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案例二:上海长兴岛第二发电厂湿式电除尘工程
上海长兴岛第二发电厂装机容量为2×12MW,配套两台燃煤锅炉,电厂位于上海市区和崇明岛之间,属于污染物排放重点控制地区,两台机组各配备一台三电场干式电除尘器。由于排放标准提高,为满足SO2和粉尘的排放要求,决定在电除尘器之后建设湿法脱硫,并在湿法脱硫之后增设湿式电除尘器,以满足SO2及10mg/m3粉尘排放要求。
设备如图2所示,首次采用了灰水循环处理技术,工程于2013年1月成功投运。现场测试结果表明,湿式电除尘器出口粉尘排放浓度为6.1mg/m3,测试时出口烟道处的采样装置是干燥的,说明湿式电除尘器对粉尘与水雾均有很强的脱除作用。湿式电除尘器的循环水pH值由喷淋时的7降低至2~3,表明湿式电除尘器对SO3去除率相当高。灰水循环处理系统运行稳定,完全能满足循环用水的要求,可大大减少湿式电除尘器的用水量。
长兴岛湿式电除尘器的主要技术特点:依据相关实验与中试项目的经验,结合工况和性能要求及场地条件,确定除尘器的规格、极配型式及供电方式;通过试验获得极板上均匀水膜的最佳配置和运行参数后,进行喷淋系统的选型和布置,保证水膜分布均匀;灰水处理循环利用系统将灰水中和除酸,通过高效分离去除悬浮物,实现循环使用,只需排出少量悬浮物含量高的废水,再补充等量新水即可维持水量平衡;采用新型高压供电系统,有效配合喷淋系统,运行平稳,输入功率高,避免过度闪络、间断供电、频繁启停所造成的能耗和除尘效率下降,确保湿式电除尘器高效、节能;结合试验、国外电厂和国内其他行业湿式电除尘器的运行经验,制定了一套防腐材料选用原则及防腐施工工艺守则。
长兴岛湿式电除尘项目的成功投运,是石灰石-石膏法脱硫工艺之后应用的湿式电除尘系统的成功,包括湿式电除尘器和水循环利用系统。这证明国产湿式电除尘系统能够适应燃煤电厂工艺流程的使用。
案例三:华电淄博热电有限公司湿式电除尘工程
淄博热电有限公司6#炉330MW机组,锅炉烟气除尘配备两台双室四电场电除尘器和1个湿法脱硫塔,原设计是按《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—1996)执行的,设计烟囱出口最大烟尘浓度50mg/m3。根据淄博市环保局关于落实“提前执行《火电厂大气污染物排放标准》”的通知,自2013年3月1日起,烟气污染排放应执行20mg/m3的排放标准。据此规定,6#机组烟气除尘和脱硫必须进行改造,在脱硫塔后与烟囱水平烟道之间增设一台湿式电除尘器。烟气经前端干式电除尘器,进入一级脱硫、二级脱硫,再进入湿式电除尘器最终把关处理后,进入烟囱排放,从而达到排放标准。
这个项目湿式电除尘器为能适应脱硫塔后场地布局紧张的局面,采用独特的双层复式卧式结构,结构紧凑。在极配、供电、喷淋等方面都有所创新,保证高效除尘和多污染物的综合治理,达到节能减排的效果。
引进技术在国内燃煤电厂的应用
国内已有多家环保企业引进国外公司湿式电除尘技术,利用国外的成熟技术和经验,积极促成此项技术在我国燃煤电厂的推广应用与顺利实施。
浙能六横电厂2×1000MW机组已经签订湿式电除尘器合同,2×1000MW超超临界燃煤机组新建项目地处舟山国家海洋经济发展示范区,属于国家大气污染联防联控重点区域,对环境质量要求严格。为进一步降低燃煤电厂污染物的排放,电厂决定在湿法脱硫装置之后设置湿式电除尘器,以满足PM2.5粉尘、SO3及雾滴排放要求。
浙江舟山电厂300MW机组采用海水脱硫方式,与之配套的湿式电除尘器在引进国外技术基础上,结合燃煤电厂实际情况,进行了创新开发。项目投运后,将可高效除去烟气中的PM2.5及SO3微液滴,使烟尘排放浓度达到5mg/m3以下,燃煤电厂的烟尘排放达到燃气电厂的标准。
随着湿式电除尘工程的成功应用,还有嘉兴三期2×1000MW机组以及其他要求实现低排放地区的一些项目,也已确定采用湿式电除尘技术。
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