目前國(guó)內(nèi)眾多燃煤火力發(fā)電廠已經(jīng)或正在進(jìn)行多種污染物超低排放工程改造,進(jìn)一步降低SO2、NOx和煙塵等污染物排放以減輕對(duì)嚴(yán)重霧霾天氣的影響。在分析某電廠1000MW超超臨界機(jī)組SCR煙氣脫硝、濕法煙氣脫硫以及靜電除塵器運(yùn)行現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上,提出并實(shí)施了采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻電源靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協(xié)同除塵”的超低排放技術(shù)改造方案。


對(duì)該機(jī)組超低排放改造前后煙氣脫硫、脫硝、除塵系統(tǒng)進(jìn)行了性能試驗(yàn),結(jié)果表明煙囪入口煙塵、SO2、NOx質(zhì)量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達(dá)到了煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以?xún)?nèi)的超低排放要求。改造后,在現(xiàn)有煙氣脫硫、脫硝、靜電除塵裝置的基礎(chǔ)上每年可減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,改善了重點(diǎn)區(qū)域空氣質(zhì)量。

煤炭是我國(guó)的主要一次能源,煤燃燒過(guò)程中產(chǎn)生的SO2、NOx和煙塵是我國(guó)大氣的主要污染物。近年來(lái)我國(guó)頻繁發(fā)生了大面積的嚴(yán)重霧霾天氣,給工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和人民的身體健康帶來(lái)嚴(yán)重的影響,燃煤污染物控制形勢(shì)日趨嚴(yán)峻。為此,2011年我國(guó)頒布了嚴(yán)格的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011),將燃煤火力發(fā)電廠煙塵、SO2、NOx等污染物排放濃度限值分別降至30、100、100mg/m3,重點(diǎn)地區(qū)降至20、50、100mg/m3。

2014年《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》對(duì)燃煤煙氣中煙塵、SO2、NOx的排放濃度提出了要求新建燃煤機(jī)組大氣污染物排放基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組排放限值,即在基準(zhǔn)氧含量6%的條件下,煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3。

目前國(guó)內(nèi)外對(duì)燃煤電廠煙氣多種污染物超低排放與協(xié)同脫除開(kāi)展了大量的研究與工程應(yīng)用,歐美日等發(fā)達(dá)國(guó)家部分電廠已率先實(shí)現(xiàn)了燃煤煙氣主要污染物排放濃度達(dá)到超低排放的要求。

日本碧南電廠1000MW機(jī)組采用低NOx燃燒器和空氣分級(jí)燃燒技術(shù)、SCR煙氣脫硝、低低溫靜電除塵器、濕法煙氣脫硫和濕式靜電除塵器實(shí)現(xiàn)了煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為3、30和25mg/m3。

2014年5月浙江能源集團(tuán)嘉興電廠1000MW機(jī)組率先實(shí)施超低排放改造并投入運(yùn)行,測(cè)試結(jié)果表明主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別達(dá)到了2.12、17.47和38.94mg/m3。目前我國(guó)各發(fā)電集團(tuán)相繼實(shí)施了燃煤發(fā)電機(jī)組的超低排放技術(shù)改造,并制定了明確時(shí)間表,開(kāi)啟了我國(guó)燃煤火力發(fā)電機(jī)組超低排放改造的新局面。

本文針對(duì)國(guó)內(nèi)某1000MW燃燒發(fā)電機(jī)組主要污染物的排放現(xiàn)狀,分析了燃煤機(jī)組主要污染物超低排放的技術(shù)路線(xiàn),實(shí)施了切實(shí)可行的超低排放技術(shù)改造工程,進(jìn)行了超低排放改造前后煙氣脫硫、脫硝和除塵性能測(cè)試,煙氣主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別低于5、35、50mg/m3,有效改善了重點(diǎn)區(qū)域空氣質(zhì)量。

1、1000MW燃煤機(jī)組污染物排放現(xiàn)狀

某電廠2臺(tái)1000MW機(jī)組鍋爐為東方鍋爐廠制造的超超臨界一次中間再熱直流鍋爐,為超超臨界參數(shù)變壓直流爐、對(duì)沖燃燒方式、固態(tài)排渣、單爐膛、一次再熱、全懸吊п型結(jié)構(gòu)。采用東方鍋爐廠引進(jìn)技術(shù)生產(chǎn)的旋流燃燒器前后墻對(duì)沖燃燒,燃用晉南、晉東南地區(qū)貧煤、煙煤的混合煤種。燃燒系統(tǒng)采用空氣分級(jí)燃燒和濃淡燃燒等技術(shù),可有效降低NOx排放量和降低鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

煙氣脫硫裝置為一爐一塔配置的噴淋塔,采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝,吸收塔配置4層噴淋層和4臺(tái)漿液循環(huán)泵。在燃用收到基含硫量為1.8%的設(shè)計(jì)煤種時(shí)(對(duì)應(yīng)的脫硫塔入口SO2質(zhì)量濃度為3900mg/m3)設(shè)計(jì)脫硫效率不小于95%,脫硫塔出口SO2排放濃度在195mg/m3左右。

選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)裝置催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置,初裝2層預(yù)留1層。目前投運(yùn)2層催化劑,SCR脫硝裝置可有效地控制NOx排放濃度在80mg/m3。鍋爐尾部配備2臺(tái)3室4電場(chǎng)的干式靜電除塵器,對(duì)原有除塵器進(jìn)行了高頻電源改造后,除塵器出口煙塵質(zhì)量濃度可達(dá)到39.8mg/m3。

從以上數(shù)據(jù)可以看出,雖然該機(jī)組依據(jù)2011年的排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了增容提效改造,但現(xiàn)有的煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置不能滿(mǎn)足超低排放NOx、SO2、煙塵排放分別低于50、35、5mg/m3。因此,該機(jī)組于2016年底實(shí)施了超低排放技術(shù)改造。

2、1000MW燃煤機(jī)組超低排放改造工程

環(huán)保島超低排放技術(shù)是對(duì)目前燃煤電站的污染物控制技術(shù)的整合,在實(shí)現(xiàn)超低排放目標(biāo)的同時(shí)有機(jī)協(xié)調(diào)各部分污染物減排裝置,以達(dá)到NOx、SO2和煙塵等污染物的協(xié)同脫除。其中低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器以其高效的除塵性能及污染物聯(lián)合脫除性能,逐漸成為多種污染物協(xié)同脫除技術(shù)的核心。

2.1、煙氣脫硫系統(tǒng)改造

該電廠2臺(tái)1000MW機(jī)組脫硫裝置自2012年投運(yùn)以來(lái),凈煙氣SO2濃度滿(mǎn)足小于200mg/m3排放限值環(huán)保要求,但無(wú)法滿(mǎn)足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中關(guān)于重點(diǎn)地區(qū)不超過(guò)50mg/m3的SO2排放限值,更無(wú)法滿(mǎn)足超低排放SO2濃度不超過(guò)35mg/m3的要求。

為了滿(mǎn)足新的超低排放要求,需要對(duì)1000MW燃煤機(jī)組脫硫裝置進(jìn)行增容提效改造。根據(jù)電廠近年來(lái)實(shí)際燃用煤種硫含量,結(jié)合當(dāng)前石灰石-石膏濕法單塔脫硫裝置提效改造的技術(shù)水平及改造后要達(dá)到的出口SO2質(zhì)量濃度不超過(guò)35mg/m3的控制目標(biāo),本次脫硫提效改造設(shè)計(jì)煤種收到基含硫量(Sar)按1.5%考慮,即原煙氣中SO2濃度按3350mg/m3(標(biāo)態(tài),干基,6%O2,下同)考慮,要求脫硫系統(tǒng)效率≥99%。

本次改造噴淋吸收塔新增1層噴淋層和1層合金托盤(pán),改造后按5層噴淋層(其中4層投運(yùn)1層備用)加1層合金托盤(pán)設(shè)置。原吸收塔入口煙道上沿至底層噴淋層之間距離為3m,利用此空間增設(shè)1層不銹鋼材質(zhì)、3mm厚度的合金托盤(pán)。

改造原有的4層噴淋層,并在原頂層噴淋層上方新增1層噴淋層,噴淋層間距為2m,新增噴淋層對(duì)應(yīng)設(shè)置一臺(tái)漿液循環(huán)泵,改造噴淋層及新增噴淋層對(duì)應(yīng)循環(huán)泵流量均為14000m3/h。為保證可靠的脫硫效率,本次改造增加了噴淋層噴嘴數(shù)目,提高噴淋層覆蓋率,單層噴淋覆蓋率不小于300%,并采用單向雙頭高效噴嘴。為防止吸收塔邊壁煙氣逃逸,每2層噴淋層之間設(shè)置塔壁聚氣環(huán)。

考慮吸收塔協(xié)同除塵效果,拆除原有兩級(jí)屋脊式除霧器,新增塔內(nèi)三級(jí)高效屋脊式除霧器和一級(jí)煙道除霧器,并增加相應(yīng)的沖洗管路,煙道除霧器沖洗水按返回吸收塔設(shè)計(jì)。脫硫后的煙氣夾帶的液滴在吸收塔出口的除霧器中收集,使凈煙氣的液滴含量不超過(guò)15mg/m3。

2.2、SCR煙氣脫硝系統(tǒng)改造

煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)技術(shù),催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置,脫硝還原劑用液氨,SCR脫硝裝置設(shè)計(jì)入口NOx質(zhì)量濃度為550mg/m3。在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)出力工況(BMCR)、氨逃逸濃度不大于3μL/L情況下,初裝的2層催化劑時(shí)SCR最大脫硝效率為83.3%。

此次SCR煙氣脫硝改造方案為增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,改造后原入口NOx濃度不變,脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度要求降低到50mg/m3以?xún)?nèi),其脫硝效率≥90.9%。改造后性能試驗(yàn)時(shí)脫硝效率不低于92.8%,NOx排放濃度為38.2mg/m3。

綜合以上SCR裝置性能評(píng)估,在現(xiàn)有SCR煙氣脫硝基礎(chǔ)上按照“2+1”模式增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,進(jìn)一步提高了SCR脫硝效率,實(shí)現(xiàn)了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目標(biāo)。

2.3、煙塵超低排放改造

目前國(guó)內(nèi)外燃煤電廠多采用靜電除塵器、電袋復(fù)合除塵器等除塵技術(shù),濕式脫硫吸收塔具有協(xié)同脫除煙塵的效果。為了進(jìn)一步大幅度降低燃煤電廠煙塵排放濃度,目前主要采用低低溫靜電除塵器、濕式靜電除塵器或其組合技術(shù)。

2.3.1、低低溫靜電除塵器

低低溫省煤器布置在空氣預(yù)熱器與靜電除塵器之間,對(duì)鍋爐排煙進(jìn)行余熱回收利用,煙氣溫度從通常的130~140℃降到90℃左右,回收的煙氣余熱用于加熱鍋爐給水或加熱燃燒所需的空氣以進(jìn)一步提高機(jī)組的效率和降低供電煤耗。煙氣溫度對(duì)靜電除塵器灰比電阻和除塵效率的影響參見(jiàn)文獻(xiàn)。

當(dāng)進(jìn)入靜電除塵器的煙氣溫度從通常的130~140℃降低至90~100℃時(shí),飛灰比電阻降低了1個(gè)數(shù)量級(jí)以上,而且對(duì)于不同的煤種其飛灰比電阻降低幅度有所不同。飛灰比電阻的降低可以避免反電暈現(xiàn)象,大幅度提高靜電除塵器除塵效率。但飛灰比電阻的降低會(huì)加劇二次揚(yáng)塵現(xiàn)象的產(chǎn)生,這需要采取針對(duì)性措施,才能保證煙塵排放濃度低于常規(guī)靜電除塵器。

壽春暉等[8]研究了某百萬(wàn)千瓦機(jī)組進(jìn)行顆粒物脫除特性,結(jié)果表明采用低低溫靜電除塵器后,對(duì)粒徑>10μm的煙塵的脫除效率高達(dá)99%。與此同時(shí),煙氣溫度降低促進(jìn)了煙氣中SO3與水蒸氣結(jié)合生成硫酸霧,易被飛灰顆粒吸附,吸附了SO3的煙塵顆粒進(jìn)入靜電除塵器后,被靜電除塵器捕集排出,不僅解決了下游設(shè)備的防腐蝕難題,還提高了后續(xù)脫硫吸收塔的脫硫效率,降低了脫硫耗水量。

煙氣溫度降低減小了煙氣體積,降低引風(fēng)機(jī)的電耗,但加裝低低溫省煤器會(huì)增加煙氣阻力損失。另外,除塵后的低溫?zé)煔饽苓_(dá)到濕法脫硫工藝的煙溫要求,不必再加裝GGH換熱器來(lái)降低煙溫。

2.3.2、濕法煙氣脫硫協(xié)同除塵

近年來(lái),眾多學(xué)者在研究濕法煙氣脫硫吸收塔高效脫硫的基礎(chǔ)上,研究了其除塵性能的協(xié)同作用。脫硫吸收塔除塵主要包括了脫硫吸收區(qū)除塵和除霧器區(qū)除塵。煙氣進(jìn)入脫硫吸收塔后,煙塵與霧化后的液滴之間相互碰撞,經(jīng)集聚和沉降作用被石灰石漿液液滴捕捉。

被液滴捕捉的一部分煙塵在重力作用下從吸收區(qū)落入到漿液池中,達(dá)到了捕捉煙塵的效果。另一部分細(xì)小液滴在除霧器的彎曲通道內(nèi)凝聚,當(dāng)自身重力大于煙氣升力和液體表面張力時(shí),煙塵從除霧器上落入到漿液池中,實(shí)現(xiàn)液滴回收和脫除煙塵的目的。

王翱等、王琿等對(duì)脫硫吸收塔內(nèi)細(xì)顆粒物的捕集性能進(jìn)行了試驗(yàn)研究和數(shù)值模擬,結(jié)果表明濕式脫硫吸收塔對(duì)于2.5μm以上的顆粒物具有較高的脫除性能,可達(dá)到74.5%的脫除效率。因此,濕法脫硫吸收塔協(xié)同除塵可進(jìn)一步降低煙塵排放濃度。

2.3.3、濕式靜電除塵器

近30年來(lái),濕式靜電除塵器(WESP)在歐美和日本等發(fā)達(dá)國(guó)家已取得較好的成效。日本三菱重工在碧南電廠采用WESP技術(shù)投產(chǎn)近20年來(lái),煙塵排放濃度控制在2~5mg/m3。WESP在國(guó)內(nèi)電廠應(yīng)用處于起步階段,隨著國(guó)家對(duì)煙塵排放指標(biāo)要求越來(lái)越嚴(yán)格,WESP將成為控制細(xì)小顆粒物的重要手段。

濕式靜電除塵器的工作原理為在干式靜電除塵器的基礎(chǔ)上安裝連續(xù)水膜和噴淋裝置,煙氣中粉塵在電極作用下,電子和正離子附著在粉塵表面,促使粉塵在集塵極表面富集,被連續(xù)水膜沖走,達(dá)到高效除塵的效果,尤其對(duì)PM2.5和硫酸煙霧具有較高脫除作用。濕式靜電除塵器的使用,不僅可以滿(mǎn)足煙塵超低排放的要求,同時(shí)能夠減輕石膏雨和藍(lán)色煙霧等污染。

熊桂龍等研究了WESP的脫除機(jī)理和對(duì)細(xì)小顆粒物的分級(jí)脫除效率,結(jié)果表明WESP對(duì)亞微米級(jí)的細(xì)小顆粒具有較高的脫除效率。趙磊等對(duì)幾種不同極板的濕式靜電除塵器性能進(jìn)行比較,認(rèn)為線(xiàn)板式濕式靜電除塵器對(duì)大于10μm和小于1μm的煙塵有更好的除塵效果。

采用DPI細(xì)顆粒物采樣儀對(duì)某300MW燃煤機(jī)組采用濕式靜電除塵器前后進(jìn)行采樣測(cè)試,煙氣中顆粒物濃度由16.1mg/m3降低至1.8mg/m3,脫除效率達(dá)88%。

Sui等采用ELPI+取樣分析系統(tǒng)測(cè)量了三河電廠300MW超低排放機(jī)組低低溫靜電除塵器、煙氣脫硫吸收塔以及濕式靜電除塵器進(jìn)出口的細(xì)顆粒物排放濃度和粒徑分布,結(jié)果表明采用低低溫靜電除塵器、提高濕法煙氣脫硫的洗滌效果和改進(jìn)除霧器性能等措施后煙塵濃度可達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn),進(jìn)一步采用濕式靜電除塵器煙氣中細(xì)顆粒物排放濃度低于1mg/m3。

2.4、超低排放改造工程實(shí)施方案

基于此次超低排放改造工程目標(biāo)要求,結(jié)合機(jī)組實(shí)際運(yùn)行條件和脫硫裝置結(jié)構(gòu),該機(jī)組超低排放改造采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協(xié)同除塵”的技術(shù)方案,如圖1所示。采用低低溫省煤器回收利用煙氣余熱加熱鍋爐給水,提高機(jī)組效率和降低供電煤耗。

用低低溫省煤器將鍋爐排煙溫度從139℃降低到94℃左右,提高了低低溫靜電除塵器除塵效率。在原靜電除塵器前加裝一個(gè)高頻電源的電場(chǎng),并對(duì)原電場(chǎng)進(jìn)行高頻電源改造,靜電除塵器原第4電場(chǎng)的高頻電源移至第3電場(chǎng),第1、4電場(chǎng)的電源采用進(jìn)口高頻電源。同時(shí)完善了低低溫靜電除塵器配套設(shè)施,在靜電除塵器絕緣子位置加裝了強(qiáng)制熱

風(fēng)吹掃裝置,電場(chǎng)所有灰斗采用蒸汽加熱改造。檢查更換1,2,3電場(chǎng)內(nèi)部損壞的極板,更換內(nèi)部損壞的極線(xiàn)、極板,電場(chǎng)內(nèi)部氣流分布裝置、漏風(fēng)、振打等檢查、修復(fù)與調(diào)整,改造各電場(chǎng)輸灰系統(tǒng)。

在現(xiàn)有SCR煙氣脫硝基礎(chǔ)上按照“2+1”模式增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑,進(jìn)一步提高SCR脫硝效率,實(shí)現(xiàn)了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目標(biāo)。本次改造噴淋吸收塔新增1層噴淋層及1層合金托盤(pán),即改造后脫硫吸收塔設(shè)置了1層噴淋層(其中4層投運(yùn)、1層備用)和1層合金托盤(pán)。

脫硫改造中增裝了1層合金托盤(pán),大部分細(xì)小煙塵經(jīng)過(guò)托盤(pán)的篩孔進(jìn)入泡沫層,受泡沫擾動(dòng)的影響而改變方向,從而增加了與液體接觸的機(jī)理,達(dá)到除塵凈化效果。同時(shí)將塔內(nèi)原兩級(jí)除霧器拆除,新增了三級(jí)高效屋脊式除霧器和一級(jí)煙道除霧器,能夠有效提高脫硫塔對(duì)煙塵的脫除效果。

通過(guò)采用靜電除塵器高頻電源改造、低低溫靜電除塵器以及濕式脫硫吸收塔協(xié)同除塵和高效多級(jí)除霧器等組合措施,脫硫塔出口煙塵濃度可降低到5mg/m3以下,并預(yù)留了濕式靜電除塵器的安裝空間。當(dāng)燃用高灰量的煤種以及煙塵排放濃度限值更加嚴(yán)格時(shí),可在脫硫吸收塔后安裝濕式靜電除塵器。

3燃煤機(jī)組超低排放改造工程效果

3.1超低排放改造工程性能試驗(yàn)結(jié)果

通過(guò)對(duì)該電廠1000MW機(jī)組煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置進(jìn)行了性能考核試驗(yàn),主要測(cè)試結(jié)論如下:1)機(jī)組負(fù)荷986.6MW,實(shí)測(cè)脫硫裝置出口煙氣流量為342.1×104m3/h,脫硫裝置入口煙氣溫度為98.4℃,脫硫裝置出口煙氣溫度為49.0℃。

2)脫硫裝置入口原煙氣SO2質(zhì)量濃度2301.1mg/m3,脫硫裝置出口凈煙氣SO2質(zhì)量濃度21.5mg/m3,SO2脫除效率99.04%。脫硫裝置出口凈煙氣SO2質(zhì)量濃度≤35mg/m3,脫硫裝置SO2脫除效率及凈煙氣SO2排放濃度均滿(mǎn)足設(shè)計(jì)值要求。

3)SCR反應(yīng)器入口NOx平均質(zhì)量濃度為549.4mg/m3,反應(yīng)器出口NOx平均質(zhì)量濃度為38.2mg/m3,低于50mg/m3的設(shè)計(jì)值,脫硝效率為93.1%。

4)測(cè)得各個(gè)不同位置煙塵濃度如圖2所示,低低溫靜電除塵器入口煙塵質(zhì)量濃度24.33g/m3,脫硫吸收塔入口煙塵質(zhì)量濃度23.0mg/m3,低低溫靜電除塵器除塵效率99.91%。脫硫吸收塔出口凈煙氣粉塵質(zhì)量濃度的實(shí)測(cè)平均值為4.8mg/m3,煙囪入口凈煙氣粉塵質(zhì)量濃度的實(shí)測(cè)平均值為4.0mg/m3。



吸收塔出口、煙囪入口粉塵質(zhì)量濃度均≤5mg/m3,滿(mǎn)足設(shè)計(jì)要求。該1000MW超低排放改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質(zhì)量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,均達(dá)到燃煤機(jī)組/各污染物超低排放的要求。

3.2、超低排放改造經(jīng)濟(jì)社會(huì)與環(huán)保效益分析

采用上述“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協(xié)同除塵”的超低排放技術(shù)方案對(duì)某1000MW燃煤機(jī)組進(jìn)行技術(shù)改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質(zhì)量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達(dá)到了排煙中煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以?xún)?nèi)的超低排放要求。

與超低排放改造前該燃煤機(jī)組各污染物排放濃度相比,改造后煙塵、SO2、NOx排放濃度分別降低了35.8、173.5和58.5mg/m3。

按該機(jī)組煙氣量為3372811m3/h和年運(yùn)行4500h計(jì)算,在現(xiàn)有煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置基礎(chǔ)上每年可進(jìn)一步減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,滿(mǎn)足燃煤機(jī)組大氣污染物超低排放限值的要求,并明顯改善當(dāng)?shù)乜諝赓|(zhì)量。

4結(jié)論

1)根據(jù)國(guó)家節(jié)能減排的要求,低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器憑借其高效的除塵性能和廣泛的適用性逐漸成為燃煤火電機(jī)組實(shí)現(xiàn)超低排放的有效途徑。

2)采用“SCR脫硝增容+低低溫靜電除塵器+高頻靜電除塵器改造+脫硫吸收塔提效與協(xié)同除塵”的超低排放技術(shù)方案對(duì)某1000MW燃煤機(jī)組進(jìn)行技術(shù)改造后,煙囪入口煙塵、SO2、NOx質(zhì)量濃度分別為4.0、21.5和38.2mg/m3,達(dá)到了排煙中煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別控制在5、35、50mg/m3以?xún)?nèi)的超低排放要求。

3)實(shí)施上述超低排放改造后,1000MW燃煤機(jī)組在現(xiàn)有煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置的基礎(chǔ)上每年可進(jìn)一步減少煙塵排放量543t、SO2排放量2633t、NOx排放量634t,改善了重點(diǎn)區(qū)域空氣質(zhì)量。