电厂技术改造（燃煤电厂超超低排放技术改造实践）
北极星大气网讯:摘要： 燃煤电厂的主要污染物包括SO2、NOx和颗粒物.为满足我国SO2、NOx和颗粒物排放要求,乐东电厂实施环保协同提标改造示范工程项目.主要包括:脱硝系统改造、低温省煤器改造、脱硫系统改造、脱硫废水零排放改造、湿烟羽治理.工程完成投运后已经实现了烟尘
0 引言
燃煤电厂的主要污染物包括SO2、NOx 和颗粒物,各国在不同时期,根据不同的情况提出了不同的电厂烟气污染物排放要求 。1997 - 2003 年间中国NOx 排放限值分别是同时段美网国标准和欧盟标准的4. 5 倍、4. 9 倍 。为了进一步降低大气污染物排放,有条件的火电厂执行超低排放标准,即SO2、NOx 和颗粒物排放限值分别为35 mg／ m3,50 mg／ m3 和5 mg／ m3 。
为响应海南省“先行一步,努力建设好国家生态文明试验区,为全国生态文明建设做出表率”的号召,国家能源集团提出了世界清洁燃煤电厂建设的要求,按照烟尘超低排放改造,同步进行烟囱冒“白烟”治理、卸煤机扬尘治理、城市生活污泥掺烧、脱硫废水零排放等改造项目 。
1 设备概况
1. 1 脱硝工艺
本厂的脱硝工艺采用SCR 法,脱硝层数按“2 +1”设置,脱硝效率不小于82. 5% 。系统不设置烟气旁路系统,不考虑省煤器高温旁路系统;吸收剂为纯氨,反应器布置在省煤器和空预器之间(高温高含尘区域)、空气预热器的顶部;脱硝设备年利用小时大于6530 h,可用率不小于98%,使用寿命为30 a 。
1. 2 袋式除尘工艺
本厂的除尘采用的是室外露天布置、顶部设置遮雨棚的旋转式低压脉冲袋式除尘器 。每台炉配1台(每台除尘器4 个烟气进口,4 个烟气出口)除尘器效率保证值99. 9% 。除尘器出口烟尘排放浓度≤20 mg／ m3(标干态,6% O2 ),本体阻力(从除尘器进口法兰至除尘器出口法兰) ≤1100 Pa(运行初期)、≤1400 Pa(滤袋寿命终期) 。本体漏风率≤2%,过滤风速≤1. 0 m／ min,运行寿命30 a,滤袋寿命≥30000 h 或4 a,电磁脉冲阀寿命150 万次 。
1. 3 石灰石- 石膏湿法脱硫工艺
(1)脱硫装置采用1 炉1 塔配置,不设GGH 。单座脱硫吸收塔的烟气处理能力为1 台锅炉在BMCR工况下的烟气量 。不设置烟气旁路烟道,不设置增压风机,吸收剂采用外购石灰石粉 。
(2)石膏处理系统共设置2 台真空皮带脱水机;单台容量为2 台炉在燃用全部煤种时BMCR 工况下运行时石膏产出量的100%;经真空皮带脱水机脱水后的石膏落料石膏库;脱水后石膏用汽车运至综合利用用户或灰场单独堆放 。脱硫岛的设备冷却水来自电厂工业水管,脱硫工艺水来自机组工业水和复用水 。
(3)设置脱硫废水处理系统,处理后的水质满足《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL／ T 997 - 2006)的规定,用于干灰加湿(暂定) 。废水处理装置产生的污泥,经汽车外运至灰场单独堆放 。
(4)脱硫FGD 装置可用率不小于98%,服务寿命为30 a 。FGD 进口SO2 浓度为855 mg／ m3,FGD装置SO2 脱除效率≥97. 7%,FGD 出口的SO2 浓度≤19. 7 mg／ m3;FGD 进口SO2 浓度为1830 ~ 3405(mg／ m3),FGD 装置SO2 脱除效率≥98. 6%,FGD出口的SO2 浓度≤49. 7 mg／ m3 。
1. 4 湿式电除尘器
湿式电除尘器布置在脱硫塔和烟囱之间,脱硫吸收塔出口的烟气流入湿式电除尘装置,经湿式电除尘器对烟气进行处理后,经烟囱排入大气 。除尘器出口粉尘浓度(含石膏)
2 存在问题
2. 1 SCR 脱硝系统
现有SCR 脱硝装置是按入口NOx 浓度为400 mg／ m3,设计脱硝效率不小于87. 5% 进行设计的 。目前锅炉炉膛出口NOx 浓度为240 mg／ m3,SCR出口NOx 浓度为20 mg／ m3,脱硝效率约为91% ~92%,满足燃机排放标准 。超超低排放脱硝改造的目标是在炉膛出口NOx 不高于240 mg／ m3 时,通过脱硝提效改造实现烟囱排放口NOx 浓度不高于10 mg／ m3 。
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