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技术攻关勤脱硫
大唐国际红河发电公司在不改变原输煤系统运行方式的情况下,脱硫改造项目采用炉外石灰石-石膏湿法全烟气脱硫系统,脱硫装置入口SO2浓度按4000 mg/Nm3(标态、干基、6%O2)、烟气量(标态、干基、6%O2)1177000 Nm3/h、煤种设计按含硫量2.5%设计,新增湿法系统脱硫效率为95%,除尘效率为50%,改造后机组排放浓度小于200 mg/Nm3、满足国家《火电厂大气污染物排放标准》的相关要求,可实现SO2年削减量1707.77t/a,粉尘年削减量880.9t/a,真正做到云南省委、省政府提出的“既要发展工业经济又要注重保护环境”的要求。
炉外脱硫装置采用全烟气脱硫,每台炉设置1套SO2吸收系统,2台炉设置1套吸石灰石贮运系统、收剂制备系统、石膏脱水处理系统、脱硫废水处理系统、排水及事故浆液系统。吸收塔(塔径14米、四层喷淋层)增加烟气阻力1650Pa。液气比大于11.5L/m3,浆液循环停留时间不大于5min,塔内烟气流速小于3.3m/s。烟气系统不设置烟气-烟气换热器(GGH)及旁路烟道,引风机与增压风机合并设置、引风机实施增容改型改造。改造强度大,难点多,工期紧,公司成立脱硫改造工程领导小组,带领技术人员个个攻破,坚持不懈的打好技术攻坚战,打破壁垒,全面突围。
势在必行重脱硝
2011年由国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准》,相较2003年第二次修订的限值更为严苛,其中氮氧化物排放执行“史上最严”标准。新的环保标准要求:新建火电机组2012年1月1日起 NOx排放低于100mg/Nm3,一般必须上脱硝装置;现役W火焰炉、CFB机组NOx排放低于200mg/Nm3(6%O2),重点地区也执行新建机组要求;现役机组脱硝技术改造在2014年7月1日前完成。未来,除火电新增机组均需装配脱硝装置外,现役机组大部分也需要增设脱硝装置。
2013年1月5日,红河发电公司收到了国家发改委《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》。通知规定,自 2013 年1 月1 日起,将脱硝电价试点范围由现行14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组,扩大为全国所有燃煤发电机组。发改价格[2013]1651号文,将脱硝电价标准提高为每千瓦时1分钱。脱硝运行成本将得到消化,并能较快收回投资,这极大地提高了公司脱销改造工作的积极性。
由于CFB机组具有低NOx排放的优势,绝大部分CFB机组NOx排放在100-200mg/m3,目前国内尚无大型CFB锅炉机组投运脱硝装置的先例。而根据新环保标准,部分CFB锅炉进行脱硝改造势在必行。红河发电公司1#、2#机组目前NOx排放值低于170mg/Nm3(6%O2),其NOx排放已相对较低,但排放浓度及总量无法满足地方政府要求。因此,公司拟通过建设烟气脱硝装置来满足新标准对NOx排放的要求。该公司2个机组脱硝工程实施后,脱硝效率可达到50%以上,电厂NOx排放总量将明显降低,具有显著的环保效益。
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