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燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术研究及应用

点击次数:708 发布时间:2017-07-31

  摘要:为实现超低排放与深度节能,以某电厂为例,采用系统协同处理方法,研究分析了烟气超低排放与深度节能综合技术路线,提出了锅炉低氮燃烧器改造、电除尘器低低温与脉冲电源协同提效、电除尘器蒸汽加热与热风吹扫、脱硫托盘与交互喷淋协同提效、湿式电除尘器及其废水零排放、MGGH与凝结水加热器耦合节能等技术方案,结果表明,超低排放改造效果优于国家超低排放限值要求,同时机组能耗降低,烟气余热回收,机组对煤种的适应性也得到提升,可为同类项目提供参考。

  为满足国家三部委文件《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020)》要求,已有燃煤电厂实施了烟气超低排放改造,改造后综合性能差异较大,同时运行能耗提升,给节能指标的落实带来压力。本文以河源某电厂一期2×600MW超超临界机组为例,探索烟气超低排放与深度节能综合技术路线及其相关实施方案,并协同脱除烟气SO3与PM2.5等,实现减排与节能指标双重效益大化。

  1改造前的基本情况

  河源某电厂现有2×600MW超超临界锅炉是由哈尔滨锅炉厂选用三菱重工技术设计制造,型号为HG-1795/26.15-YM1,П型布置,单炉膛,改进型低NOxPM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统,墙式切圆燃烧方式,一次中间再热。锅炉设计煤种为淮南煤,实际主要燃烧煤种为神华、中煤、平煤与伊泰等煤种,变化较大。

  2013年锅炉完成烟气脱硝SCR改造,催化剂层数按2+1模式设置,设计脱硝效率不小于80%。脱硝系统运行已超过20000h,预留层未安装催化剂。取样送检报告显示,目前催化剂活性与新鲜催化剂活性比值为0.8。

  电除尘器为福建龙净双室四电场产品,比集尘面积约为90m2/(m3/s);阴极采用顶部振打、阳极采用侧部振打。*电场已完成高频电源改造,其余3个电场均采取工频电源。

  脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,AEE喷淋塔,一炉一塔设置,塔径15.5m;3层喷淋层,每台浆液循环泵流量9800m3/h;系统采用回转式GGH。改造前全年机组排放均值情况见表1。

  表1河源电厂2号机组改造前烟气排放指标

  由表1可知,改造前省煤器出口NOx浓度变化大,数值高,说明PM低氮燃烧器对煤种与负荷变化的适应性较差;烟气经过脱硝、除尘与脱硫处理设备后,NOx、SO2与烟尘排放浓度符合国家标准,但高于超低排放限值要求;同时锅炉排烟温度较高,并且有余热回收利用空间,为此可以进行烟气超低排放改造及深度节能措施的实施。

  2改造实施方案与结果分析

  2.1改造技术路线

  根据改造前的基本情况,研究确定了如图1所示的烟气超低排放与深度节能改造技术路线,协同深度去除各污染因子,并降低系统能耗,回收烟气余热。

  图1烟气超低排放与深度节能改造技术路线

  在图1中,对现有PM燃烧器实施改造,从源头上控制锅炉出口的NOx浓度;加强烟气脱硝装置运行优化与催化剂寿命管理,定期喷氨优化调整,实现NOx超低排放。

  采取托盘类技术,将脱硫塔内部烟气流场均流分布,提升脱硫和除尘效率;增加浆液喷淋量,提升脱硫塔对燃煤硫分的适应范围;采取无泄漏换热器(MGGH)替代回转式GGH,避免泄漏短路问题,实现SO2超低排放。

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