超低排放（精选10篇）
超低排放 篇1
在天津举办的全国首届被动式建筑发展论坛上, 国家建材工业情报所崔源声副所长介绍了建筑材料在生态绿色建筑发展中的地位与作用。建筑业是资源和能源消耗大户, 面对人口增长所产生的需求, 以及传统能源枯竭、生态环境恶化、能源成本升高等一系列问题, 建筑节能潜力巨大。而如何既能保持生态平衡, 又能平稳转向绿色能源、资源与可持续发展, 成为建筑业亟待解决的问题。
2013年我国消耗37亿吨原煤, “十二五”期间力争控制原煤数量在40亿吨以内, 建设低能耗建筑和零排放建筑对于建筑节能的意义十分重大。
依靠良好的建筑围护结构材料, 被动式设计节省了建筑能耗的90%以上, 这样为可再生能源解决余下的5%到10%减轻了很大负担, 使可再生能源扩大了近10倍的空间和余力, 来解决洗澡、做饭、照明等建筑能源需求, 最终实现真正的零能源消耗和零排放。新能源基本上没有二氧化碳的排放, 包括造成雾霾的主要污染物二氧化硫和氮氧化物。利用可再生的绿色建材和建筑围护结构, 大力发展被动房, 可以实现零能耗、零排放、甚至是负排放的绿色建筑。
建材行业和新能源产业在以被动房为代表的新一轮绿色建筑产业革命已经到来, 将为造福百姓、惠及民生, 建设节能低碳社会和建设美丽天津做出积极贡献。
超低排放 篇2
第一章
总则
第一条
为确保许昌龙岗（禹龙）发电有限责任公司一、二期超低排放改造工程按期优质投产，争创集团公司精品工程，加大进度、质量、造价管理，提高投资效益，制定本办法。
第二条
本办法适用于一、二期超低排放改造工程与我公司签订合同的所有工程项目公司。
第二章
管理目标
第三条
安全文明管理目标：
3.1不发生轻伤及以上人身伤亡事故、不发生有人员责任的较大及以上设备事故和施工机械损坏事故、不发生火灾事故、不发生较大及以上交通事故、不发生较大及以上环境污染事故，有效防范一般事故，不发生性质恶劣的可能造成不良.影响的各类事件。
3.2超低排放改造工程建设项目达到同时期、同地区、同类型的先进水平，争创集团公司安全文明样板工程。
第四条
质量管理目标：
4.1设计质量目标：超低排放改造后，固体颗粒物、SO2、NOx最终排放浓度达到合同规定的要求；超低排放改造不影响机组安全、稳定运行；施工图合格率100%。
4.2施工质量目标：分项、分部、单位工程验收率、合格率均为100%，优良率均≥98％；基础加固、结构加固方案的实施，达到规定的检（试）验合格要求。
4.3调试质量目标：调试完成后系统各项性能指标达到设计要求。
4.3.1整体试运一次成功；
4.3.2热控保护投入率100%，自动装置投入率100%，热控测点、仪表投入率100%、正确率100%；
4.3.3电气保护投入率100%，电气自动装置投入率100%，电气测点仪表投入率100%、正确率100%。
第五条
工期目标
5.1进度计划合理、可行，工期控制措施有效，除批准的计划调整外，按照考核工期按时或提前投运。
5.2项目上报正式工程开工申请报告，经集团公司审批后作为计算工期考核起始日期的依据。
第三章
管理职责
第六条
超低排放改造项目部管理职责：
6.1在公司超低排放领导小组指导下，具体负责超低排放改造工程安全、质量、进度全过程管理，每周向领导小组汇报改造工程安全质量周报，对安全、质量、进度目标的实现负全面管理责任。
6.2负责超低排放改造技术协议的编写、签订；负责对承包方安全技术交底，对施工安全措施、组织措施和技术措施进行审查。
6.3组织专业人员对关键设备进行全过程监督和验收，严把材料、检验和试验验收关。
6.4负责协调解决工程施工中存在的问题；负责组织隐蔽工程监督验收、工程的冷态、热态验收及性能考核试验。
6.5对承包方的作业过程进行全过程监督，对违反公司安全管理的违章行为进行考核，并监督承包方整改措施的落实情况。
第七条
超低排放改造工程承包方的管理职责：
7.1认真履行工程合同和安全协议条款，对超低排放改造工程安全、质量、进度目标的实现负直接责任，对分包单位安全生产负连带责任。
7.2负责成立现场项目部，建立健全项目部安全生产组织管理机构，完善各岗位安全职责等内部各项规章制度。
7.3项目部的经理、安全员和焊工、起重机械、电工等特种作业等人员，必须持证上岗，工作票负责人等6种人必须培训考试合格后方可上岗作业。
7.4负责改造工程的勘察设计、设备成套、编制三措一案、材料及设备的验收、现场施工安全管理、竣工验收等全过程的安全质量管理。
7.5现场施工中，必须严格执行业主方现场安全管理的规程、制度和安全协议明确要求的安全、消防、治安及文明生产的有关规定。承包方必须自觉接受业主方的安全监督、管理和指导，对业主方提出的技术和安全方面的意见必须及时整改；发生人身事故或危及设备的不安全情况，除按规定逐级上报外，还必须立即报告业主方。
7.6承包方因违章作业造成设备停运、损坏，火灾及人身伤亡等影响安全生产的，必须接受业主方安全监督部门的处罚。
第八条
监理单位的职责：
8.1贯彻国家法律法规，落实行业标准和规章制度，落实超低排放改造工程管理制度和工作计划。
8.2认真履行监理方与业主方签订的超低排放改造工程合同条款，对改造工程安全、质量、进度目标的实现负监督管理责任。
8.3负责改造工程安全控制、质量控制、进度控制、投资控制、信息管理、合同管理，协调各方面关系，保障工程项目按预期目标建成投产。
第四章
安全管理
第九条
贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，严格执行国家法律法规和集团公司、河南公司安全生产管理制度，按照超低排放改造工程各环节、各阶段的安全管理要求，落实安全管理责任，确保工程建设全过程安全。
第十条
认真落实《许昌龙岗（禹龙）发电有限责任公司发承包工程安全管理规定》，在超低排放改造工程发包前，对承包方资质和条件进行审查，并复印有关见证性材料备案。
第十一条
承包方不得擅自将工程转包、分包和返包，承包方在工作中遇有特殊情况确实需要由业主方配合完成的工作，需书面提出申请，经业主方相关领导批准后安排有关车间或班组配合实施。
第十二条
超低排放改造工程开工后，承包方必须重点对有可能造成人身伤害、设备损坏等不安全事件的施工区域做好危险点分析，并制订有针对性的安全措施，经业主方审核批准后，监督承包方实施；承包方应按有关安全管理法规、条例、规程的要求设置现场作业监护人。
第十三条
承包方在施工过程中不得擅自更换工程技术管理人员及现场作业人员，特殊情况需要换人时须征得业主方的同意，并对新参加现场工作的人员履行相应的安全教育、培训和考试，合格后方可使用。
第十四条
承包方须做好超低排放改造工程施工区域的可靠隔离：
14.1凡施工过程中可能影响及危害到的运行设备、系统，必须做好安全防护隔离措施。
14.2高空作业下方区域有运行设备时，必须设置运行人员检查安全通道，运行设备、安全通道上方用双层竹排或木板搭设防护棚，并铺上铁皮进行防火。禁止施工人员使用运行专用通道运送施工物品。
14.3高空作业下方区域采取全封闭隔离，并挂上“闲人免进”、“禁止通行”等警示牌。隔离区留唯一出口，出口设专人看管，需要进入隔离区时，由出口监护人和高空作业监护人联系，确认安全后方可进入，同时做好进出记录。
第十五条
承包方应合理安排施工工序，避免（空间、专业、与现场其他施工）交叉作业。对无法避免的交叉作业，承包方应制定、执行交叉作业专职安全监护方案，明确作业各区域安全监护职责，责任到人；对分层、分片进行施工的区域，实行分层、分片安全监护，各区域施工可能对其它区域安全产生影响时，由本区域安全监护人联系受影响区域安全监护人，确认安全后方可施工。
第十六条
高处作业安全管理重点要求：
16.1高处作业必须搭设脚手架，脚手架的搭设、验收、使用、拆除程序必须严格执行业主方脚手架使用管理办法中有关条款。
16.2高处作业应一律使用工具袋，较大的工具、物件等应用绳拴在牢固的构件上。承包方应安排专人每天对施工区域小物件进行清理，重点控制临边摆放、脚手架上物件坠下伤人的风险。
16.3高处作业时，安全带的挂钩或绳子应挂在结实牢固的构件上，或专为挂安全带用的钢丝安全绳上，做到高挂低用，长时间工作的区域应装设防护立网。安全绳、安全网严禁任意拆除。
第十七条
起重作业安全管理重点要求：
17.1塔吊安装、试吊作业必须制定“三措一案”，经批准后方可施工。塔吊基础土建施工，应由专业技术人员进行测算，监理单位签字。承包方必须按时对塔吊起重机进行安全检查、维护保养。重点检查连接螺栓紧固、钢丝绳磨损、电气安全情况、制动是否灵敏，塔吊起重机工作每半个月必须对各处连接螺栓，特别是高强度螺栓全部紧固一次。
17.2塔吊周围设置起吊隔离区，安排专人监护，禁止无关人员进入隔离区。起吊作业期间，运输线路下方禁止作业，禁止人员在吊物下行走或停留，起重臂短时间经过正常通行道路上方时，在道路两端设置隔离，并有专人监护，起重臂离开该区域后方可解除隔离。
17.3塔吊起吊作业时，必须由专人指挥，指挥人员在其限制范围内进行工作，上下联系可以使用对讲机等通讯工具准确联系，但指挥人员、操作人员必须随身携带信号旗作为备用应急手段。
17.4起重作业使用的吊环和吊钩，应是锻成的或用钢板铆成的，禁止使用铸成的或用钢条弯成的。有裂纹或显著变形的不准使用，禁止在吊钩上焊补或在受力部位钻孔。
17.5钢丝绳禁止超负荷使用。工作前承包方应对钢丝绳进行安全检查和合用判断，整根钢丝绳外表面凭肉眼能看到腐蚀的表面或整根钢丝绳纤维芯被挤出，应予报废。
17.6起吊物件时，应先检查捆缚是否牢固，绳索经过有棱角快口处应设衬垫。然后试吊离地面0.5m，经检查确认稳妥可靠后方能起吊。起吊重物不准让其长期悬在空中。有重物暂时悬在空中时，严禁驾驶人员离开驾驶室或做其他工作。
17.7当风力大于5
级时，不进行大件起吊作业。风力大于6
级时，不得进行露天高空作业。遇有大雪、大雾、雷雨、大风等恶劣天气，或夜间照明不足，指挥人员看不清工作地点、操作人员看不清起重指挥信号时，停止起重作业。
第十八条
动火作业点及其下方区域必须设置监护人，作业前对动火作业区域周围进行安全检查，动火作业区域周围的电缆桥架、运行油站必须敷设防火布，并配备足够的消防器材。使用的电焊机必须符合安全要求，使用的线缆完好无破损。
第十九条
业主方安全监督人员每天检查各施工点安全监护到位情况，对安全问题进行通报，并复查安全通报问题整改情况。
第二十条
业主方发现承包方有严重违章作业，威胁到人身安全或设备安全的，有权要求承包方进行停工整顿，有权决定终止合同的执行。
第二十一条
监理单位应依据国家有关法律法规、规程规范、工程建设监理合同和公司有关工程建设安全质量管理的规章制度，通过文件审查、工序检查、见证、旁站、巡视及平行检验等监理手段，对施工全过程的安全质量进行有效控制。
第二十二条
超低排放改造项目部每天对监理单位安全质量监理职责的履行情况进行动态检查。对于未按要求做好安全质量监理工作的监理单位，应严格按照合同约定进行处罚。
第二十三条
任何人进入氨区必须经过运行值班人员的许可，按规定办理登记手续后方可进入。任何人进入氨区不能穿有铁钉子、铁掌的鞋和化纤服装，进入氨区前要手摸静电释放装置。
第五章
质量管理
第二十四条
承包方必须有同类型超低排放改造项目施工业绩、人员素质、技术装备，内部管理能力能够满足项目管理要求；施工项目经理等重要岗位人员必须具有同类工程、同类岗位的施工管理业绩，能够胜任超低排放项目施工管理工作。
第二十五条
超低排放 篇3
对中小型燃煤电厂，对比当前国内开发的新除尘技术及其应用效果，进而选择合理的处理技术，来进行除尘、脱硫、脱硝处理，以达到国家规定的超低排放的要求。
关键词：中小型燃煤电厂 超低排放 除尘 脱硫 脱硝
中图分类号：TU993 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）05（b）-0037-02
在我国，绝大部分的发电厂主要是以燃烧煤炭发电为主。随着社会的不断发展，人们对环境也越来越重视起来，因此，相关部门发布了燃煤电厂大气污染物排放新标准，并且将“清洁高效发展煤电”作为能源发展计划的关键任务之一，这就使得能源清洁化以及保护环境的压力比较大，而中小型燃煤电厂要达到有关部门要求，实现超低排放，就需要集成各种先进并且高效的除尘技术、脱硫技术以及脱硝技术[1]。
1 中小型燃煤电厂除尘技术的选择
1.1 除尘技术介绍
1.1.1 干式电除尘器提效技术
干式电除尘器提效是一种比较成熟的除尘技术，其基本原理是使烟气中的灰尘带上电荷，然后在利用电除尘器进行捕获收集。其能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染[2]。
1.1.2 袋式除尘技术
袋式除尘技术是通过将纤维滤料制成袋状，然后来对烟气中的粉尘进行捕获。其优点是除尘效率高，并且适用于各类粉尘，对于亚微米级的粉尘具有很好的捕获效果，然而其受到的阻力比较高，因此滤袋的使用寿命不长。
1.1.3 湿式电除尘技术
湿式电除尘技术的原理同干式电除尘技术比较相似，湿式电除尘技术是利用水雾将烟气中的粉尘凝聚，然后再使粉尘在电场中共同荷电，一起被捕获，并且聚集在极板上的水汽将会形成一层水膜，使得极板保持清洁，再通过水流将灰尘冲洗，由于不需要振动设备，所以也不会产生二次灰尘，具有较高的除尘效率。
1.2 除尘技术的选择
通过上面对3种主要除尘技术的分析，袋式除尘技术在使用过程中由于受到的阻力很大，通常滤袋的使用寿命不长，这会增加除尘的成本，不适合中小型燃煤电厂。另外，湿式电除尘技术虽然具有较高的除尘效率，但一般用在大型的燃煤发电厂作为综合型的治理设备，一次成本高，也不适合中小型燃煤电厂。而干式电除尘器提效技术能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染，基于以上优点，中小型燃煤电厂可以选择干式电除尘器作为其除尘的首选。
2 中小型燃煤电厂脱硫技术的选择
2.1 脱硫技术介绍
2.1.1 湿法烟气脱硫技术
湿法烟气脱硫技术的特点是整个脱硫过程都是在湿态下进行，因此在脱硫过程中，整个系统的反应温度均不高于露点，然后脱硫以后的烟气再通过烟气再热器（GGH）加热后排放或者经过湿烟囱再排放。因为湿法烟气脱硫的整个反应过程是在气-液相中反应，所以该技术的脱硫反应速度相对的快，并且脱硫的效率很高。
2.1.2 干法烟气脱硫技术
干法烟气脱硫技术指的是脱硫过程中得到的最终反应产物都是干态的，而加入到锅炉尾部烟道中的脱硫剂可以为干态也可以是湿态，其特点是当烟气流过反应器时反应器会进行喷水，对烟气进行增湿，达到第二次脱硫的效果，提高了钙的利用率以及总脱硫效率。
2.1.3 烟气循环流化床脱硫技术
烟气循环流化床脱硫技术[3]将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，利用吸收剂对烟气的多次循环吸收，能够提高对脱硫吸收剂的利用率。如图1为烟气循环流化床的系统示意图，其特点在于能够过喷水将床温控制在最佳反应温度下，从而保证最佳的脱硫效率。
2.2 脱硫技术的选择
通过上面对3种主要烟气脱硫技术的分析，进行湿法烟气脱硫需要GGH，而GGH的成本高，维修和保养费用昂贵，不适合中小型燃煤电厂。干法烟气脱硫技术需要对锅炉进行改造，施工时间长，并且脱硫效果相比其他方法偏低，并且国内也没有成熟应用的经验，故中小型燃煤电厂也不适用。烟气循环流化床脱硫技术维护工作量和费用低，电耗量与耗量低，并且工艺简单可靠，不受燃煤含硫量限制。所以中小型燃煤电厂在脱硫过程中可以选取烟气循环流化床脱硫技术。
3 中小型燃煤电厂脱硝技术的选择
3.1 脱硝技术的介绍
3.1.1 高效低氮燃烧技术
高效低氮燃烧技术是利用低氮燃烧器将煤质、制粉系统快速燃烧，使得氮氧化物浓度降低，其具体实施方法为在炉内施加合适的燃烧温度以及停留时间，使煤粉快速着火、欠氧燃烧，并且在燃烧过程中，利用产生的氨基中间产物来抑制氮氧化物的产生，或者已经生成的氮氧化物进行还原。
3.1.2 SCR脱硝装置
通常情况下，SCR脱硝装置按60%～70%的脱硝效率来进行设计，通过增加催化剂用量和采用高效催化剂来实现脱硝的处理。
3.1.3 SNCR-SCR联合脱硝技术
SNCR脱硝技术的特点是把NH3与尿素等喷入锅炉的炉内高温区，高温区温度约为850 ℃～1 100 ℃，然后让NH3、尿素和氮氧化物进行反应，但是其效果受到很多因素的影响。而SNCR-SCR联合脱硝技术是利用两种技术的优点相结合，在系统前端是SNCR系统，后端是SCR系统，前端利用还原剂与氮氧化物反应，后端再对烟气进一步脱硝，极大提高了脱硝效率，并且使得SCR反应容积减少，节省了催化剂用量，还减少了投资和运行费用。
3.2 脱硝技术的选择
通过上面对3种主要脱硝技术的分析，SNCR-SCR脫硝技术采用了新型的联合脱硝技术，脱硝效率高，同其他两种技术相比较，其成本低，催化剂的用量少，运行费用也少，因此，对于中小型燃煤电厂而言，SNCR-SCR联合脱硝技术是更加合适的。
4 结语
对于中小型燃煤电厂而言，在缺乏资源与资金的情况下，要达到除尘、脱硫、脱硝的要求，应当对各类技术进行比较，充分考虑各种污染物间相互影响，利用治理污染物的协同效应来进行处理，以达到更好的经济效益。
参考文献
[1]吴玉生.燃煤电厂烟尘超低排放技术路线比选研究[J].能源与节能，2016（4）：5-7.
[2]肖创英.促进燃煤电厂烟尘超低排放[J].科技导报，2014（33）：12.
[3]陈永辉，李军，李习臣.中小型燃煤电厂烟气脱硫改造工艺技术路线的确定[J].能源工程，2008（6）：50-54.
超低排放改造技术路线解析 篇4
1 超低排放主要技术介绍
1.1 径流式电除尘器工作原理
将收尘阳极板垂直于气流方向布置, 粉尘受到的电场力与引风力的方向在同一水平线上, 使粉尘颗粒在引风力与电场力的共同作用下, 在新型阳极板上完成捕集。
径流式湿式电除尘器安装在脱硫塔与烟囱之间。从吸收塔出来的净烟气含饱和水蒸汽并且容易产生冷凝水, 烟气主要成份为雾滴、细微颗粒物、二氧化硫、三氧化硫等。在收尘过程中, 通过进气口和气流分布系统将含尘烟气输送到径流式湿式除尘器电场中, 含尘烟气因经过湿法脱硫塔后, 湿度较大, 在电场区中, 粉尘和水蒸汽 (雾滴) 更容易凝结到一起。因而荷电粉尘在其电场力的作用下更容易捕获落在新型阳极板上。当极板对粉尘完成一定量的捕集后, 开始启动高压冲洗喷嘴对阳极板进行清洁冲洗, 冲洗完的灰水排放至灰水处理池。
1.2 管式+屋脊式除雾器改造方案
1.2.1 工作原理
屋顶式除雾器+管式除雾器工作原理, 烟气含雾滴的气体先经过管式除雾器, 受到管式除雾器离心力、撞击等原理。
1.2.2 技术特点
管式除雾器去除大雾滴, 去除大雾滴大于400~500效果显著, 阻止大部分携带粉尘与石膏浆液直接进入二级除雾器, 粉尘与石膏浆液粘在管式除雾器上更易冲洗干净。屋顶式除雾器不易出现二次带水现象, 烟气流速极限达到7.5m/s。这种除雾器组合较适用于烟气含粉尘浓度高与石膏浆液多的脱硫工况。
1.2.3 管式+屋脊式除雾器结构原理
屋顶式除雾器+管式除雾器布置于吸收塔顶部, 内一层屋顶式除雾器与一层管式除雾器及3层冲洗装置组成, 第一层管式除雾器为去除粗颗粒雾滴, 第二层屋顶式除雾器为去除细颗粒雾滴。冲洗系统包括:喷嘴、管道、管卡等。
除雾器冲洗水管:采用碳钢防腐或不锈钢制作、喷嘴采用316L。冲洗管布置形式为第一级除雾器上下侧和二级除雾器下侧。冲洗水喷淋重叠率达到200%, 确保除雾器低阻运行。
1.3 高效除尘除雾装置
高效除尘除雾装置技术是一种新的除尘技术, 具有除雾除尘的作用。高效除尘除雾装置布置于脱硫塔内部, 取代原有的除雾器。
高效除尘除雾装置应用于湿法脱硫塔饱和净烟气携带的雾滴和尘的脱除净化。高效除尘除雾装置的使用环境是含有大量液滴的-50℃饱和净烟气, 特点是雾滴量大, 雾滴粒径分布范围广, 由浆液液滴、凝结液滴和尘颗粒组成;除尘主要是脱除浆液液滴和尘颗粒。
结构特点如下:
管束筒体:内筒壁面光洁, 筒体垂直, 断面圆滑, 无偏心。
增速器:确保以最小的阻力条件提升气流的旋转运动速度。
分离器:实现不同粒径的雾滴在烟气中的分离。
汇流环:控制液膜厚度, 维持合适的气流分布状态。
导流环:控制气流出口状态, 防止捕悉液滴被二次夹带。
高效除尘除雾装置是一种具有凝聚、捕悉、湮灭作用的装置, 它由管束筒体和多级增速器、分离器、汇流环及导流环组成。
根据不同的烟气及除尘效果要求, 可选择不同的增速器、分离器、汇流环进行多级组合。首先, 流经一级分离器将烟气中的较大雾滴和颗粒物进行脱除, 然后经过增速器增速后进入二级分离器, 脱除粒径更为细小的雾滴和颗粒物。同时利用汇流环控制各级内筒壁的液膜厚度, 以确保高速条件下不产生更细小的二次雾滴。为保证除尘效果, 装置内设置了多级增速器、分离器、汇流环, 强化了气流运动, 延长了气体停留时间, 提高了除尘器对粉尘颗粒的分离效果。最后的气流排出口设置导流环, 防止气流的二次夹带。
高效除尘除雾装置的工作原理可简单表述为通过粉煤灰颗粒、雾滴的凝聚、捕悉和湮灭的3种运动状态, 在烟气高速旋流、剧烈混合、旋转运动的过程中, 将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。
常规屋脊式除雾器由于捕捉原理的制约, 无法捕悉粒径小于15μm的细小液滴, 而高效除尘除雾装置能够对细小粉尘和细小石膏浆液液滴的脱除, 实现脱硫出口烟尘低浓度排放, 从而消除“石膏雨”现象。
高效除尘除雾装置改造后利用原除雾器冲洗水进行冲洗, 每3h~4h冲洗一次, 冲洗时间约10min。
2 超低排放改造技术实例介绍 (以丰润热电为例)
2.1 改造背景
河北大唐国际丰润热电有限责任公司装机容量为两台300MW亚临界机组, 编号为1号机 (炉) 、2号机 (炉) , 锅炉最大连续出力为1 025t/h。1号机组于2009年9月投产, 2号机组于2009年10月投产。每台炉设置一套选择性催化还原法 (SCR) 脱硝装置、两台静电除尘器和一套FGD装置。静电除尘器出口的烟尘浓度约为30mg/Nm3, FGD出口粉尘浓度约为15mg/Nm3, 氮氧化物排放浓约为40mg/Nm3~80mg/Nm3, 二氧化硫排放浓度<50mg/Nm3。
依照《燃煤电厂大气污染物排放标准》 (DB13/2209-2015) 标准: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 (为提高项目前瞻性, 避免重复投资, 我厂要求改造后烟尘浓度≤5mg/Nm3) 。为满足国家和地方环保法规要求, 改善本地区的大气环境质量, 确保电力与环境的可持续协调发展, 推进公司未来发展, 建设绿色环保型电厂, 丰润热电对1、2号机组环保设施进行超低排放改造。
丰润热电脱硫系统采用湿式石灰石—石膏法, 脱硫效率不低于95%, FGD出口SO2排放浓度不超过200mg/m3。丰润热电公司已经于2014年分别完成了1、2号机组脱硫系统增容改造项目, 每个脱硫塔加装一层喷淋层和一个湍流器, 增加一台循环泵, 脱硫塔出口SO2排放浓度不超过35mg/m3。
丰润热电公司锅炉炉膛及煤粉燃烧器为低氮燃烧器, 在燃用设计煤种的情况下, NOx排放浓度能够满足机组性能保证值:400mg/Nm3 (O2=6%, 以NO2计) 的要求, 烟囱出口NOx排放实测值为337mg/Nm3。随着环保要求的提高, 丰润热电公司于2013年和2014年分别对1、2号炉进行脱硝系统改造, 每台炉增加了一套SCR脱硝装置。烟气脱硝采用选择性催化还原法 (SCR) 尿素热解脱硝工艺, 每台锅炉配备2个SCR反应器, 催化剂采用蜂窝状, 设置2层模块, 设置一层预留层, 脱硝装置的设计效率≥80%, 氮氧化物排放浓度范围为40mg/m3~80mg/m3。
除尘系统每台机组配套两台双室五电场静电除尘器, 除尘器入口含尘量为36.7g/Nm3时 (设计煤种) 。为满足环保要求于2013年对一、二电场进行了高频电源改造, 改造后电除尘出口烟尘约为30mg/Nm3~40mg/Nm3, 脱硫出口烟尘浓度≤20mg/Nm3。
2.2 超低排放改造方案确定
我们暂且称径流式电除尘器改造为方案一, 管式+屋脊式改造为方案二, 高效除尘除雾装置改造为方案三。结合现场情况与改造后设备维护量等方面, 从以下几个方面做出对比:
1) 从一次投资来看:方案二较大, 方案一次之, 方案三最小。
2) 从年运行维护费用来看:方案一与方案二因设备较多维护量稍大, 维护费用相当;方案三近乎免维护, 相对维护费用很小。
3) 从烟尘排放来看:三方案均能满足烟尘排放浓度≤5 mg/Nm3, 方案三入口含尘浓度要求范围广。
4) 从改造设备安装位置来看:方案一布置在脱硫塔出口烟道上, 而我公司吸收塔出口在取消旁路挡板后, 已经无改造空间, 故不能使用此方案。方案二需对吸收塔内部结构与设备进行全面改造, 改造空间可以实现, 但脱硫烟道也必须改造, 改造面积较大。方案三, 只需改造脱硫塔内部结构和脱硫塔出口大小头。
5) 从改造周期来看:方案一、二改造时间较长, 方案二造时间较短。
综合以上分析, 综合考虑一次投资、能耗、维护费用以及改造技术的成熟、可靠、先进和改造周期的长短;改造措施经济、合理、有效;改造后设备运行稳定、安全;整机使用寿命周期长, 设备检修维护方便;能长期稳定满足国家及地方相关环保要求等各方面因素基础上, 推荐:增设高效除尘除雾装置 (方案三) 为超低排放的改造方案。
2.3 超低排放改造内容
2.3.1 除尘除雾装置改造
1) 烟气系统
根据高效除尘除雾装置的安装要求脱硫塔高度不够, 针对这个问题, 采取以下方案:最上层喷淋层往上, 脱硫塔整体拔高3.5m。改造净烟气烟道, 改造净烟气烟道钢支架。
吸收塔内设置高效除尘除雾装置取代传统的除雾器, 布置于吸收塔顶部最后一层喷淋层的上部。在高效除尘除雾装置的下面布置一层冲洗喷嘴。
2) 除雾器冲洗水系统
吸收塔内拆除上两层除雾器冲洗水, 对下层冲洗水管道进行改造, 作为新增高效除尘除雾装置的冲洗水, 吸收塔外对应的上两层除雾器冲洗水管路拆除并封堵。其余利用原有的除雾器冲洗水系统管路。本次改造周期原计划为28天, 经过现场合理安排工期, 仅历时18天就具备试运条件。
2.3.2 脱硝系统改造
1) 反应器及催化剂
经催化剂厂家现场检测和计算后, 在预留层装满催化剂后在SCR入口氮氧化物浓度为450mg/m3, 出口氮氧化物排放浓度不大于45mg/m3, 单台炉SCR预留层装满催化剂体积约为202m3, 两台炉共计新装催化剂约为404m3, 催化剂采用平板式, 节距约7mm。原有脱硝系统催化剂层按2+1设计, 反应器强度在设计时已考虑3层催化剂都安装的重量, 经核算本次改造对反应器结构没有影响。
2) 吹灰系统
根据本项目灰分较高的特性, 采用声波吹灰器和蒸汽吹灰器组合的方式吹灰, 保持与原吹灰系统一致。
本次改造新增催化剂层需加装声波吹灰系统, 每个反应器增加4个吹灰器, 每台炉增加8个声波吹灰器, 吹灰气源接自原有声波吹灰器气源母管。压缩空气系统利旧。
本次改造新增催化剂层需加蒸汽吹灰系统, 每个反应器增加3个吹灰器, 每台炉增加6个蒸汽吹灰器, 吹灰汽源接自原有蒸汽吹灰母管。蒸汽吹灰形式采用:短程可伸缩耙式吹灰器。
本次改造新增的声波吹灰和蒸汽吹灰均接自原有的吹灰母管, 由于吹灰系统采用分层吹灰工作制, 故原有蒸汽母管和压缩空气母管均能满足要求, 无需改动。
脱硝系统改造后增加的阻力约为150Pa。
3) 氨气供应系统
经计算当SCR入口氮氧化物浓度为450mg/m3, 出口排放浓度为50mg/m3的情况下单台炉尿素消耗量约为0.278t/h, 原单台炉SCR系统设计尿素耗量为0.25t/h, 耗量增加较小, 经核算原尿素供应系统辅助设备均能满足改造后的出力要求。
按照在混合器内氨气被稀释成小于5%的混合气体计算, 单台炉需要的稀释风量为3 700Nm3/h。原有脱硝系统每台炉配两台风量为3 800Nm3/h的稀释风机 (一运一备) , 可满足脱硝系统改造后的稀释风量要求, 故稀释风机利旧。
改造后氨的逃逸率不大于2.28mg/Nm³, SO2/SO3转化率小于1%。
4) 增加炉内尿素直喷热解制氨系统
为保证SCR还原剂制备系统的稳定性, 决定增加一套炉内尿素直喷热解制氨系统与原有的尿素热解系统互为备用。
SCR技术需要的反应温度窗口为300℃~400℃。在反应温度较高时, 催化剂会产生烧结及 (或) 结晶现象;在反应温度较低时, 催化剂的活性会因为硫酸铵在催化剂表面凝结堵塞催化剂的微孔而降低。SCR脱硝效率一般可达80% (两层催化剂) 。
河北大唐国际丰润热电有限责任公司脱硝系统采用低氮燃烧器+SCR相结合的技术, 经计算在反应器装满3层催化剂的情况下脱硝效率最高可达89%, 故本次脱硝系统改造保持现有系统不变, 增加预留层催化剂。
脱硝系统改造完毕后, 脱硝效率达到89%, NOX排放浓度≤50mg/m3。
2.4 改造小结
丰润热电超低排放改造工程2号机组于2015年8月20日开工9月16日8:08分完成。较批准工期提前6天完成, 1号机组10月1日开工, 10月16日完成, 较批准工期提前18天完成。根据实际情况, 选用了脱硫、除尘系统改造采用SPC-3D脱硫除尘一体化技术, 本次环保超低改造工程同时包括了脱硫除尘改造、锅炉催化剂加装预留层, 锅炉尿素热解系统升级改造工作;是京津唐地区第一家在46天内完成环保超低改造的企业。在集团公司同类改造工程中从质量、进度、安全方面取得了较好的成绩, 克服改造工期短、改造难度大的难题, 顺利完成了1、2号机组的超低排放改造工作。
3 超低排放改造效果及经验
3.1 超低排放改造效果
1) 管束式超低排放改造效果。根据河北省环保厅监测结果 (见表1) 表明, 1号机组超低排放改造后, 总排口污染物监测结果为:近期煤种大于90%工况负荷下, 烟尘最大排放浓度为5mg/m3, 二氧化硫最大排放浓度为13mg/m3, 氮氧化物最大排放浓度为38mg/m3。满足《燃煤电厂大气污染物排放标准》 (DB13/2209-2015) 标准要求。
本次超低排放改造采用脱硫除尘一体化技术+增加一层催化剂的综合工艺, 改造完成后二氧化硫<35mg/m3、氮氧化物<50mg/m3、烟尘<10mg/m3, 脱硫、脱硝、烟尘设施同步改造, 都能够满足《燃煤电厂大气污染物排放标准》 (DB13/2209-2015) 要求, 按年工作6 100小时计算, #1机组二氧化硫年排放总量为65.7t/a、氮氧化物年排放总量为201t/a、烟尘年排放总量为29.8t/a。
2) 管式+屋脊式一体化超低排放改造效果。表2为系统内兄弟厂采用管式+屋脊式技术进行超低排放改造的效果统计表。
3) 径流式电除尘器 (湿电) 改造。表3为系统内兄弟厂采用径流式电除尘器 (湿电) 技术超低排放改造效果统计表。
3.2 超低排放改造后单位发电成本增加情况
根据超低排放改造前后对脱硫、脱硝、除尘以及引风机设备的影响, 依靠辅机电耗增加作为依据。
对比1号机组改造前后结果:150MW负荷时厂用电率增加0.65%;225MW厂用电率增加0.37%;300MW厂用电率增加0.21%。
对比2号机组改造前后结果:150MW厂用电率增加0.42%;225MW厂用电率增加0.12%;70%负荷率情况下厂用电率增加0.43%。
暂用1号机组225MW负荷与2号机组70%负荷下的改造前后厂用电率差值的平均值作为参考值: (0.37+0.43) /2=0.4, 即增加厂用电率0.4%。按照每1%厂用电率影响供电煤耗3.5g/k W·h计算, 共影响供电煤耗上升1.4g/k W·h。
经初步核算:增加煤耗、厂用电、修理费、折旧。增加成本约0.94分/k W·h (改造前已执行NOx、SO2执行最低排放标准排污费减量较少) 。
3.3 超低排放改造中的经验
1) 超前谋划、统筹兼顾、优化创新。从可研报告审核批准, 合同协议的签订, 施工图、修编、审核, 设计优化, 环评备案, 施工计划甚至设备催货等各方面, 公司领导全面介入、期间多次积极督促、协调、各方在工程进展中出现的问题, 倒排工期, 按照节点要求稳步推进。在集团公司同类改造工程中从质量、进度、安全方面取得了较好的成绩, 克服了改造工期短、改造难度大的难题。
2) 职责到位、务实有序、细化管理。以我为主, 部门牵头严把施工过程安全、质量关, 对人员作业行为、大型施工机械、作业环境、施工质量重点管控。
3) 运行人员提前熟悉设备特性、守住红线。新的环保设备投入运行时间较短, 需要运行部门重点关注设备运行状况, 摸索规律, 对标管理。例如:尿素新增热解系统投入后, 脱硝的出口表计与脱硫表计反应数据不一致, 需进一步优化调整;改造后应重点关注硫酸氢铵对空预器、电除尘及引风机设备的腐蚀情况, 摸索规律, 制定防范措施等。
3.4 超低排放改造后遗留的问题
超低排放改造完成后, 石膏雨飘洒问题得到了改善。但是在进入冬季以后, 由于环境温度的降低, 在靠近烟囱的位置依然会出现石膏雨飘洒的现象。因此, 高效除尘除雾装置并不能彻底解决石膏雨问题, 与改造预期有一定差距。由于石膏雨的形成原因比较复杂, 牵扯到环境温度与塔内设备运转等问题, 因此需要进一步研究并提出改造方案, 彻底解决这一问题。
4 结论
针对环保部下发的最新环保标准, 结合改造前脱硫、除尘、脱硝的指标, 制定改造计划。再根据现场实际情况 (如:设备改造空间、改造资金、检修维护难易程度等) 最终选择加装高效除尘除雾装置这一方案。改造完成后, 环保指标全部达标。但石膏雨的季节性出现这一遗留问题为一点遗憾, 需要进一步研究与改造。
参考文献
[1]河北省环保厅.燃煤电厂大气污染物排放标准[S], 2015, 7.
[2]卢啸风.石灰石湿法烟气脱硫系统设备运行与事故处理[M].北京:中国电力出版社, 2009, 5.
[3]中国环境保护产业协会电除尘委员会.燃煤电厂烟气超低排放技术[M].北京:中国电力出版社, 2015, 10.
超低排放 篇5
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、环保厅、能源局，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司：
为贯彻落实2015年《政府工作报告》关于“推动燃煤电厂超低排放改造”的要求，推进煤炭清洁高效利用，促进节能减排和大气污染治理，决定对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策。现就有关事项通知如下：
一、明确电价支持标准
超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值(以下简称“超低限值”)要求，即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3 。为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税);对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。省级能源主管部门负责确认适用上网电价支持政策的机组类型。超低排放电价政策增加的购电支出在销售电价调整时疏导。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。
二、实行事后兑付政策
超低排放电价支持政策实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。省级环保部门于每一季度开始之日起15个工作日内对上一季度燃煤机组超低排放情况进行核查并形成监测报告，同时抄送省级价格主管部门。电网企业自收到环保部门出具的监测报告之日起10个工作日内向燃煤电厂兑现电价加价资金。对符合超低限值的时间比率达到或高于99%的机组，该季度加价电量按其上网电量的100%执行;对符合超低限值的时间比率低于99%但达到或超过80%的.机组，该季度加价电量按其上网电量乘以符合超低限值的时间比率扣减10%的比例计算;对符合超低限值的时间比率低于80%的机组，该季度不享受电价加价政策。其中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。燃煤电厂弄虚作假篡改超低排放数据的，自篡改数据的季度起三个季度内不得享受加价政策。
三、政策执行时间
上述规定自2016年1月1日起执行，此前完成超低排放建设并经省级环保部门验收合格的，无论是否已经开始享受电价加价政策，自2016年1月1日起均按照新规定的加价政策执行。
国家发展改革委
环境保护部
国家能源局
浅议超低排放除尘系统解决方案 篇6
水泥工业GB4915 《水泥工业大气污染物排放标准》一直是我国水泥工业环保发展的指南, 更是我国环保除尘工业发展的写照, 标准经历了多版更新, 总结其历年版各项主要指标控制要求的变化见表1。
mg/Nm3
其中2013 年版变化最大, 不但指标要求大幅度提高, 其控制的排放项目也越来越多。 这样一个变化趋势说明了我国对环保的重视和经济发展转型的决心, 对人民对世界负责任的承诺。 我国经济已经步入新常态, 企业应主动调低对宏观经济增速的预期, 放低自身增长目标, 确立与宏观经济中高速增长新常态相适应的发展规划, 同时提高自身社会责任, 减排、降耗成为我们发展的主题。
中国建材联合会提出的 “第二代干法水泥技术”理念, 环保指标要求提高是其标志之一。 例如水泥窑袋除尘器的主要环保节能指标如下:排放浓度从20~30mg/Nm3降低到5mg/Nm3;本体阻力从1 500Pa降低到1 200Pa;本体漏风率低于3%, 减排与节能并重。
用什么样的技术来达到粉尘排放和除尘器阻力“双降”的目标? 近年来, 工业除尘大都采用了袋除尘器, 原建设的许多不达标的除尘器大都进行了改造, 但真正实现这个“双降”的要求, 许多除尘器并没有达到, 还需二次改造。 根据我们近几年实施的大量改造案例认为, 实现上述要求主要有电除尘器自身改造、电袋复合技术和袋除尘器优化等措施。
2 除尘系统改造方案
2.1 电除尘器的提升改造
目前我国现有处理工业废气的电除尘器有多种技术来源, 主流的和大量应用的主要有Lurgi型和EE型等, 由于设计选型较早, 电场数量较少, 电晕效率不高, 一般只能达到50mg/Nm3的排放限值, 再加上设备老化, 要求再低的排放值必须进行改造升级。
电除尘器升级改造一般遵循以下原则:
1) 完善气体调质系统设备, 使气体粉尘比电阻适应静电场荷电要求;
2) 更换老化的电场构件, 包括极板极线以及振打清灰机构等;
3) 增加除尘面积, 增加电场数量, 降低事故排放风险;
4) 增加必要的减少二次扬尘的装置, 例如出口槽形板等;
5) 更换新型电源, 或增加电流增强器, 拓宽对粉尘比电阻的适应范围。
第5 项应是改造升级重点, 因为我国大量应用的工频高压电源与电除尘器本体的匹配和电晕效率普遍较低, 必须在电源性能提升上下工夫。 高频电源、脉冲电源和电流增强器等拓宽了对粉尘比电阻的适应范围, 确实有很好的效果, 但新型电源的价格是普通工频电源的几倍到十几倍。
对于电除尘器的提升改造, 我们在实际工程应用和改造项目中都有实践, 总的体会是:要想达到理想的效果, 以上5 项原则措施都应考虑, 成本投入会偏高, 而一旦考虑不周或者投入不到位, 设备的运行效果就会达不到目标或运行稳定性不够。
2.2 采用电袋复合技术
在袋室的前部增加电场, 经过电场预除尘除去大颗粒粉尘, 降低后续袋除尘器的负荷, 滤袋只需除去烟气中残余的细微粉尘, 从而降低排放浓度。 这种方法可以改善除尘器的性能, 但从电场和袋室气流合理分布的角度对结构设计要求很高, 所以横插袋的电袋复合除尘器似乎更合理, 其结构示意见图1, 内部流场模拟见图2。
但由于横插袋结构本身清灰效率难以提高, 特别是对于高含尘浓度的工业废气除尘并不适用, 2011年我们曾遇到过横插袋的电袋复合除尘器用于水泥窑尾除尘失败的案例, 后成功改造为纯袋除尘器。
电场+纵插袋的结合是目前我们见到的大多数电袋复合除尘器的结构 (见图3) 。 它很难满足各自的合理流场要求, 如要满足合理流场要求, 理论上必须在电场与袋室之间设计较大尺寸的导流过渡带。 如果没有足够空间, 肯定不能达到电、袋的最佳效能, 甚至会造成早期破袋或滤袋寿命不均, 另外, 从节能及维护简单的角度, 电袋复合除尘技术很难具有优势, 同时对提高除尘器本体成本及工程总造价影响很大, 其流场模拟分析见图4。
简易结构的电袋复合除尘器对于电改袋工程一次投资成本提高不多, 当现有电除尘器电场较多时留下1~2 个电场做预除尘是不错的选择, 我们的改造实践中有不少的案例, 特别是电力系统锅炉电改袋大量采用的所谓电袋复合除尘器都是这种结构。
当电袋分隔板为实隔板时, 我们进行流场分布模拟, 发现很难避免电场后上角及袋室前部的涡流区 (静流区) , 这时电场将不能完全发挥除尘作用, 滤袋的尘负荷也将不均。 当电袋分隔板为多孔隔板时, 虽然对气流分布效果有很大好处, 但实现分布板的合理孔隙率很难做到, 一旦不合理, 照样使滤袋的尘负荷不均, 甚至造成部分滤袋早期破损。
然而, 从我们实际运行检测的结果看, 电场的除尘效果也达不到理论计算, 或者说达不到我们的期望值。 近期在我们实施的台泥 (贵港) 水泥有限公司及台泥 (英德) 水泥有限公司的几台6 800t/d生产线窑尾生料磨高浓度除尘器电改电袋复合除尘器的技术改造中, 其中贵港二线投运初期出现电场故障, 停掉电场期间我们在线观测, 系统总阻力与电场正常运行期间变化不大, 即始终在600~700Pa之间, 粉尘排放监测也未见明显变化。 这虽然不完全是与气流不合理分布有关系, 但更充分说明了这种结构的电袋复合除尘器电场的作用并不大。
当然, 我们可以在电场和袋室之间设置合理的导流过渡区, 流场模拟见图5。
采用多种导流手段, 包括导流板、斜隔板、导流体等, 以保证合理气流分布而尽量缩短过渡区, 但结果是过渡区的长度L≥1/3H (电场高度) 才能合理。
这样需要更大的设备体积, 要有足够的电场空间可利用, 总之实现目标的成本会相对提高。
2.3 纯袋除尘器的结构优化
为实现粉尘排放和除尘器阻力的“双降”, 就要对除尘器本体结构的设计提出更高的要求。 现代设计需要经过计算机数字流场模拟确定合理结构, 才能把单位过滤面积下系统阻力降低。 系统阻力是过滤阻力、本体结构阻力和除尘器前后管道阻力之和, 过滤阻力的降低我们在后面探讨。 要降低本体结构阻力使气体流场更均匀更合理, 我们认为至少要做到:
1) 需要经过计算机数字流场模拟确定合理结构;
2) 总体分风和分室气流必须合理顺畅;
3) 采用低阻力的分室阀门结构;
4) 清灰机构是合理和高效的。
2.4 提高本体和滤袋制造精度
提高精度是保证进一步降低排放的重要途径, 实际案例中, 滤袋与孔板接口不严, 滤袋针孔, 甚至焊缝砂眼都是造成排放超标的常见原因。 因此我们要充分重视。
提高制造精度主要应做到:
1) 孔板加工必须采用激光切割, 保证孔径尺寸精度和加工光洁度, 同时在喷吹箱加工过程中出现应力变形时必须进行矫正, 保证袋孔尺寸与滤袋口密切配合。
2) 所有密封焊缝要经过严格的密封试验检测。 制造车间密封焊容易保证质量, 但大型除尘器几乎都有现场 (工地) 密封焊的工序, 这道工序恰恰需要严格把关, 现场安装工作应本着尽量减少立焊、避免仰焊的原则进行, 例如先组焊后吊装焊接。 最后还要进行严格的渗漏检测, 有问题必须修补直至合格。
3) 提高滤袋的制造精度, 包括提高滤料制造和滤袋缝制精度, 这样可以提高滤袋的过滤效果。 滤袋制作要求采用现代先进的针刺设备、定型设备, 先进的滤料处理工艺, 先进的缝制设备, 甚至应附带针孔自动封堵装置。
滤袋、孔板及袋笼完美的尺寸配合, 对提高过滤效率乃至滤袋寿命至关重要。 从这个意义上讲, 滤袋的采购及质量控制由除尘器制造商OEM是非常必要的, 否则可能无法真正达到要求。
2.5 降低袋除尘器过滤风速
通过对滤料过滤特性的研究知道, 滤料有两种过滤方式, 内部过滤与表面过滤。 内部过滤又称深层过滤, 含尘气体通过洁净滤料, 这时起作用的主要是纤维, 然后阻留在滤料内部的粉尘将和纤维一起参与过滤, 当纤维层达到一定的容尘量后, 后续的尘粒将被阻止通过;表面过滤一般是在过滤基料表面覆盖一层微孔PTFE薄膜, 由于薄膜的微孔径可以很小, 每个微孔直径 (0.1~0.5μm) 比水分子直径 (20~100μm) 小很多, 比水蒸气分子 (0.000 3~0.000 4μm) 大上万倍, 该膜表面每平方厘米能达到十多亿个微孔, 可以使水蒸气通过, 而水滴不能通过, 因此任何微细粉尘均可被阻挡, 且无任何粉尘进入基层滤料, 这就是表面过滤。
不管是深层过滤还是表面过滤, 其过滤精度都可达到很高, 当然不同的过滤机理需要不同的过滤参数的选择。 对于深层过滤, 滤料表面形成粉尘层后, 尘粒渗漏到滤料内部参与过滤阻挡后续粉尘。 产生渗漏的一种原因是清灰后恢复过滤时由于清灰变得松散的粉尘被吹出滤袋, 或者随着附着粉尘的增加, 使得滤料伸长, 以至于原来被捕集的粉尘渗透出去。 在高过滤速度、高压力损失和滤料受振动下, 渗漏将加重。 因为高过滤速度, 将导致粉尘层的压力降增大, 使渗漏增多。 因此降低过滤风速, 将减少粉尘的排放, 特别是对于深层过滤而言。
另外, 过滤阻力是与过滤风速的平方基本成正比的, 就是说降低过滤风速不但会降低粉尘泄漏量, 而且将大幅度降低过滤阻力。 同时对于袋除尘器而言也延长了滤袋寿命, 它们是相辅相成的。
我们研究和实际测试统计了入口含尘浓度达到100g/Nm3水泥窑尾 (生料磨后) 废气除尘的一些参数。表2 是采用深层过滤且在相同的滤料不同的过滤风速下对应的不同粉尘排放浓度, 同时产生不同的过滤阻力。
通过表2 数据推测, 将气布比降到0.8m3/ (m2·min) , 可使袋除尘器的排放浓度绝对低于10mg/Nm3, 即实际过滤风速取到<0.8m/min时超低排放和低阻力的保证是最可靠的。
增加过滤面积的方法可以增加滤袋数量, 依据我们的经验也可适当增加滤袋长度。 但如果是在实际袋除尘器的提升改造中, 简单地增加滤袋数量和加长滤袋提高袋室高度的办法, 可能会使分风均匀性和整体结构阻力变得不尽合理, 甚至造成滤袋早期破损。 因此还需通过模拟试验适当考虑调整除尘器内部分风板角度, 增加分室折流板及挡块等结构。 这样尽管使设备结构重量有所增加, 但对降低阻力和提高滤袋寿命意义重大。
过滤风速的降低和本体结构的合理调整大大降低了除尘器总阻力, 这就是新结构阻力降低的主要原因。
3 实例
要将排放要求降得更低, 甚至同时要求降低某种工艺废气中重金属及其他有机废物排放, 需要采取更先进的技术及系统解决方案。
下面结合2010 年我们参与拉法基公司的美国拉维纳 (Ravena) 5 000t/d水泥熟料生产线生料磨废气处理系统的投标案例进行分析。 我们首先看看美国提出的指标要求 (见表3) 。
由于该公司位于美国纽约州, 是水泥窑协同处理垃圾的项目, 对环保的要求相当高, ≤2mg/Nm3的粉尘排放限值和≤4μg/Nm3汞排放限值比我国GB4915—2013 的要求高很多, 可以认为要求是零排放, 而且在指标的检测要求上环保指标是零容忍。 我们靠什么装备及系统技术方案满足要求呢? 以上所谈措施就是我们的思路, 但另有降汞和有机物的排放指标必须综合考虑。
拉法基公司建议的废气处理设备是 “HYBRID DUST”, 即电袋复合除尘器, 系统工艺是在前除尘器部分要完全去除废气中的粉尘, 为降低阻力用静电除尘, 后部分为袋除尘器, 为最终除尘器, 保证≤2mg/Nm3的粉尘排放限值。 为去除重金属汞和其他有机物, 在袋除尘器之前通入特制活性炭, 通过袋除尘器收集循环使用。
鉴于以上技术分析, 电袋复合除尘器的电场和袋室之间必须要有一个很好的过渡导流段, 才能实现电袋复合除尘器各自的功效, 实际上他们给出的工艺参考图正是这样, 见图6。
我们认为, 此方案由于后续除尘器更重要的作用是进行碳循环吸附有机物及重金属, 因此, 一旦前面电除尘器出现事故排放导致粉尘带入碳粉将使碳粉“中毒”失去活性。
因此, 我们提出了用两台袋除尘器串联的方案, 做到每一台袋除尘器都必须达到≤2mg/Nm3的粉尘排放限值, 且为了降低系统阻力, 希望在第二台除尘器设置旁路, 一旦工艺废气中无重金属及有机物排放时打开旁路, 可降低一半的除尘系统阻力, 总的环保可靠度及系统运行性经济性比“HYBRID DUST”提高很多。 实际上业主采用了我们的双袋除尘器串联的方案, 见图7。
4 结束语
中材装备集团有限公司近几年获得了很多除尘技术服务的机会, 大型除尘器供货近千台, 除尘器改造两百台以上, 由于在除尘系统方案设计中尽可能采用了前述超低排放技术理念, 全部做到了优于最新国标排放限值, 且许多项目做到了超低排放标准, 同时本体运行阻力更低, 这样的案例很多, 例如: 2008 年2 月, 2010 年8 月, 2013 年7 月, 2015 年3 月赞皇金隅水泥有限责任公司水泥3 条生产线窑头、窑尾袋除尘器及电改袋除尘器;2009 年7 月份投产的中材湘潭水泥有限责任公司5 000t/d水泥生产线窑尾除尘器;2010 年8 月投产的LAFARGE遵义三岔拉法基瑞安水泥有限公司及都江堰拉法基水泥有限公司三线5 000t/d水泥生产线窑头、窑尾及水泥磨、煤磨等全厂袋除尘器;2009 年12 月及2014 年3 月分别改造的大连小野田水泥有限公司4000t/d水泥生产线窑尾和窑头袋除尘器;2015 年7~10 月改造完成的台泥 (贵港) 水泥有限公司和台泥 (英德) 水泥有限公司6 800t/d水泥生产线7 台窑尾高浓度袋除尘器。 其排放监测值或环保验收数据粉尘排放均在5mg/Nm3左右, 最低1.4mg/Nm3; 许多除尘器在常规清灰状态下长期运行阻力<700Pa, 滤袋寿命最长达到7 年。
超低排放 篇7
2014 年9 月,国家相关部门发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》, 要求:“东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值,中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值,鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值”。并明确:在基准氧含量6%条件下,PM、SO2、NOX排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。随后,环保部《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》要求:原计划2020 年完成的超低排放改造任务提前至2017 年; 改造范围由东部地区扩展到全国。
本文对已实现“超低排放”的4 个电厂分别进行介绍,并分析了其改造技术和改造效果。
1 上电漕泾电厂2 号机组(1 000 MW)烟气超低排放项目
1.1 改造措施
1.1.1 脱硝改造
增加1 层催化剂。 原设计效率不低于80%,SCR反应器催化剂2+1 设置;运行初期布置2 层催化剂,2013 年增加第三层,实际运行脱硝效率不小于85%,氨逃逸不高于2 ppm。
宽负荷脱硝改造。 在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路, 在机组负荷低于480 MW时,部分给水走旁路,以减少省煤器吸热量提高脱硝系统入口烟温,使烟温不小于320℃。脱硝系统保持低负荷工况下继续投运, 确保锅炉NOx排放始终低于30 mg/Nm3,优于50 mg/Nm3燃机排放标准。
1.1.2 脱硫除尘方案
脱硫增效措施。 新增双相整流装置,在第二、三层喷淋层下方各加装一层壁环;提高液气比。 维持原设计4 层喷淋,第三、四层喷淋层扩容,循环泵流量由9 400 m3/h提高为13 800 m3/h;气流分布优化;预留第五层喷淋层和循环泵位置,应对煤质变化。
高效除雾措施。 保留原二级屋脊式除雾器,新增一级屋脊式除雾器; 除雾器入口气流均布优化;改造吸收塔出口烟道,优化除雾器出口气流均布。
协同除尘措施。 双向整流装置强化微细颗粒物洗涤与脱除; 优化流场,提高除雾效果,降低浆液滴排放。
1.1.3 增设湿式电除尘器
配置2 台板式、卧式、湿式电除尘器。 湿式电除尘采用连续冲洗方式,排污水回用至脱硫系统。 设计除尘效率≥75%,PM2.5 去除率≥75% ; 除尘器出口烟尘排放保证值≤4.5 mg/Nm3; 多污染物协同控制方面,浆液滴去除率≥75%、SO3去除率≥60%,Hg、CPM协同脱除。
1.2 运行效果
漕泾电厂2号机组烟气洁净排放示范工程项目于2014年6月15日开工,9月12日停机,停机70 d,于11月19日竣工,历时158 d。投运后满负荷工况运行数据为:粉尘1.49 mg/Nm3;SO2浓度8mg/Nm3;氮氧化物22 mg/Nm3;PM2.5颗粒物0.45mg/Nm3;三氧化硫2.08 mg/Nm3;总汞1.35 mg/Nm3。
2北仑电厂7号机组(1 000 MW)超低排放改造
2.1改造措施
脱硫改造。 采用单塔双循环技术,异地重新立塔,脱硫效率提高到99.5%以上,SO2排放浓度达到10 mg/Nm3左右。
脱硝改造。 通过低氮燃烧器改造+脱硝催化剂增加备用层催化剂, 使效率提高到87%,NOX排放浓度小于40 mg/Nm3。
除尘改造。 增设竖流式湿式电除尘器,进一步脱除细颗粒烟尘80%以上,出口烟尘浓度小于4 mg/Nm3。同步有效收集微细颗粒物(PM2.5 粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等。
通过一系列系统优化措施, 改造后在THA工况下,烟风系统阻力只增加310 Pa,引风机在改造后能耗只增加650 k W, 超低排放改造后机组能耗只增加2 900 k W 。
2.2 改造效果
改造前脱硫出口烟尘浓度为22~29 mg/Nm3;出口SO2浓度为80~100 mg/Nm3。 脱硝出口NOX排放浓度为70~130 mg/Nm3;改造前烟尘、SO2、NOX排放均不能达到燃机排放限值。
改造后7 号机组排放出的每标立方米烟气中的二氧化硫、 氮氧化物、 烟尘含量分别为3.1 mg、44.1 mg、2.3 mg。
3 定洲电厂二期2×660 MW超临界空冷机组近零排放改造
3.1 改造方案
宽负荷脱硝改造。 将脱硝装置SCR入口省煤器拆除27%移至SCR出口, 提高低负荷SCR入口温度,满足活性要求。
低温省煤器改造。 利用烟气余热加热凝结水,提升电除尘的脱尘能力,同时具有节能效果。
电除尘三相电源改造。 电除尘电源电压由6 万伏提升到8 万伏,增强电除尘器脱尘能力。
脱硫系统提效改造。 加一层喷淋层,除雾器升级,提升效率到98.5%以上。
加装湿式除尘器强化除尘, 深度脱除PM2.5、PM10 等污染物;
利用净烟气烟道、 湿烟囱冷凝液收集技术,回收湿烟囱中排放的烟气水滴。
3.2 改造效果
定电公司3 号机组历时79 d完成 “近零排放”改造;4 号机组历时70 d完成“近零排放”改造。 改造后粉尘排放浓度<3 mg/Nm3;二氧化硫排放浓度<10 mg/Nm3;氮氧化物排放浓度<20 mg/Nm3。
4 华能长兴电厂2 台660 MW高效超超临界燃煤机组超低排放改造
4.1 改造方案
新增脱硝系统。 采用二层催化剂的SCR系统;锅炉省煤器分级改造;采用液氨降压供应站;锅炉空预器防腐改造。
脱硫系统改造。 脱硫塔内增至5 层喷淋层;取消烟气旁路;取消增压风机;增设石灰粉的浆液增强系统;保留GGH,改造其密封系统。
新增湿式电除尘系统。 在脱硫塔净烟气出口增设湿式电除尘系统; 配套增加除尘喷淋循环系统;配套增加加碱系统。
锅炉风烟系统改造。 引风机扩容改造;原有电除尘强度加固;炉后尾部烟道防腐范围扩大。
4.2 改造效果
工程2013 年3 月20 日开工建设,2014 年12月17 日、29 日两台机组分别通过168 h试运,投入商业运行。 基于烟气协同处理技术路线的超净排放系统也实现了同步投运。 脱硫设计效率:≥98.8%;二氧化硫排放浓度:≤35 mg/m3;脱硝设计效率:≥87%;氮氧化物排放浓度:≤50 mg/m3;湿式除尘效率:≥70%;烟尘排放浓度:≤5 mg/m3。
5 结论
超低排放 篇8
关键词：电厂,脱硫除尘系统,调试分析
1 项目背景
在2014年8月8号,山西政府频布了《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》(晋政办发〔2014〕62号)。(下文简称意见)文件要求,山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组应于2020年以前实现烟气超低排放。
排放标准:排放过程中,30万千瓦的燃煤发电机组分别按照Ⅰ、Ⅱ标准执行。
超低排放标准Ⅰ:常规燃煤发电机组达到天然气燃气轮机排放标准,氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3以下。超低排放标准Ⅱ:低热值煤发电机组基本达到天然气燃气轮机排放标准,氮氧化物50mg/Nm3、二氧化硫35mg/Nm3、烟尘10mg/Nm3以下。
2015年03月01日山西省人民办公厅发布《关于进一步加快推进全省燃煤发电机组超低排放改造工作的通知》(晋政办发【2015】15号)。文件要求我省现役单台机组30万千瓦及以上燃煤发电机组于2017年底全部完成超低排放改造。对于现役机组一次性改造投资给予10%~30%的资金支持。
跟进《意见》的要求,计划在2017年年底之前,需要实现全省的排放标准,并且需要对超标的发电机组进行整改。在工作实践过程中,按照《意见》精神,我省的单台发电机组全部计划在2017年年底改造完成,并且按照《意见》要求,每次改造资金扶持在10%~30%的资金支持。同时,在实践过程中政府为了能够促进改造进度,对于在2015年完成改造的补助30%;2016年完成改造的补助20%;2017年完成改造的补助10%。对于2017年底未完成改造、达不到超低排放标准的30万千瓦及以上燃煤发电机一律予以关停。
目前,阳城国际发电有限责任公司(一期6×350MW)、大唐阳城发电有限责任公司(二期2×600MW)(以下简称阳城电厂)执行的排放标准为:烟囱出口氮氧化物不大于200mg/Nm3、二氧化硫不大于200mg/Nm3、烟尘不大于30mg/Nm3。按照山西省政府超低排放要求阳城电厂八台机组应执行超低排放标准Ⅰ。
2 机组现状
2.1 除尘器现状
阳城电厂一期#1~#6机组除尘方式采用双台双室五电场(高频电源供电)电除尘器。2014年完成提效改造,改造后设计除尘效率不小于99.9%,设计煤种除尘器入口含尘浓度35g/Nm3以下,BMCR工况下,除尘器出口烟尘排放浓度小于40mg/Nm3。
现电除尘器运行正常,二次电压和二次电流运行达到设计要求,出口烟尘排放浓度20mg/Nm3左右。
阳城电厂二期#7、#8机组除尘方式采用双台双室四电场(三相电源供电及一电场不均匀对称布置)电除尘器。2015年完成提效改造,改造后设计除尘效率不小于99.85%,设计煤种除尘器入口含尘浓度21.1g/Nm3以下,BMCR工况下,除尘器出口烟尘排放浓度小于40mg/Nm3。
现电除尘器运行正常,二次电压和二次电流运行达到设计要求,出口烟尘排放浓度20mg/Nm3左右。
2.2 脱硫系统现状
阳城电厂八台机组(6×350MW+2×600MW)均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,2008年06月投入运行。机组投运以来,由于实际燃煤含硫量波动,大大超过设计值,导致脱硫系统运行不稳定,2011年完成#5~#8机组脱硫增容改造,2014年完成#1~#4机组脱硫增容改造及、#1~#8机组脱硫旁路封堵及#1~#6机组GGH取消改造工作。#1~#4机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于97.5%,设计煤种含硫量为2.5%,BMCR工况下,入口二氧化硫(6%O2,标态,干态)浓度为7200 mg/Nm3时,脱硫出口SO2排放浓度不大于180mg/Nm3;#5、#6机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于96.1%,设计煤种含硫量为2.0%,BMCR工况下,入口二氧化硫(6%O2,标态,干态)浓度为5100 mg/Nm3时,脱硫出口SO2排放浓度不大于200mg/Nm3;#7、#8机组脱硫增容改造后设计脱硫效率不小于95.4%,设计煤种含硫量为2.0%,BMCR工况下,入口二氧化硫(6%O2,标态,干态)浓度为4400mg/Nm3时,脱硫出口SO2排放浓度不大于200mg/Nm3;
综合以上叙述,各种排放标准不能符合实际标准,因此需要对除尘、脱硫进行改造,才能满足实际排放要求。
对我厂超低排放改造工作建议如下:
1)建议我厂#1-#4机组脱硫装置,不进行增容改造。(按照超低排放试验数据,即四台浆液循环泵运行,一台备用方式,在入口SO2浓度在4600mg/Nm3,出口SO2浓度控制在25mg/Nm3,脱硫效率为99.5%);
2)建议#5-#8脱硫吸收塔体进行升级改造,原则上原塔体不进行大的改造,可以考虑SPD3一体化技术,增设托盘(单塔双循环等技术)或双塔双循环等增容技术;
3)建议增设湿式电除尘,考虑国家将来对SO3、气溶胶、汞的脱除要求。湿式电除尘采用管式,管式的优点比板式的多,特别是用水少。
3 改造方案
建议公司参考已过验收的山西省超低排放试点格蒙瑞光热电厂的改造方案。
格蒙国际瑞光电厂改造前设备基本情况
格蒙瑞光电厂总装机容量(2X300MW)600MW,原脱硫除尘采用“湿式石灰石-石膏工艺”及双室二电场+二级布袋的电袋除尘器。脱硫出口SO2浓度为160mg/Nm3;烟尘浓度为50mg/Nm3;为达到2014年08月08山西省人民政府办公厅发布了《关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》(晋政办发〔2014〕62号)。文件要求,山西省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组应于2020年以前实现烟气超低排放。委托山东三融环保工程有限公司,制定烟气超低排放方案。
1)脱硫系统按入口SO2≤5000mg/Nm3(标态、干基、6%O2),增设二级吸收塔,满足FGD出口SO2≤35mg/Nm3(标态、干基、6%O2);脱硫废水处理系统———将现有脱硫废水处理系统处理后的废水输送至电袋除尘器入口前烟道,经喷嘴雾化后喷入烟道处理。脱硫石膏脱水系统———将现有的石膏真空皮带脱水机其中1台更换为圆盘式脱水机;
2)除尘器系统以电袋除尘器按入口粉尘≤46.2g/Nm3(标态、干基、6%O2),出口粉尘浓度≤30mg/Nm3(标态、干基、6%O2),不做改造;
3)低低温烟气换热系统(MGGH)———烟气系统加装低低温烟气换热系统,烟气降温段换热器安装在现有电袋除尘器出口,烟气升温段换热器安装在湿式静电除尘器出口;
4)安装湿式静电除尘器,满足出口粉尘≤5mg/Nm3的要求;
5)根据系统改造后的阻力变化,引风机按照系统要求进行必要的改造,取消增压风机,引增合一;
6)脱硝入口NOx≤650mg/Nm3(标态、干基、6%O2);现有出口NOx浓度≤100mg/Nm3(标态、干基、6%O2)条件下,加装一层催化剂,满足SCR出口NOx浓度≤50mg/Nm3(标态、干基、6%O2)。
#1机组已于2014年11月05日通过环保超低排放验收,#2机组计划在供热期结束后,进行改造。
1)除尘改造方案
本次除尘改造的方案选择,来自于珠海克林环保公司生产的双室一电场湿式静电除尘器进行改造,该设备除尘效率显著,与普通的相比大于普通的75%,并排烟浓度≤5mg/Nm3。
2)脱硫改造方案
在原湿式石灰石-石膏脱硫工艺,增加二吸收塔直径覫12.5×34.5m,一、二吸收塔各设置三层喷淋,入口SO2浓度5688mg/Nm3,出口SO2浓度小35 mg/Nm3脱硫效率为99.38%,除雾器设置一级管式+二级屋脊式(塔内)高效除雾器及湿式除尘器,保证出口烟尘浓度小于5mg/Nm3,烟气含湿率小于75mg/Nm3。
3)改造效果及评价
目前,#1机组改造工作已完成,污染物排放浓度能够满足超低排放要求;#2机组计划供热期接收后进行改造。由于已经完成性能验收监测、环保监测及验收工作,且作为山西省试点工程,已享受1.5分/k Wh超低排放电价。粉尘仪采用DURAG设备,SO2、NOx、烟尘已经按照要求设定为适当的量程(SO20~150mg/Nm3、NO×0~150mg/Nm3、烟尘0~15mg/Nm3)。由于湿式电除尘器可以按照要求进行工况调整,能够保证将来机组工况变化的要求。但是,由于吸收塔采用串联方式,系统阻力大,低硫份时,必须保证三台浆液循环泵运行,不利用于系统节能需要。MGGH系统阻力在200~500Pa左右,主要是提高烟气温度,消除视觉污染,不利用于系统节能需要。
4 结语
超低排放 篇9
近年来, 我国大部分城市持续不断的严重雾霾深深的在人们的心里产生了挥之不去的阴影, 也加深了人们对环保问题的广泛关注, 环保部门出台了针对火力发电厂对大气污染物排放标准。近两年, “超低排放”、“近零排放”等概念在燃煤火力发电行业被提出并迅速推广。雾霾之下, 锅炉原始污染物超低排放, 对循环流化床锅炉的生存与发展提出了严峻的挑战。
1 循环流化床概述
循环流化床锅炉 (CFB) 燃烧技术具有氮氧化物原始排放低、可实现在燃烧过程中直接脱硫、燃料适应性广、燃烧效率高和负荷调节范围宽等优势, 已成为我国煤炭洁净燃烧方向的首选炉型。而且循环流化床锅炉技术已发展到一定水平, 正往大容量、超临界、高洁净方向快速发展。总结循环流化床锅炉技术的最新进展, 预测循环流化床锅炉技术未来的发展方向, 对于推动循环流化床锅炉本身的技术进步、实现煤炭的清洁燃烧, 降低污染物的原始排放以解决我国当前能源结构单一、环境污染严重等问题, 具有重要的现实意义。
实现CFB超低排放, 在尾部烟道固然可以安装烟气脱硫装置, 同时增加SNCR脱硝装置也是目前新建机组的通常选择, 但此方式不利于循环流化床锅炉良性发展。如何深入挖掘循环流化床锅炉自身优良的环保性能, 降低锅炉自身的原始排放, 适应我国严格的环保要求成为CFB技术进步的重中之重。清华大学的岳光溪院士在CFB协作网召开的第14届年会上宣布, 经过该科研团队与太原锅炉集团有限公司深入合作对流化床锅炉技术应对超低排放的研究, 在提出流态重构的基础上, 又进一步优化床内流态, 探索不同床质量对SO2、NOx等污染物排放的影响, 既在基于流态重构的低床压节能型循环流化床锅炉基础上进一步提高床质量、减少总床存量、增加循环量, 即通过流态二次重构, 重整炉内氧化还原气氛, 实现氮氧化物的超低排放与低钙硫比下的高炉内石灰石脱硫效率。在山东淄博力久实业股份有限公司1 台220 t高温高压CFB、江西理文化工有限公司1 台560 t高温高压CFB、淮安经济开发区热电有限责任公司1 台220 t高温高压CFB、长治市霍氏自备电力有限公司1 台220 t超高压CFB、浙江天马热电有限公司1 台260 t高温高压CFB等地多台流化床锅炉上的测试结果表明, SO2、NOx等污染物原始排放浓度完全可以控制在50 mg/m3以下, 甚至更低。目前, 该团队正在进一步试验不同煤种情况下, 该技术对污染物控制的效果, 又一次走在了世界循环流化床技术发展的最前沿。
2 CFB脱硝
循环流化床锅炉自身的低温燃烧特性和空气分级供给燃烧方式对抑制氮氧化物生成十分有利, 因为循环流化床锅炉产生的氮氧化物主要为燃料型, 并且绝大部分来源于燃料中的挥发分氮。从宏观上看, 在炉膛温度、运行风量以及一二次配风装置设计合理的情况下, 循环流化床锅炉氮氧化物原始生成量的多少关键取决于炉膛下部还原性气氛的高度。C+O2→CO (低氧燃烧生成CO, 保障还原性气氛) 还原区越高, 氮氧化物生成就越少。
还原区的高度主要取决于循环物料的粒径大小, 物料粒径越细, 还原区的高度就越高, 还原性气氛就越好。流态二次重构实质上就是通过进一步减小循环物料的粒径, 在锅炉炉膛下部更高的范围内构建了无梯度的分级送风、缺氧燃烧的新型气固流化状态, 实现了基于床质量提高的氧化还原气氛重整, 深度抑制氮氧化物的原始生成, 从而实现NOx的超低排放。
基于新一代锅炉本身极低的氮氧化物原始排放性能, 采用炉内SNCR脱硝就可满足所有煤种的氮氧化物超低排放要求。对于低挥发分煤种, 锅炉氮氧化物原始排放直接达标, SNCR处于热备用状态即可。
3C F B脱硫
循环流化床锅炉生成的SOx主要来源于燃料中。由于CFB内存在大量的超细循环物料, 且主要成分除了碳以外为Si O2、Al2O3、TFe O、Mg O[1]等碱性物料, 外加850 ℃ 左右为脱硫反应的最佳温度[2], 可以更充分地实现酸碱中和吸收固化SOx , 根据不同厂家相同参数CFB燃用相同煤种满负荷运行时烟气中SOx含量与飞灰粒度和含碳量成正相关的现象, 初步分析认定为循环物料粒径变细可以降低CFB原始SOx排放。
物料粒径变细、床质量提高以后, 入炉石灰石就可以采用更细的粒径, 在石灰石量不变的情况下, 石灰石反应的比表面积成倍增加。同时, 更细的物料粒径会带来颗粒团聚概率的大幅度增加, 使得石灰石在炉内的停留时间大大延长, 从而极大地提高炉内石灰石脱硫效率。
炉内脱硫剩余的氧化钙进入尾部烟道后, 通过喷水消化为氢氧化钙, 可以继续脱除烟气中剩余的二氧化硫, 以废治废, 低成本地获得更高的综合脱硫效率。实际运行时, 对于低硫煤, 炉内脱硫直接达标, 半干法处于热备用状态;对于高硫煤, 半干法利用炉内脱硫剩余的氧化钙, 采用喷水增湿或投加少量吸收剂即可保证二氧化硫超低排放, 从而避免了双碱法等设备复杂、运行成本高、故障率高等问题。
4结语
如果对于大部分的煤种太锅清华团队的基于流态二次重构的超低排放循环流化床锅炉技术都有效的话, 这就意味着即使不安装脱硫脱硝装置, 循环流化床锅炉在我国大部分地区都是能够满足当地的环保要求。今后在热电和中大型火力发电行业, 流化床锅炉机组可能将一改仅仅作为大型煤粉锅炉机组配角的地位, 这将在流化床锅炉发展史上具有里程碑式的意义, 为广大企业带来巨大的经济效益, 为社会带来重大的环保效益, 还祖国以碧水蓝天, 清新空气。
参考文献
[1]杨倩.循环流化床锅炉飞灰化学成分的数学模型[J].锅炉技术, 201, 41 (4) :27.
柴油机掺烧DMM的超低排放研究 篇10
关键词：内燃机,二甲氧基甲烷,废气再循环,柴油机氧化催化转换器,排放
0 概述
随着人们节能与环保意识的不断增强,柴油机以其高的燃油效率,低的CO2、未燃HC以及CO排放而得到广泛应用,但其NOx和PM排放较高仍是一个突出的问题。尽管采用燃油高压喷射和共轨系统可以同时降低NOx和PM排放,但所需费用较高,尤其是广泛应用于农业生产的自然吸气式柴油机,其应用途径决定了它需有较高的产出投入比。因此,减少此类发动机的排放具有十分重要的意义。
近年来,对发动机燃用含氧燃料的研究表明:在柴油中添加含氧燃料或直接用含氧燃料代替柴油燃烧是一条很好的途径。研究表明:在柴油中添加甲醇可以有效地减少排放且不会恶化发动机的性能[1]。但是,由于醇类的着火点低,并且在柴油中加入醇类,其溶解性和润滑性较差,因此在普通的着火系统条件下将其作为燃料会受到一定限制。进行了DME(二甲醚)与柴油掺混燃烧的研究表明:发动机排放得到较大改善,但是由于在标准大气压力下DME是气态,这就要求对内燃机供油装置进行改造,以适应气体燃料的应用[2,3,4]。
二甲氧基甲烷(DMM)是一种很有前途的柴油替代燃料。它具有较高的含氧量和十六烷值,价格低廉,是一种很好的含氧燃料添加剂,特别是在石油价格不断攀升的情况下,有较好的应用前景。相关文献研究了含DMM的柴油喷雾和燃烧排放特性[5],对DMM燃料添加剂对柴油机性能的影响也进行了研究[6]。结果表明:在柴油中添加DMM可以降低碳烟的排放,并使热效率有所提高。进行了柴油机燃用柴油掺混小比例DMM(0~20%)的燃烧和排放特性研究。结果表明:柴油添加DMM后可以较大幅度地降低烟度[7,8]。研究了柴油机燃用纯DMM的燃烧和排放特性。结果显示,结合EGR及TWC(三效催化转化器)等方法在降低烟度排放的同时,NOx、HC和CO可以同时得到较好的控制。但由于纯DMM较低的沸点,发动机的供油系统需做较大的改动以补偿功率损失和消除高压油管内的“气阻”现象[9],而且TWC仅能工作在化学计量空燃比附近,在柴油机上应用显然是不合适的。由于柴油机氧化催化转化器(DOC)能够显著降低HC和CO排放而被广泛应用于柴油机上,因此,应用DMM-柴油混合燃料结合EGR和DOC来降低排放,对于柴油机满足严格的排放法规提供了一个可行的方案。
本文对柴油机不进行任何改动的情况下燃用DMM-柴油混合燃料(DMM体积比为50%,以下称DMM50)的燃烧和排放特性进行了研究,并结合EGR和DOC讨论了达到欧-Ⅲ排放标准的可能性。
1 试验用发动机及主要仪器设备
发动机试验系统如图1所示,试验用发动机相关技术参数如表1所示。
排放测量所用装置为AVL公司的AVL DiGas4000 light五组分汽车尾气分析仪和AVL Dismoke4000不透光烟度计。五组分气体分析仪可测量HC、CO、CO2、O2、NOx及过量空气系数a,不透光烟度计用于柴油机微粒污染物的检测。瑞士KISTLER公司的压力传感器和角标传感器用来测量缸压和角标信号,以便于燃烧分析。为了避免测量误差,每1个发动机工况运转稳定后都要连续测取3组基本一致的数据(每组测量数据的相对偏差不能超过3%),然后取平均值进行分析计算。
表2为纯柴油、DMM以及DMM50的燃料特性对比。由表2可见:DMM具有高的含氧量,但是其低热值与十六烷值均低于纯柴油。
在该试验中,原发动机仅仅对供油系统进行了冷却,以防止因DMM沸点较低而造成供油系统内的气阻现象。
2 试验结果和讨论
研究[10]表明:利用废气再循环和三效催化转化器,高含氧量燃料(80%体积比二甘醇二甲醚(DGM)和20%体积比碳酸二甲酯(DMC))在化学计量比处可以实现高效低污染燃烧,该燃烧模式被称为部分负荷高EGR率和高负荷化学计量比燃烧模式。本试验中,为了进一步降低排放,采用了DMM50结合EGR和DOC,在75%以上负荷时,EGR率设定为7%以避免功率损失,在中低负荷时,EGR率设定为28%以降低NOx排放,从而使发动机总体性能和排放水平达到较好的折中。
2.1 柴油机燃用柴油-DMM混合燃料与纯柴油的排放比较
图2为燃用柴油-DMM混合燃料的碳烟排放及其减少率随含氧量的变化。结果表明:在发动机所有工况下,碳烟排放均随着DMM的增加而减少,且在高负荷和大DMM掺混比下表现更为明显。相对于纯柴油,在全负荷下掺混50%的DMM大约可以降低70%~80%的碳烟。
碳烟主要在扩散燃烧阶段产生,受局部空燃比和局部温度的影响,高温缺氧是其基本的形成条件。DMM作为一种高含氧量的燃料,它的加入可以改善局部缺氧状况,增加空燃比,特别是在燃料喷射的核心区域。因此DMM可以减少碳烟的形成,同时可以加快扩散燃烧速度和促进已有的碳烟氧化。
2.2 EGR对燃烧特性及气体排放物的影响
由于DMM具有高的含氧量,因此,柴油-DMM混合燃料可以在不牺牲热效率的前提下采用大比例的EGR率来减少NOx和碳烟的形成。图3为EGR率分别为0和28%工况下,燃用DMM50的NOx、CO、HC和碳烟排放。结果显示:在不采用EGR的情况下,NOx基本随着发动机负荷的增加呈线性增长;当EGR率达到28%时,在中高负荷下NOx基本保持不变,全负荷时大约为未采用EGR情况下的1/4。采用EGR导致了CO、HC和碳烟排放的增加以及热效率和燃油消耗率的恶化,这种现象在高负荷和全负荷工况下更加突出。
图4为DMM50混合燃料在平均有效压力为0.568MPa、EGR率分别为0和28%时的缸压和放热率曲线。由图4可见:采用EGR后滞燃期增加,最高燃烧压力和放热率相对减小,这将对发动机扭矩输出和燃油消耗率带来不利的影响。
为了避免平均有效压力的损失和碳烟排放的恶化,在中低负荷时选用28%EGR率,75%以上负荷时选用7%EGR率。图5和图6分别为燃用DMM50混合燃料和纯柴油在以上工况下的碳烟排放。结果显示:燃用DMM50混合燃料在各工况下碳烟排放均在波许烟度20%以下,远低于同工况下燃用纯柴油的碳烟排放。
2.3 DOC对降低气体排放的影响
DOC可以显著降低CO和HC排放,但是对NOx排放影响不大[11]。图7为柴油机燃用50%DMM混合燃料结合EGR后DOC对气体排放的影响。由图7可见:DOC对CO和HC排放的降低有很大的影响,在全负荷下,它可以使CO降低85%,HC降低90%,而NOx基本不变。
2.4 燃用纯柴油及DMM50混合燃料结合EGR和DOC后燃烧与排放的比较
图8为纯柴油未采取任何措施和DMM50混合燃料结合EGR和DOC后的排放对比情况。由图8可知:在所有工况下,燃用DMM50混合燃料结合EGR及DOC后的NOx和碳烟排放都要远小于燃用纯柴油时的情况。在低负荷下,CO和HC排放比燃用纯柴油时略低,而在中高负荷下大幅度降低。这是由于在低负荷下,柴油机的排气温度低于DOC的起燃温度,DOC不能正常工作所致。不过由于柴油机的CO和HC排放本身就较低,因此在采用DOC和EGR的所有工况下,燃用DMM50混合燃料依然可以达到较好的排放水平。
(n=1600 r/min)
图9为采用EGR对燃用纯柴油和DMM50混合燃料的缸压和放热率曲线的影响。结果表明:在相同的转速和负荷下,柴油-DMM混合燃料的预混燃烧量加大,放热率峰值相比纯柴油时有所增加,滞燃期增加,这是由于DMM较低的十六烷值造成的。在采用EGR的情况下,DMM50混合燃料相比不采用EGR时的压力峰值和放热率峰值都有所降低,着火延迟增加。采用大比例EGR后,缸内燃烧压力和温度的降低会导致燃烧恶化。
2.5 燃用含大比例DMM结合EGR和DOC后的排放水平与欧-Ⅲ排放标准的比较
从以上分析可知,通过使用含大比例的DMM混合燃料降低碳烟、使用EGR降低NOx、使用DOC降低CO和HC,柴油机能够实现超低排放。为了比较该柴油机的排放水平与欧-Ⅲ排放标准的差异,表3列出了车用柴油机的欧-Ⅲ排放限值。
图10为试验用柴油机在不同工况下采用上述措施后的排放情况。为了与欧洲排放标准相统一,图中单位用g/(kW·h)表示。由图10可以看出:在所有试验工况下,HC和碳烟排放分别低于0.66g/(kW·h)和2.0 BSU烟度单位;NOx排放仅在1300r/min、全负荷工况下高于5.0g/(kW·h),而在其他所有工况下均低于5.0 g/(kW·h);CO在低负荷时略高于2.1g/(kW·h),这主要是由于排气温度低于DOC的起燃温度,导致DOC不能正常工作所致。考虑到不同发动机工况下的气体排放权重系数不同,柴油机掺烧50%体积比的DMM结合EGR和DOC有望达到欧-Ⅲ排放标准,甚至是更严格的排放法规。
3 结论
(1)燃用含大比例DMM时,碳烟排放大幅度降低,采用EGR可以显著降低NOx排放。
(2)DOC在较为宽广的工况下能显著降低CO和THC排放,特别是在高负荷下效果明显。
(3)在部分负荷下采用大比例EGR,高负荷下采用小比例EGR,该自然吸气式直喷柴油机燃用含50%体积比的DMM并结合DOC有望达到欧-Ⅲ排放标准。
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