負荷取性能數據表中的75%THA工況負荷：兩臺鍋爐總耗煤量209.8 t/h，單臺鍋爐耗煤量104.9 t/h，則單臺鍋爐污泥的摻燒比例約為4.6%。

3.1 對鍋爐本體的影響

氯元素的存在可能會導致鍋爐受熱面的腐蝕，但根據經驗，我國煤炭中氯含量一般為0.1%～0.2%(取平均值0.105%)，摻燒污泥(含水率40%)氯含量取為0.006%，污泥摻燒后混合燃料中氯含量約為0.099%，氯含量相對降低，并低于煤粉鍋爐對氯含量的控制上限0.3%。因此，燃煤鍋爐的高溫腐蝕處于正常可控范圍。

由于污泥中的氯含量低于煤，因此若增大污泥處理量，不會造成鍋爐的高溫腐蝕。

3.2 對電廠送風機的影響

某電廠13#和14#鍋爐的送風機TB點流量為479 534 m3/h，運行小時數取6 500 h時，風機機運行流量為331 985 m3/h，本項目兩臺廢氣引風機出口總流量TB點為94 200 m3/h，設計工況下廢氣進入2臺爐的4臺送風機出口，占每臺送風機風量比例為7%；校核工況下廢氣進入1臺爐的2臺送風機出口，占每臺送風機風量比例為14%。

13#、14#爐4臺送風機為動葉可調軸流風機，當乏氣進入送風機出口風道后，可以在DCS上通過調節動葉角度來降低風機入口風量，保證鍋爐風量平衡、燃燒穩定。廢氣引風機全壓頭9 300 Pa，已充分考慮送風機出口背壓的影響。

在校核工況下，廢氣進入1臺爐的2臺送風機，依據已投運的項目經驗，動葉可調軸流風機能夠在動葉開度22%左右穩定運行。在此風門開度下，兩臺送風機風量為210 994 m3/h，則兩臺廢氣引風機出口總流量最大為748 073 m3/h，即摻燒77 t/h的40%含水率的干污泥，乏氣管道尺寸為Φ3 420 mm×3 mm，至老廠的乏氣管道布置會變得極為困難。因此污泥處理量與乏氣管道布置需要平衡。

根據鍋爐廠提供的熱力計算匯總表，鍋爐最低穩定運行工況為50%THA工況，在該工況下空預器進口二次風量為542.7 t/h，風溫23 ℃。因此50%THA工況下，單臺送風機出口風量為227 451 m3/h。此時，送風機動葉開度為59%。因此，在50%THA工況下，污泥干化系統對鍋爐送風系統運行無影響。

3.3 對電廠制粉系統的影響

本工程為2×350MW機組，采用中速磨煤機正壓冷一次風機直吹式制粉系統。每臺鍋爐設 5 臺長春發電設備有限責任公司提供的MPS170HP-II 型中速磨煤機。

對于煤粉鍋爐中污泥的最高摻燒比例，《城鎮污水處理廠污泥處理處置技術指南(試行)》明確為：“在現有熱電廠協同處置污泥時，入爐污泥的摻入量不宜超過燃煤量的 8%”。當污泥摻燒設施設計日處理能力為233 t(含水率在40%左右的干化污泥)，系統按日利用時間24 h設計，則每小時約需要摻燒約9.7 t的干化污泥。本項目干化污泥若同時摻燒至兩臺爐時，污泥摻燒比例約為4.6%；若一臺機組停機，干化污泥摻燒至單臺爐時，污泥摻燒比例約為9.2%。摻燒比例略高于8%。

部分文獻如《300MW亞臨界燃煤鍋爐污泥摻燒性能試驗研究》[3]、《700MW燃煤發電廠污泥摻燒技術應用分析》[4]提出污泥摻燒比例增加到10%，對煤質成分、鍋爐燃燒穩定性、鍋爐熱效率等影響不大，主要污染物滿足相關排放標準要求。

若按照每小時兩臺鍋爐摻燒約9.7 t的干化污泥，根據熱值折算，則單臺鍋爐燃料(煤+干化污泥)耗量約從原來的 104.9 t/h 增大為 108.4 t/h。本工程有 5 臺磨煤機(4 運 1 備)，按照增加的燃料量約3.5 t/h平均到4臺磨煤機，每臺磨煤機出力約為27.1 t/h。機組采用的MPS170HP-II型磨煤機，設計時其保證出力45.1 t/h，磨煤機研磨出力可以滿足要求。同時，由于污泥可燃，能夠代替部分燃煤，因此摻燒9.7 t/h的干化污泥可以節約設計煤種1.4 t/h。

若增大污泥處理量，則混煤的水分提高，熱值下降，這將影響制粉系統的熱平衡計算。建議污泥摻燒比例不超過10%，即摻燒22.5 t/h的40%含水率的干污泥，若超過10%，首先需要將混煤煤質提交鍋爐廠、磨煤機廠，重新配合進行干燥計算，確定新的磨煤機入口熱風風溫、風量。運行方面，可減少調溫冷風的量來提高進入磨煤機熱一次風溫。必要時需要對鍋爐進行改造，比如對鍋爐空預器進行改造或對鍋爐省煤器進行改造，目的是提高空預器出口一次熱風溫度，同時應在一次風機裕量范圍內，否則需同步更換一次風機；其次應協調磨煤機廠按照混煤煤質重新進行磨煤機保證出力計算。

3.4 對電廠除塵、脫硫系統的影響

摻燒污泥對電廠現有環保設施的影響是電廠的重要關注點。

根據熱值折算，本項目污泥的百分比為4.6%。對于該問題，分為以下幾個步驟：

(1)確定污泥的成分，本課題的污泥成分來自環境影響報告書。根據污泥所占比例，得出混煤的成分分析。

(2)根據現場搜集到的青山熱電廠提供的鍋爐熱力計算匯總表，編制燃燒計算書，分別得出現有煤質原始粉塵、二氧化硫排放濃度。

(3)根據環評報告中實測的原電廠粉塵、二氧化硫排放濃度進行線性折算，求出混煤的粉塵、二氧化硫排放濃度。

摻燒污泥后的混煤煤質及燃燒計算匯總表如表1所示。

表1 煤質分析數據

混煤后，根據燃燒計算，得出干態、標態下混煤的空預器出口PM濃度、SO2濃度。在環保措施不變的情況下，經過線性折算，可以得出混煤的粉塵排放值為5.01 mg/m3(標準)、SO2排放值23.03 mg/m3(標準)，比摻燒污泥前略有上升，但依然可以滿足排放要求。

因此，已有的粉塵、SO2污染物處理設施能夠滿足混煤燃燒的排放物要求，不需要額外增設粉塵、SO2環保處理設施。

若增大污泥處理量，摻燒583.4 t/h的40%含水率的干污泥，污泥摻燒比例加至94%，計算結果顯示SO2排放僅為31 mg/m3(標準)，粉塵排放為10 mg/m3(標準)，粉塵排放濃度將會超標，SO2排放濃度依然在環保限值以內。

3.5 對電廠脫硝系統的影響

參照《燃煤電廠摻燒市政污泥工程大氣污染分析》[5]一文對國內某電廠摻燒污泥前后的在線監測 NOx排放濃度對照結果：隨著污泥摻燒率從0%提高至7.35%，4#鍋爐NOx排放濃度從34 mg/m3(標準)下降至26 mg/m3(標準)；隨著污泥摻燒率從0%提高至3.63%，3#鍋爐NOx排放濃度從41 mg/m3(標準)下降至35 mg/m3(標準)。NOx排放濃度的降低可能與污泥中存在的少量尿素、氨水等物質的吸收作用和灰塵微孔吸附有關。

參照《700 MW燃煤發電廠污泥摻燒技術應用分析》[4]一文中，700 MW燃煤電廠摻燒50%含水率污泥時，隨著污泥摻燒率從0%提高至10%，煙囪出口處測得的NOx排放濃度從23.8 mg/m3(標準)下降至21.3 mg/m3(標準)。

現有項目脫硝工藝為SCR脫硝，青山熱電廠2015年對煙氣環保設備進行了升級改造，在原有脫硝系統2層催化劑的基礎上，再增加一層催化劑。根據青山電廠 13#、14#機組鍋爐煙氣在線監測，現有燃煤鍋爐煙氣中氮氧化物排放濃度在 35mg/m3上下波動，本次NOx保守按照維持35 mg/m3不變，不需要額外增設脫硝環保設施。

若繼續加大污泥處理量，由于NOx排放濃度隨污泥量的增大而減小，因此對脫硝系統幾乎沒有影響。