摘要：為實(shí)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(shù)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(fēng)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(jié)水加熱器耦合節(jié)能等技術(shù)方案,結(jié)果表明,低排放改造效果優(yōu)于國家低排放限值要求,同時(shí)機(jī)組能耗降低,煙氣余熱回收,機(jī)組對煤種的適應(yīng)性也得到提升,可為同類項(xiàng)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(jì)劃(2014—2020)》要求,已有燃煤電廠實(shí)施了煙氣低排放改造,改造后綜合性能差異較大,同時(shí)運(yùn)行能耗提升,給節(jié)能指標(biāo)的落實(shí)帶來壓力。本文以河源某電廠一期2×600MW臨界機(jī)組為例,探索煙氣低排放與深度節(jié)能綜合技術(shù)路線及其相關(guān)實(shí)施方案,并協(xié)同脫除煙氣SO3與PM2.5等,實(shí)現(xiàn)減排與節(jié)能指標(biāo)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(shù)設(shè)計(jì)制造,型號為HG-1795/26.15-YM1,П型布置,單爐膛,改進(jìn)型低NOxPM主燃燒器和MACT型低NOx分級送風(fēng)燃燒系統(tǒng),墻式切圓燃燒方式,一次中間再熱。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為淮南煤,實(shí)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(shè)置,設(shè)計(jì)脫硝效率不小于80%。脫硝系統(tǒng)運(yùn)行已過20000h,預(yù)留層未安裝催化劑。取樣送檢報(bào)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(cè)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(shè)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(zhuǎn)式GGH。改造前全年機(jī)組排放均值情況見表1。

　　表1河源電廠2號機(jī)組改造前煙氣排放指標(biāo)

　　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(fù)荷變化的適應(yīng)性較差;煙氣經(jīng)過脫硝、除塵與脫硫處理設(shè)備后,NOx、SO2與煙塵排放濃度符合國家標(biāo)準(zhǔn),但高于低排放限值要求;同時(shí)鍋爐排煙溫度較高,并且有余熱回收利用空間,為此可以進(jìn)行煙氣低排放改造及深度節(jié)能措施的實(shí)施。

　　2改造實(shí)施方案與結(jié)果分析

　　2.1改造技術(shù)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(shù)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(shù)路線

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

　　采取托盤類技術(shù),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(yīng)范圍;采取無泄漏換熱器(MGGH)替代回轉(zhuǎn)式GGH,避免泄漏短路問題,實(shí)現(xiàn)SO2低排放。