摘要：為實現(xiàn)低排放與深度節(jié)能,以某電廠為例,采用系統(tǒng)協(xié)同處理方法,研究分析了煙氣低排放與深度節(jié)能綜合技術路線,提出了鍋爐低氮燃燒器改造、電除塵器低低溫與脈沖電源協(xié)同提效、電除塵器蒸汽加熱與熱風吹掃、脫硫托盤與交互噴淋協(xié)同提效、濕式電除塵器及其廢水*、MGGH與凝結水加熱器耦合節(jié)能等技術方案,結果表明,低排放改造效果優(yōu)于國家低排放限值要求,同時機組能耗降低,煙氣余熱回收,機組對煤種的適應性也得到提升,可為同類項目提供參考。

　　為滿足國家三部委文件《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020)》要求,已有燃煤電廠實施了煙氣低排放改造,改造后綜合性能差異較大,同時運行能耗提升,給節(jié)能指標的落實帶來壓力。本文以河源某電廠一期2×600MW臨界機組為例,探索煙氣低排放與深度節(jié)能綜合技術路線及其相關實施方案,并協(xié)同脫除煙氣SO3與PM2.5等,實現(xiàn)減排與節(jié)能指標雙重效益大化。

　　1改造前的基本情況

　　河源某電廠現(xiàn)有2×600MW臨界鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠選用三菱重工技術設計制造,型號為HG-1795/26.15-YM1,П型布置,單爐膛,改進型低NOxPM主燃燒器和MACT型低NOx分級送風燃燒系統(tǒng),墻式切圓燃燒方式,一次中間再熱。鍋爐設計煤種為淮南煤,實際主要燃燒煤種為神華、中煤、平煤與伊泰等煤種,變化較大。

　　2013年鍋爐完成煙氣脫硝SCR改造,催化劑層數(shù)按2+1模式設置,設計脫硝效率不小于80%。脫硝系統(tǒng)運行已過20000h,預留層未安裝催化劑。取樣送檢報告顯示,目前催化劑活性與新鮮催化劑活性比值為0.8。

　　電除塵器為福建龍凈雙室四電場產(chǎn)品,比集塵面積約為90m2/(m3/s);陰極采用頂部振打、陽極采用側部振打。*電場已完成高頻電源改造,其余3個電場均采取工頻電源。

　　脫硫系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝,AEE噴淋塔,一爐一塔設置,塔徑15.5m;3層噴淋層,每臺漿液循環(huán)泵流量9800m3/h;系統(tǒng)采用回轉式GGH。改造前全年機組排放均值情況見表1。

　　表1河源電廠2號機組改造前煙氣排放指標

　　由表1可知,改造前省煤器出口NOx濃度變化大,數(shù)值高,說明PM低氮燃燒器對煤種與負荷變化的適應性較差;煙氣經(jīng)過脫硝、除塵與脫硫處理設備后,NOx、SO2與煙塵排放濃度符合國家標準,但高于低排放限值要求;同時鍋爐排煙溫度較高,并且有余熱回收利用空間,為此可以進行煙氣低排放改造及深度節(jié)能措施的實施。

　　2改造實施方案與結果分析

　　2.1改造技術路線

　　根據(jù)改造前的基本情況,研究確定了如圖1所示的煙氣低排放與深度節(jié)能改造技術路線,協(xié)同深度去除各污染因子,并降低系統(tǒng)能耗,回收煙氣余熱。

　　圖1煙氣低排放與深度節(jié)能改造技術路線

　　在圖1中,對現(xiàn)有PM燃燒器實施改造,從源頭上控制鍋爐出口的NOx濃度;加強煙氣脫硝裝置運行優(yōu)化與催化劑壽命管理,定期噴氨優(yōu)化調整,實現(xiàn)NOx低排放。

　　采取托盤類技術,將脫硫塔內(nèi)部煙氣流場均流分布,提升脫硫和除塵效率;增加漿液噴淋量,提升脫硫塔對燃煤硫分的適應范圍;采取無泄漏換熱器(MGGH)替代回轉式GGH,避免泄漏短路問題,實現(xiàn)SO2低排放。