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为实现**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**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,**低排放改造效果优于**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**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2×00MW****临界机组为例,探索烟气**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.等,实现减排与节能指标双重效益较大化。
1改造前的基本情况
河源某电厂现有2×00MW****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-179/2.1-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**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**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1.m;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
**低排放
**低排放
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标准,但****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**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**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。
**低排放
**低排放
图1烟气**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**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**低排放。
延伸阅读：
燃煤机组深度**低排放技术路线的综合性研究
300MW级燃煤机组SCR烟气脱硝**低排放性能评估
**低排放较佳选择 湿式电除尘详解
**低排放下不同湿法脱硫技术脱除SO3效果测试与分析
*2页 /(共4页)
通过设置MGGH烟气冷却器,将干式电除尘器入口烟气温度降低至酸露点以下,使得电除尘器处于低低温工况,协同提升电除尘器除尘效率,并去除部分SO3;MGGH再热器将烟囱出口烟气温度控制在72℃,避免烟囱雨产生;并设置凝结水加热器,回收MGGH系统中多余热量。
在低低温电除尘器技术基础上应用脉冲电源,将干式电除尘器出口粉尘浓度控制在较低范围,并降低运行能耗;在烟囱入口设置湿式电除尘器,进一步脱除烟尘,实现烟尘**低排放,并协同去除SO3与PM2.。
将电除尘器灰斗、绝缘瓷套与气化风等电加热装置改为蒸汽加热装置,降低电除尘器运行电耗。
2.2低氮燃烧器改造
具体方案为：将现有PM燃烧器进行升级改造为M-PM燃烧器,将原PM分离器至燃烧器入口段的煤粉管道更换直管段,A-A风燃烧器保持原有标高更换喷口。
改造后炉膛出口NOx排放浓度考核结果见表2,优于性能要求,原因是M-PM燃烧器利用燃烧器喷嘴体及煤粉管道弯头将煤粉气流分成浓淡两股,分别进入炉膛;浓相位于火焰中心,所需着火热少,利于着火和稳燃;淡相位于外围,补充后期所需的空气,利于煤粉的燃尽;浓淡燃烧偏离了化学当量燃烧,实现整体的风包粉结构,大大降低了NOx的生成[1]。
表2低氮燃烧器改造要求与结果比对
**低排放
**低排放
改造后灰分含碳量为0.9%,比改造前提高0.1%,符合预期。另外改造后燃烧器出口风压增大,射流的“刚性”加强,偏烧情况较改造前有较大改善;主再热器蒸汽参数调整性能与改造前相比未有下降。
在锅炉燃烧器实施上述低氮改造后,在烟气脱硝装置预留层不添加催化剂的情况下,脱硝装置出口NOx排放浓度见表3,可控制在3mg/m3以内,主要原因是改造后脱硝装置入口NOx浓度大幅度降低,后续脱硝装置运行压力降低。
表3低氮燃烧器改造后烟气脱硝装置出口NOx排放浓度
**低排放
**低排放
2.3电除尘器提效与节能改造
2.3.1电除尘器低低温与脉冲电源协同提效技术
具体方案为：在静电除尘器入口增设无泄漏MGGH烟气冷却器,将锅炉排烟温度降至8~90℃,保证在常见工况下电除尘器入口烟气温度低于酸露点~10℃;同时对电除尘器阴极线、阳极板变形进行修正,灰斗、人孔内衬不锈钢板等;保持现有1电场高频电源、2电场工频电源不变,将电除尘器3、4电场工频电源更换为脉冲电源。脉冲电源系统是在0kV基准电压叠加80kV脉冲电压,脉冲宽度为7μs,电压和电流独立控制。
改造后电除尘器性能测试结果见表4。与表1相比,改造后除尘器出口粉尘浓度大幅度下降,主要原因是由于电除尘器入口烟温低于酸露点温度,烟尘比电阻下降,进入较佳除尘效率区间[2];其次烟气温度降低后烟气量也下降,增加了比集尘面积,同时烟气流速降低,延长了粉尘在电仓的停留时间,有利于粉尘的脱除[3];
另外高压脉冲供电装置运行电压大于120kV,大于改造前的40~0kV工频电压,并在脉冲瞬间高电压状态下,消除反电晕,较大提高了微细颗粒尤其高比电阻粉尘的荷电速度和驱进速度[4]。由于脉冲供电为间歇供电,避免了反电晕现象产生的电流浪费,与传统直流供电相比也节能[]。
表4改造后电除尘器进、出口粉尘浓度
**低排放
**低排放
同时低低温电除尘器出口SO3浓度较低,原因为当除尘器进口烟气温度低于酸露点温度且灰硫比大于10时,SO3形成硫酸,被飞灰中的碱金属包裹,包裹物被电除尘器去除,并不会对下游系统形成腐蚀[]。
2.3.2电除尘蒸汽加热与热风吹扫技术
改造前电除尘器灰斗、气化风与供电回路的绝缘瓷套加热器均采用电加热器。在实施低低温改造后,灰斗与瓷套保温箱内的绝缘瓷套所需加热功率大幅度提升,见表,其原因为改造后烟温降低,灰斗和瓷套保温箱的工作环境发生了改变。
表除尘器改造前后加热功率变化
**低排放
**低排放
为降低厂用电,对上述电加热器实施蒸汽加热改造,方案为：利用0.~1.0MPa电厂辅汽对除尘器灰斗进行加热,使灰斗的温度达到100~120℃;其凝结水为高温饱和水,再分别通入瓷套瓷轴热风加热器和灰斗气化风加热器,将瓷套瓷轴风由环境温度加热到110~120℃,将灰斗气化风由环境温度加热到120~130℃,最后成为0~70℃的过冷水排放到回收点。采取蒸汽加热改造后,消耗蒸汽合计1440kg/h,节省厂用电978kW。
延伸阅读：
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300MW级燃煤机组SCR烟气脱硝**低排放性能评估
**低排放较佳选择 湿式电除尘详解
**低排放下不同湿法脱硫技术脱除SO3效果测试与分析
*3页 /(共4页)
电除尘器实施低低温除尘改造后,灰斗加热区域由原来的1/3提升到2/3灰斗高度。在该高度区域四周布置蛇形盘管,并覆盖铝箔,以强化保温和辐射换热。为消除烟温下降绝缘子结露爬电等隐患,设置绝缘子热风吹扫系统[7]。现有绝缘瓷套是布置在大保温箱内,为实现各瓷套吹扫风均匀布置,在保温箱内布置风管,瓷套外设置“O”型风环,风环上部沿瓷壁方向均匀开孔,如图2所示。
**低排放
**低排放
图2绝缘瓷套热风吹扫图
电除尘器内部烟气压力按-1.27~4.48kPa进行设计,在瓷套顶盖板开8个直径7mm通风孔,单个瓷套吹扫风量34.~44.0m3/h。
改造后,各加热点温度**设计值,热风吹扫系统运行稳定,未发生爬电情况。
2.4脱硫托盘与交互式喷淋协同提效技术
改造方案为：维持脱硫吸收塔本体高度、塔径等不变,增加一层托盘;将上喷淋层改造为交互式喷淋层,对应增加一台浆液循环泵;在两层屋脊式除雾器下增设一层管式除雾器;为配合后续的湿式电除尘器接口,将吸收塔出口烟道90°转向。改造后浆液循环泵参数见表。
表改造后脱硫浆液循环泵参数
**低排放
**低排放
改造后不同负荷、不同燃煤硫分工况下的运行结果见表7。由表7可知改造后的脱硫塔性能优于预期,对燃煤硫分的适应性由0.%也提升至1.08%。主要原因是托盘阻力使得烟气在塔内更加均布,浆液和烟气的接触在整个吸收区域都被优化,提升了脱硫传质效率[8]。
表7不同负荷与煤种工况下改造后的脱硫塔运行性能
**低排放
**低排放
2.湿式电除尘及其废水零排放技术
在脱硫塔后部烟道增设湿式电除尘器,方案采用金属板卧式结构,双室两电场,阴极线与阳极板采用31L材质,本体结构采用玻璃鳞片防腐,阳极总投影收尘面积11742m2,比集尘面积为1.9m2/（m3/s）;喷淋循环水量10m3/h,喷淋前通过自动清洗过滤器与袋式保安过滤器,并加碱调整pH;配套有废水处理与复用系统,废水处理后回用于脱硫系统,不外排,如图3所示。

TR-9300E型固废垃圾焚烧烟气排放连续监测系统是采用世界先进傅立叶变换红外分析(Fourier transform infrared，简称FT-IR)即基于红外吸收原理的广谱分析技术与中国环保监测技术相结合，通过我公司多年在工业流程领域中积累的丰富经验精心打造而成的**于固废垃圾焚烧烟气监测系统。该系统符合*人民共和国环境保护产业标准HJ/T7-2019、HJ/T7-2019标准以及《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB1848-2014）标准等相关标准要求。
该系统应用于垃圾处理厂、垃圾焚烧炉、烟气排放连续监测等烟气中气态污染物（SO2/NO/NO2/CO/CO2/HCL/HF/NH3/O2）和固态污染物粉尘以及温度、压力、湿度、流量的在线监测，并通过数据采集处理系统生成图谱、环保报表，可将数据远传至各级**，完成对监测数据的接收、存储、显示、传输的功能要求。
二、气态污染因子监测方案
TR-9300E型固废垃圾焚烧烟气排放连续监测系统采用美国MKS傅立叶变换红外分析法，测量准确，响应时间短，检测方法快速，测量组分种类多样；系统采用全程高温（190℃以上）抽取式分析原理，即烟气经由高温加热探杆和高温探头抽取，经过滤粉尘后进入高温输气管线、后经高温预处理模块预处理后进入高温多组分红外分析仪进行测量，分析气室的温度能承受190℃以上的高温加热方法。中间不冷凝，不除湿，从采样点到仪器主机和检测装置的采样管线中没有任何冷凝脱水装置。先进的高温测量方法，能够高精度地测量一些特殊组份，如较易溶于水的HF、HCl、NH3和烟气湿度等，**的解决了垃圾焚烧等行业高湿、高腐蚀、高尘、高温、气体含量低、检测种类多等复杂工况下监测的需求。
三、气态污染物监测系统组成
气态污染物监测系统由高温采样单元（含采样探头和一体采样管)、反吹单元、预处理单元、傅里叶红外分析单元、氧化锆分析单元、控制单元、校准单元和数据处理单元组成，采用直接抽取式高温采样法完成对烟气组分监测的要求。
四、系统技术特点
l 系统按工业型仪器标准生产，同时又符合环保型仪器标准，对污染源的监测有非常好的适应性和可靠性。
l 采用高精度陶瓷过滤器元件，较大限度地克服堵塞问题，降低维护工作量。
l 采用全程高温取样、高温预处理、高温分析，温度可达190°C以上，保证监测过程无冷凝。
l 采样管线采用*更换的Teflon（聚四氟乙烯）管簇，自动温度控制设计，精确保证伴热温度。
l 长期可靠、稳定的分析及预处理装置，满足系统长时间稳定正常运行，不需要日常维护。
l 分析仪器采用进口美国MKS的傅利叶变换红外光谱分析仪能分析含有高达40%水气的样品，能同时分析和显示多达30种气体。
l 采用PLC控制，自动化程度高、维护工作量小。
l 系统模块化结构设计，配置灵活；系统操作简单维护方便。
l 系统使用寿命长，稳定可靠。
五、监测项目
常规监测气体及较低监测下限

气体名称
分子式
20/20™气室，1 秒钟检测时间下的较低检测值
氨气 Ammonia
NH3
0.ppm
二氧化碳Carbon Dioxide
CO2
0.2ppm
一氧化碳Carbon Monoxide
CO
1.2ppm
甲醛 Formaldehyde
H2CO
0.ppm
氯化氢 Hydrogen Chloride
HCl
1.ppm
氟化氢 Hydrofluoric Acid
HF
0.ppm
甲烷 Methane
CH4
0.ppm
二氧化氮Nitrogen Dioxide
NO2
0.4ppm
一氧化氮Nitric Oxide
NO
3.ppm
三氟化氮Nitrogen Trifluoride
NF3
0.ppm
四氟化硅Silicon Tetrafluoride
SiF4
0.1ppm
二氧化硫Sulfur Dioxide
SO2
0.ppm
四氟化碳Tetrafluoromethane
CF4
40ppb
二甲苯 Xylenes
C8H10
1.0ppm
六、应用行业
专业提供焚烧行业及电力系统的烟气排放连续监测系统和空气质量监测系统(如：SO2/NO-NO2-NOx/CO/CO2/HCL/HF/NH3/H2O/O2)、挥发性**气体分析系统 (如：总挥发性**物, 甲烷,非甲烷烃类, 苯, 甲苯, 乙苯, 对二甲苯, 邻二甲苯)、颗粒物监测系统以及便携式傅里叶红外分析系统监测设备。该系统广泛应用在城市生活垃圾焚烧厂、工业垃圾焚烧厂、污泥焚烧厂、电厂、石油石化厂、水泥厂以及玻璃厂等行业烟气在线监测。

苯可溶物(BSO):0.2-1.20(mg/m3)

与其他除尘设备相比，耗能少，除尘效率高，适用于除去烟气中0.01~0μm的粉尘，而且可用于烟气温度高、压力大的场合。