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超低排放改造资讯
2家1000MW机组电厂超低排放改造不同设计方案实施效果
作者:河北思凯淋  来源: http://www.hebeisikailin.com/cdpfgz/n1906.html   发布时间:2021-10-25

本文对已实现"超低排放"的2个1000MW机组的电厂的超低排放改造分别进行介绍,并分析了其改造技术和改造效果。

1号电厂 2号机组(1000MW)烟气超低排放项目。

(一)改造措施脱硝改造

增加1层催化剂。原设计效率不低于80%,SCR反应器催化剂2+1设置;运行初期布置2层催化剂,2013年增加第三层,实际运行脱硝效率不小于85%,氨逃逸不高于2ppm。

宽负荷脱硝改造。在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路,在机组负荷低于480MW时,部分给水走旁路,以减少省煤器吸热量提高脱硝系统入口烟温,使烟温不小于320℃。脱硝系统保持低负荷工况下继续投运,确保锅炉NOx 排放始终低于30mg/Nm3,优于50mg/Nm3 燃机排放标准。

(二)脱硫除尘方案

脱硫增效措施。新增双相整流装置,在第二、三层喷淋层下方各加装一层壁环;提高液气比。维持原设计4 层喷淋,第三、四层喷淋层扩容,循环泵流量由

9400m3/h提高为13800m3/h;气流分布优化;预留第五层喷淋层和循环泵位置,应对煤质变化。

高效除雾措施。保留原二级屋脊式除雾器,新增一级屋脊式除雾器;除雾器入口气流均布优化;改造吸收塔出口烟道,优化除雾器出口气流均布。

协同除尘措施。双向整流装置强化微细颗粒物洗涤与脱除;优化流场,提高除雾效果,降低浆液滴排放。

(三)增设湿式电除尘器


配置2 台板式、卧式、湿式电除尘器。湿式电除尘采用连续冲洗方式,排污水回用至脱硫系统。设计除尘效率三75%,PM2.5去除率三75%∶除生器出口烟尘排放保证值≤4.5mg/Nm3; 多污染物协同控制方面,浆液滴去除率≥75%、S03 去除率≥60%,Hg、CPM协同脱除。


(三)、运行效果

漕泾电厂2 号机组烟气洁净排放示范工程项目干2014 年6F 15日开工,9月12 日停机,停机 70d,于11月19日竣工,历时158d。投运后满荷工况运行数据为∶粉尘1.49mg/Nm3;SO2浓度 8mg/Nm3;氮氧化物 22mg/Nm3;PM2.5颗粒物 0.45mg/Nm3;三氧化硫2.08mg/Nm3;总汞1.35mg/Nm3。



2号电厂7号机组(1000MÜ)超低排放改造

2.1、改造措施

脱硫改造。采用单塔双循环技术,异地重新立塔,脱硫效率提高到99.5%以上,SO2排放浓度达到10mg/Nm3左右。

脱硝改造。通过低氮燃烧器改造+脱硝催化剂增加备用层催化剂,使效率提高到87%,NOX排放浓度小于 40mg/Nm3。

除尘改造。增设竖流式湿式电除尘器,进一步脱除细颗粒烟尘 80%以上,出口烟尘浓度小于4mg/Nm3。同步有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、S03酸雾、气胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等。

通过系列系统优化措施,改造后在THA工况下,烟风系统阴力只增加1310Pa,引风机在改造后能耗只增加 650kW,超低排放改造后机组能耗只增加 2900kW。

2.2、改造效果

改造前脱硫出口烟尘浓度为 22~29mg/Nm3;出口 S02浓度为 80~100mg/Nm3。脱硝出口 NOX排放浓度为70~130mg/Nm3;改造前烟尘、S02、NOX排放均不能达到燃机排放限值。

改造后7号机组排放出的每标立方米烟气中的二氧化硫、氮氧化物、烟尘含量分别为 3.Img、44.Lmg、2.3mg。






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