燃煤熱電企業環保升級改造范文

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2011年我國修訂了“大氣污染防治法”和“火電廠大氣污染物排放標準”（GB13223-2011），并按重點地區和非重點地區規定了更為嚴格的二氧化硫、氮氧化物和煙塵的濃度排放限值，該標準已于2014年7月1日起正式實施。當前，很多熱電廠原有除塵、脫硫設施已無法滿足新標準的排放要求，所以必須對原有環保設施進行改造。

1國家對燃煤電廠的環保政策和要求

1)國務院《節能減排十二五規劃》要求積極推進電力行業脫硫脫硝及大氣中細顆粒污染物（PM2.5）治理；加大工業煙粉塵污染防治力度，對火電、鋼鐵、水泥等高排放行業以及燃煤工業鍋爐實施高效除塵改造，該規劃要求到2015年火電行業二氧化硫和氮氧化物排放量分別減排800萬t和750萬t，比2010年降低16%和29%。2)國務院《大氣污染防治十條措施》要求加快重點行業脫硫脫硝除塵改造，大力推行清潔生產，重點行業主要大氣污染物排放強度到2017年底下降30％以上。3)環保部《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011)于2014年7月1日實施，重點區域執行特別排放限值。4）國家發改委、環境保護部、國家能源局《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》中要求，新建燃煤發電機組（含在建和項目已納入國家火電建設規劃的機組）應同步建設先進高效脫硫、脫硝和除塵設施，不得設置煙氣旁路通道。東部地區11個省市新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別低于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。中部地區8個省新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。支持同步開展大氣污染物聯合協同脫除，減少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

2國內燃煤電廠煙氣排放技術

2.1污染物排放控制技術1）低（低）溫靜電除塵。在靜電除塵器前設置換熱裝置，將煙氣溫度降低到接近或低于酸露點溫度，降低飛灰比電阻，減小煙氣量，可有效防止電除塵器發生反電暈，提高除塵效率，除塵效率最高可達99.9%。2）布袋除塵。含塵煙氣通過濾袋，煙塵被粘附在濾袋表面，當煙塵在濾袋表面粘附到一定程度時，清灰系統抖落附在濾袋表面的積灰，積灰落入儲灰斗，以達到過濾煙氣的目的。煙塵排放濃度可以長期穩定在20mg/Nm3以下，基本不受灰分含量高低和成分影響。3）電袋除塵。綜合靜電除塵和布袋除塵優勢，前級采用靜電除塵收集80%～90%粉塵，后級采用布袋除塵收集細粒粉塵。除塵器出口排放濃度可以長期穩定在20mg/Nm3以下，基本不受灰分含量高低和成分影響。4）旋轉電極除塵。將靜電除塵器末級電場的陽極板分割成若干長方形極板，用鏈條連接并旋轉移動，利用旋轉刷連續清除陽極板上粉塵，可消除二次揚塵，防止反電暈現象，提高除塵效率。煙塵排放濃度可以穩定在30mg/Nm3以下。5）濕式靜電除塵。將粉塵顆粒通過電場力作用吸附到集塵極上，通過噴水將極板上的粉塵沖刷到灰斗中排出。同時，噴到煙道中的水霧既能捕獲微小煙塵又能降電阻率，有利于微塵向極板移動。該裝置通常設置在脫硫系統后端，除塵效率可達到70%～80%，可有效除去PM2.5細顆粒物和石膏雨微液滴。6）雙循環脫硫。與常規單循環脫硫原理基本相同，不同之處是將吸收塔循環漿液分為兩個獨立的反應罐，形成兩個循環回路，每條循環回路在不同pH值下運行，使脫硫反應在較為理想的條件下進行。可采用單塔雙循環或雙塔雙循環，雙循環脫硫效率可達98.5%以上。7）低氮燃燒。采用先進的低氮燃燒技術，可大幅降低氮氧化物生成濃度。爐膛出口氮氧化物濃度可控制在200mg/Nm3以下。

2.2國內燃煤電廠煙氣排放普遍采用的技術國內燃煤電廠脫硝通常采用SCR脫硝技術，脫硝效率達80％～85％。目前，國內大型燃煤機組采用的低氮燃燒技術，其鍋爐出口NOx排放濃度低于200mg/Nm3；配合80％的脫硝效率，可保證煙氣NOx排放濃度低于50mg/Nm3。國內燃煤電廠除塵主要采用低（低）溫電除塵+脫硫塔后濕式電除塵的方法，低（低)溫電除塵效率≥99.85％，濕式電除塵效率≥70％。在采用低(低)溫電除塵器（或移動電極技術）情況下，針對國內大部分動力煤，可使電除塵器出口的含塵濃度控制在15mg/Nm3以下；再通過配合70%的濕式電除塵，可保證煙氣排放粉塵濃度低于5mg/Nm3。國內燃煤電廠脫硫通常采用石灰石-石膏濕法脫硫法，該法脫硫效率達98％～98.5％。目前，各脫硫廠家均在進行技術升級，普遍采取的方式主要是增加噴淋層，提高氣液比，更新噴嘴型式，提高噴淋均勻性以及覆蓋率；從目前的情況看，脫硫效率達到98.5％是可行的，可保證煙氣SOx排放濃度低于35mg/Nm3。

2.3國內燃煤發電廠煙氣超低排放技術多種污染物高效協同脫除集成系統技術將煙氣脫硝技術、低（低)溫電除塵技術（含無泄漏管式水媒體加熱器和低(低)溫電除塵器）、煙氣脫硫技術和濕式靜電除塵技術通過管路優化和排列優化進行有機整合，可廣泛應用于各類燃煤電廠，其煙氣排放流程布置見圖1。

3煙氣排放改造案例

某熱電廠現有4臺型號為3X75+1X130t/hCFB的鍋爐，采用SNCR法脫硝，還原劑為20%左右的氨水，并采用DCS集中控制，可實現單爐自動控制，4臺鍋爐共用一座氨區。目前該公司2#、4#爐為高溫分離器循環流化床鍋爐，脫硝效率可達65%以上。1#、3#爐為早期中溫分離器循環流化床鍋爐，溫度和反應時間均達不到設計要求，脫硝效率偏低，還原劑用量大，目前脫硝裝置仍在繼續調整和完善中。該熱電廠原來采用三電場靜電除塵器除塵，現在拆除了2#、3#電場，保留1#電場，并將其改為電袋復合除塵器。設計參數要求如下：煙塵初始含量為15000mg/Nm3，保證除塵效率不小于99.9％，排放濃度小于15mg/Nm3，75t/h鍋爐煙氣量為18萬m3/h，130t/h鍋爐煙氣流量為26萬m3/h，當鍋爐達到額定煙氣量排放量時，過濾風速應小于1m/s，初期運行鍋爐本體阻力應小于500Pa，運行4年后阻力應低于1000Pa。目前，該公司鍋爐運的實測煙塵排放濃度為13～15mg/Nm3，鍋爐本體阻力為150～250Pa。該熱電廠原來采用煤和石灰粉混燒的方法脫硫，現采用石灰石-石膏法濕法脫硫工藝脫硫，四爐一塔，煙塔合一，另外吸收塔頂部布置有濕式靜電除塵器。

該改造方案主要內容為：新建吸收塔一座、濕式靜電除塵器一套、綜合樓一座、鋼煙道、事故漿液箱、石灰石粉倉、循環漿液泵、氧化風機、真空脫水皮帶、電儀控制系統等。吸收塔設計參數為：額定工況時的煙氣量為620000m3/h（四臺鍋爐按三用一備，三臺鍋爐額定工況時的煙氣量），設計脫硫效率大于98%，SO2在吸收塔進口濃度為2500mg/Nm3，出口SO2濃度≤50mg/Nm3（四層噴淋、三用一備），鈣硫比≤1.03，脫硫系統總阻力≤1200Pa，脫硫石膏的自由水分≤10%Wt，脫硫裝置負荷適應范圍30%～110%，除霧器出口水霧含量≤75mg/Nm3，吸收塔出口粉塵含量低于進口煙塵含量。濕式靜電除塵器設計參數為：濕煙氣量為450000m3/h，入口煙氣溫度約為50℃，入口霧滴濃度≤75mg/Nm3，電場內煙氣流速為1.85m/s，集塵面積為4522.75m2，有效斷面積為67.65m2，電場電壓為80kV，電廠供電電源為恒流源高壓電源P-80kV/1400mA，陽極系統型式為正六邊形導電玻璃鋼蜂窩管，陰極線型式為加強龍脊（鉛銻合金），出口粉塵濃度≤5mg/Nm3，粉塵去除率≥80%，PM2.5去除率≥85%，霧滴去除率≥70%，SO3去除率≥85%，Hg去除率≥60%，煙氣系統總阻力≤300Pa。吸收塔及濕電布置示意圖見圖2。采用煙塔合一、吸收塔與濕電一體的布置占地小、緊湊，易于布置，適合老廠改造；煙氣側阻力小，對經濟運行有利；不設單獨的水循環系統，沖洗水可作吸收塔補水，實現零廢水排放；原水泥煙囪可不做防腐，降低投資；可實現脫硫、濕電DCS集中控制；工藝管道、電纜橋架、平臺扶梯等可與吸收塔一并布置。

4燃煤熱電廠煙氣排放改造建議

隨著國家對煙氣排放標準的提高，企業在鍋爐排放系統改造時須考慮留有一定空間,以應對環保標準進一步提高。必須緊跟國際及國內燃煤電廠煙氣排放技術的發展趨勢，吸收相關電廠的改造成功經驗，因地制宜確定本企業的采用改造技術。濕式靜電除塵器作為煙氣末端精處理設備是未來幾年內發展的趨勢，因此，在脫硫改造時盡可能考慮留有空余場地或荷載，可能的話留有MGGH位置。積極關注電除塵器技術發展趨勢，如低（低）溫電除塵、旋轉電極技術、高頻電源等；除塵、脫硫改造須留余地，如增加設計煙氣量，降低布袋過濾風速和吸收塔煙氣上升速度，增加液氣比、延長吸收塔漿液停留時間、提高氧化空氣供給量和均化程度等，盡可能地提高除塵、脫硫效率；循環流化床鍋爐脫硝采用低氮燃燒改造+SNCR，燃燒調整、分離器效率等需予以關注，從源頭上降低氮氧化物的排放量，減少還原劑使用量，提高裝置運行經濟性；關注脫汞技術（單質Hg、二價Hg2+、顆粒Hg）和碳捕集技術及“十三五”國家對發電廠新的相關要求。

作者：薛永明 單位：蘇州市江遠熱電有限責任公司