随着燃煤机组烟气净化技术的发展,这也标志着该公司两台机组超低排放技术改造工程落下帷幕

发布时间:2020-03-12 14:50    浏览次数 :

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2015年12月2日召开的国务院常务会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。对超低排放和节能改造要加大政策激励,改造投入以企业为主。超低排放的概念对于超低排放,目前国内比较普遍的概念是指,燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3),但在该标准中,天然气燃机与燃煤锅炉排放限值所对应的烟气氧含量分别为15%、6%,如果折算到相同氧含量条件时,天然气燃机排放限值实际上是燃煤机组限值的2.5倍,由此可见,完成超低排放改造后,燃煤机组的排放标准比燃气机组的还低。改造技术路线脱硝技术路线目前被燃煤电厂广泛采用的脱硝技术主要为“低氮燃烧器+选择性催化还原法”,低氮燃烧技术主要是通过调整二次风和燃尽风的配比,增加燃尽风的比例,大幅减少燃尽风区域产生的NOX,目前最新的低氮燃烧技术可将锅炉出口烟气中的氮氧化物浓度控制在200mg/m3左右,烟气进入脱硝反应器后烟气中的氮氧化物和氨气进一步反应,将烟气中的氮氧化物浓度降低至100mg/m3以下。要达到超低排放标准,主要通过两条途径来实现,一种是增加脱硝反应器中催化剂面积,增加喷氨量提高脱硝效率来降低氮氧化物的排放浓度;另一种是对锅炉的燃烧器进行低氮燃烧改造(对燃烧器已改造过的锅炉只能采取前一种)。目前在各大电厂超低排放改造中基本将两种途径结合起来进行实施,先对燃烧器进行低氮改造,尔后再适当增加脱硝催化剂面积,尤其在对四角切圆燃烧方式的锅炉被广泛采用。对于对冲布置的旋流燃烧器的锅炉,一般多采用只增加脱硝催化剂的面积,增加喷氨量实现降低氮氧化物的浓度。脱硫技术路线现役燃煤机组在2014年7月1日开始执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中的二氧化硫达标改造中,一般通过增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石浆液的喷淋层等工艺来实现。在进行超低排放改造中,脱硫系统主要采用以下几种方法:一是脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上,除尘效率90%以上,满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备,应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。如图1所示。二是单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔,浆液采用双分区浆液池设计,将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区),上层主要负责氧化,下层主要负责吸收,同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果,并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。三是双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘,双托盘比单托盘多了一层液膜,气液相交换更为充分,从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。四是双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔,利用双循环技术,同时设置喷淋层和除雾器,使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大,不适合布置比较紧凑的电厂,且辅机增设较多,运营成本高。除尘技术路线现役燃煤机组为达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准,对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场、末电场小分区供电等被广泛应用。在进行超低排放改造中,除尘系统主要采用以下几种方法:一是湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同,其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质,除尘效率高,运行也较可靠。二是电袋复合除尘。电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点,通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器,具有效率高、稳定性强的优点。但是存在布袋寿命较短、维护费用高等缺点。在近两年的超低排放改造中,往往是将以上几种技术路线组合后用于对现役机组的改造,主要有以下几种:脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源。单机投资5000万-1亿,同时运行维护成本低,停机工期最短可以控制在40天以内,属于近两年的新型技术,运行可靠性有待检验;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。性能稳妥、投资和运维成本相对较低。单台机投资大约1-1.5亿,停机工期40天,同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题;脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘。单台机投资约1-1.3亿,停机工期50天,终端除尘效果会更明显,但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题;单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。投资与路线与(1)接近,停机工期50天,该技术既能达到超低排放要求,还能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题,但除尘效果相对较差。技术路线的选择自2014年开始,国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造,从已完成改造的电厂来看,选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主,随着超低排放改造工作的全面推进,新型的超低排放技术将快速发展,结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化,超低排放技术将会越来越成熟,同时改造成本也会逐渐降低。以“十一五”末投产的某电厂为例,该电厂单机容量为600MW,锅炉为前后墙对冲燃烧方式,采用低氮燃烧技术,同步建设脱硫设施,按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后,该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统,对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造),通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。超低排放改造工作启动后,该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察,结合现场设备系统情况,改扩建空间小等实际情况,并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出,在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求,重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择,通过对以上改造技术路线的比较,“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点,被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元,完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下,可满足超低排放的要求。改造产生的效益燃煤电厂进行超低排放改造,对电厂本身产生不了经济效益,但是,改造产生的环境效益非常明显,对改善区域环境空气质量意义重大。经济效益以上述电厂为例,1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期),进行超低排放改造后,典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh,因此,进行超低排放改造不仅要投入大量的资金,而且增加了电厂的运营成本,对电厂产生的经济效益是负值。环境效益根据有关资料统计,按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准,以单机容量600MW的机组参数为参照,经初步测算,与达标排放限值相比,达到超低排放情况下,全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右,其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例,该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较,三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。由此看出,该电厂完成超低排放改造后,一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨,污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计,实际每年减排三项污染物693.2吨,减排效果非常显著,有效改善区域的环境空气质量,尤其烟尘的减排比例高达68.4%,对降低区域空气中的PM2.5贡献重大,将产生良好的环境效益。“十三五”是我国环保工作的关键时期,环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本,影响了电厂效益,但是,做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理,我们要不计成本打造绿色环保企业,为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。

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根据某600MW燃煤机组的烟气净化设计及运行特点,对方案的可行性和经济性进行了分析,并开展了工艺及设备的:脱硫系统采用双塔循环方式,脱硝系统采用低氮燃烧与SCR协同作用的方式,采用MGGH技术提高烟气上升高度,合并引风机和增压风机,增大引风机出力。从结果看出,干湿烟囱设备后,整体系统成本增加值分别为10.23元/和9.79元/。根据所选优化方案对该燃煤机组进行后,排放烟气能够满足国家环保标准,可为其他燃煤电厂的相关提供了参考和依据。

北极星火力发电网讯:北极星电力网获悉,近日,河南省环保厅近期公示了3个火电项目竣工验收材料,分别为河南神火集团有限公司1×600MW机组竣工环保验收、大唐三门峡电力有限责任公司三期工程(“上大压小”1×1000MW机组)烟气脱硝除尘脱硫项目先期验收、华能渑池热电有限责任公司2×350MW热电联产工程1号机组脱硫脱硝除尘设施先期验收。详情如下:

  2015年,华电永安发电公司7、8号机组超低排放改造全部取得成功并顺利投入运行,这也标志着该公司两台机组超低排放技术改造工程落下帷幕,并成为福建省首家超低排放的环保电厂,为该公司“十二五”建设收官画上了圆满句号。
  该公司前身为福建永安火电厂,始建于1958年, 原有六台机组装机总容量为350MW,现已全部关停。2011年在原址东侧新建两台300MW“上大压小”机组,项目建设2台300MW循环流化床燃煤发电、供热机组,采用当今先进的炉内脱硫CFB清洁燃煤技术,系国内燃用本省超低挥发份无烟煤单机容量最大的发电机组。
  一直以来,该公司都将如何提高设备环保力度,降低能源污染,作为企业不懈努力的方向。为此,该公司积极筹划、主动作为,以脱硫、脱硝及电除尘等设备改造推开了减排之门,加大环保投入,持续开展环保技术改造,充分运用减排科技创新,降低各项排放指标,经过孜孜不倦的努力,该公司圆满完成了机组超低排放目标,为地方节能减排与环保工作做出了贡献,为福建永安市碧水蓝天起到了典范作用。
  自我加压 推进环保改造纵深发展    坚持走“绿色发展”之路。该公司在对全部燃煤发电机组实施脱硫、脱硝改造的基础上,自我加压,积极探索超低排放的优化方案,全力推进“超低排放”项目工作。2014年公司上下坚定了环保改造的信心,瞄准目标、同心同力,全身心地投入到公司7、8台机组的脱硫、脱硝等环保改造中。根据国家发改委等三部委《关于印发<煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)>的通知》要求,以及华电集团公司《关于上报火电厂污染物治理(减排)升级改造规划的紧急通知》,到2020年现役燃煤机组改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35、50 mg/m3)要求,为此,公司投资1.65亿元,提前进行超低排放升级改造工作,打造“美丽电厂”。该工程作为2014年度永安市省级重点项目及华电集团公司百万工程跟踪项目,于当年8月开始动工,按照烟气出口烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于15mg/m3、50mg/m3、 100mg/m3的标准进行改造,两台机组脱硝改造工程已于2015年3月份全部通过了环保验收,其中8号机组超低排放升级改造工程于6月全面竣工,26 日22时通过了168试运行。永电人用一串串精准的数字,阐释了成绩单背后公司员工共同的付出与努力;用一串串平实的数字,见证了多年来对2台机组不断加大环保投入、不断创新减排科技,不断开展环保技术改造和综合治理取得的显著成果,更展现了永电人的责任与担当。
  指标倒逼 促进改造持续“加码”   为积极落实国家要求,继续加大环境治理力度,着力改善环境质量,该公司在环保改造完成的基础上,再一次接过环境治理的“接力棒”,持续“加码”对脱硫脱硝系统进行升级。该公司在工艺技术上进行了大胆创新,脱硫系统采用烟气循环流化床脱硫除尘一体化工艺,是半干法脱硫除尘一体化技术在300MW循环流化床锅炉中首次成功应用。整个烟道系统无需进行防腐,不存在烟囱飘“石膏雨”对周围环境造成的二次污染。脱硝系统采用SNCR烟气脱硝工艺,结合炉内深度燃烧调整,保证氮氧化物超低排放。该工艺对设备改动小,不需要价格昂贵的催化剂,无二次污染,装置投资省,运行可靠,维护方便。8号机组超低排放系统在168试运行期间,烟尘排放均值为.0-5.0mg/m3,二氧化硫为10-20mg/m3,氮氧化物为20-40mg/m3,该台燃煤机组大气主要污染物已达到天然气燃气机组的排放标准,成为省内首台实现超低排放的燃煤机组。
  经过一年多的设备改造,该公司7、8号台机组全部通过了省环境监测中心站测确认,环保指标在线监测数据显示,氮氧化物、二氧化硫、烟尘排放,主要排放指标优于燃机排放标准,满足环保部、国家能源局《关于做好煤电机组达到燃机排放水平环保改造示范项目评估监测工作的通知》的要求,2016年1月公司超低排放改造工程获福建省减排工作联席会议通报表彰。2016年6月,福建省物价局根据国家发展改革委、环保部、国家能源局《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》精神,批准该公司7号机组和8号机组自2016年1月1日开始实行超低排放电价。2016年9月国家环境监测总站和上海环境监测站,对该公司对超低排放改造工程进行检查和复测,复测结果符合超低规定。该公司7、8号机组超低排放技术改造项目《300MW循环流化床锅炉烟气污染物一体化脱除关键技术研究及工程应用》荣获集团公司2016年科学技术进步奖一等奖。
  技术助力 环保指标“瘦身健体”   对于该公司而言,力抓超低排放改造项目落地,是其勇于承担社会责任,认真做好环境保护工作的一个重要落脚点。该公司面对环保压力勇往直前、积极进取,面对环保问题不避让、不推卸,加大环保改造的科技投入力度,将先进的技术和工艺运用到设备改造中,确保机组排放限值达到燃气轮机组标准,实现环保指标的“瘦身健体”。
  工程建设中,该公司以绿色节能环保的社会效益为最高追求目标,全面落实国家发展改革委、环保部、国家能源局三部委联合印发 《煤电节能减排升级与改造行动计划》要求严控大气污染物排放限值规定。公司7、8号机组超净排放技术改造工程六大亮点:一是指标优于燃气机组污染物排放标准,超洁净排放;二是无腐蚀,原烟囱无需防腐改造;三是实现无废水排放,节能减排;四是同步脱硝与重金属治理,技术先进,利于降低生产成本;五是相比湿法超净技术,无需电除尘器升级改造而延长停炉时间,节约投产成本;六是实现东南地区最大装机干法超净装置。
  工程建设中,该公司还不断强化安全基础管理,严格外包工程资质审查,严格各类安全规范及制度的落实;强化技改质量,优化施工方案,调整施工工序,合理安排劳动力及施工机械;为应对台风,以及极端恶劣天气期间安全施工,公司成立联合安全质量巡查组,严把安全管控和工程质量,全面提高了施工效率。
  仰望蓝天,见云卷云舒;清风拂面,可吐故纳新。回顾过去,该公司全体员工用实际行动履行了为社会提供清洁能源的责任,展现了企业的担当,彰显永电的“绿实力”。展望未来,永电人更有激情,他们将以更高的工作热情投入到发电生产与绿色环保实现双赢的提质增效之中。(徐永龙)

随着燃煤机组烟气净化技术的发展,人们已经意识到分别使用脱硫和脱硝技术,并不能达到很好的污染物脱除效率,而且脱除设备庞大,占地空间大,初投资和运行费用昂贵。为了解决此类问题,各种烟气净化综合利用技术得到了重视和发展,一体化的脱硫脱硝工艺结构紧凑,烟气净化设备初投资和运行费用低,满足了大容量机组的需要。因此,开发烟气综合净化技术已成为烟气净化的发展趋势。

河南神火集团有限公司1×600MW机组工程位于永城市高庄镇神火工业园,新建1台600兆瓦超临界燃煤机组,配套1台1950t/h煤粉炉及汽轮发电机组。建设锅炉烟气电袋复合除尘器、石灰石—石膏湿法烟气脱硫、SCR脱硝装置,烟气经净化后由240米高烟囱排放。

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目前,国外主要采用的脱硫技术包括循环流化床、湿法脱硫、喷雾脱硫等,脱硝技术包括选择性催化还原技术和选择性非催化还原技术。烟尘脱除技术普遍采用电除尘器,在、欧盟、日本等国家,电除电器的覆盖面积所占除尘设备的份额比较大。随着国内对于环保要求的日益严格,国内已开展了超洁净排放环保协同。

该项目执行了影响评价和环保“三同时”制度。2009年12月,该项目环评报告书经环保部批复(环审﹝2009﹞570号);2013年9月和2014年1月,河南省环保厅同意该项目进行试生产和延期试生产。2016年2月,针对厂址调整,编制了变更影响分析说明。2017年2月19日,机组超低排放项目通过永城市环保局验收。