首页 > 项目中心 >三期#1、#2机组超低排放综合改造工程项目
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项目描述:
三期#1、#2机组超低排放综合改造工程项目工程内容及规模:
1、项目由来
贵溪发电有限责任公司位于江西贵溪市境内。公司现役2×300MW和2×640MW发电机组。本次废气处理设施改造的主体工程,为2台640兆瓦超临界燃煤发电机组,配置2台1940吨/小时直流锅炉,同步建设除尘、脱硫、脱硝等系统,配套建设专用储煤场、给排水、污水处理等公用及辅助设施。每台锅炉配2台福建龙净环保有限公司生产的2FE418/4-2L电袋复合式除尘器,为两电两袋式(静电除尘器为双室2电场干式、卧式、板式,布袋除尘器为外滤式除尘),设计进口含尘浓度39.17g/Nm,出口排放浓度≤30mg/Nm3,烟气量3278544m3/h。脱硫工程采用湿法石灰石-石膏脱硫技术,一炉一塔布置,脱硫设计,S02脱出率不小于95.8%,在脱硫设计煤种(校核煤种2)含硫量达到2.5%时,污染物S02排放≤400mg/Nm3。机组脱硝工程采用SCR催化剂选择性还原脱硝技术,还原剂采用液氨,脱硝设计NOx入口含量320 mg/Nm3条件下,SCR出口NOx含量不高于64 mg/Nm3,在附加层催化剂不投运条件下NOx脱除率不小于80%。
2008年9月环保部批复了《江西贵溪电厂“上大压小”扩建工程环境影响报告书》(环审〔2008〕332号),批复建设2台640兆瓦超临界燃煤发电机组,也就是三期#1、#2、两台640MW发电机组。两台发电机组于2012年12月建成投产,2013年4月10日江西省环境保护厅对两套废气在线监测系统进行了验收,2号机组已于2013年10月21日通过环保部竣工环境保护验收(环验〔2013〕230号),1号机组于2014年9月15日通过环保部竣工环境保护验收(环验〔2014〕200号)。验收文件显示:锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物的最大排放浓度和烟气黑度符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第3时段标准限值要求。无组织排放监测点颗粒物最大排放浓度符合《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2中标准限值要求,氨罐区氨最大排放浓度符合《恶臭污染物排放标准》(GB 14554-93)表1中一级标准要求。环保部验收合格的函表示:该工程在实施过程中基本按照环境影响评价文件及批复要求,配套建设了相应的环境保护设施,落实了相应的环境保护措施,经验收合格,同意主体工程正式投入生产。
2011年9月,国家环保部、国家质量监督检验检疫总局正式颁布了《火电厂 大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。根据此标准,贵溪发电有限责任公司三期#1、#2(2×640MW)机组污染物排放按照烟尘浓度限值30 mg/Nm3 、SO2限值100mg/Nm3、NOx限值100mg/Nm3的要求进行环保设施的设计和建设。
根据 2014年9月国家发改委、能源局、环保部下发的关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的通知,贵溪发电厂地处中部地区,属于鼓励现役燃煤发电机组实施大气污染物烟尘排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值(即10mg/Nm3)的环保改造。国家环境保护部于 2015年7月下发的《关于编制“十三五” 燃煤电厂超低排放改造方案的通知》,要求有条件的企业将原计划2020年完成的超低排放改造任务提前至2017年完成,不具备条件的机组要采取治理、淘汰、替代等措施,确保稳定达标排放。
为了更好的响应国家超低排放政策,同时考虑到以后环保标准的提高,贵溪发电有限责任公司三期#1、#2 机组废气处理后烟尘排放浓度≤5 mg/Nm3 、SO2排放浓度≤35mg/Nm3、NOx排放浓度≤50mg/Nm3的标准进行改造。
贵溪发电有限责任公司废气治理采用低氮燃烧技术、并经烟气SCR脱硝装置、双室2电场+袋式除尘器、石灰石-石膏湿法脱硫装置处理后通过240米烟囱排放。由于国家要求的提高和处理设施在运行过程中出现的问题,需要对废气处理设施进行改造,具体原因表现在:
1)设备性能降低需要改造
贵溪发电有限责任公司三期#1机组于2012年12月建成投产后,出现过差压高(最高3500Pa,设计值为800Pa),粉尘排放有时超过30mg/Nm3的现象,因此#1机组于2015年5月9日至2015年6月8日B修期间,进行了电袋除尘器提效改造,对滤袋布置仓室尾部进行加长改造,滤袋数量由9408条增加至11328条。滤料材质采用30%超细PPS+40%常规PPS+30%PTFE混纺+100%PTFE基布滤袋,表面采用PTFE涂层处理,克重≥650g/m2,滤袋规格为Ф168×8750mm。改造目标为电袋除尘器出口排放浓度:设计值≤20mg/Nm3,保证值30mg/Nm3,电袋除尘器运行阻力:滤袋寿命初期≤800Pa(1年内),终期≤1200Pa。改造完成后的除尘器验收评价意见为:#1炉电袋复合除尘器提效改造后,保护投运率100%,电袋除尘器压差由改造前最高约3500Pa降至650Pa以下,除尘器本体阻力≤800Pa(投运第一年),烟尘浓度值在20mg/Nm3左右。
由于改造效果好, #2机组也应进行改造。
2)最新国家和地方环保法规的要求
(1)根据 2014年9月,国家发改委、能源局、环保部下发的关于印发《煤电节能减排升级与改 造行动计划(2014-2020 年)》的通知,贵溪发电厂地处中部地区,属于鼓励现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值(即10 mg/Nm3)的环保改造。
(2)国家环境保护部于2015年7月下发的《关于编制“十三五”燃煤电厂 超低排放改造方案的通知》,要求有条件的企业将原计划 2020 年完成的超低排放改造任务提前至 2017 年完成,不具备条件的机组要采取治理、淘汰、替代等措施,确保稳定达标排放。
(3)2015年12月2日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,大幅降低发电煤耗和污染排放。
根据上述环保法规要求以及国家电力投资集团公司“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案,贵溪发电有限责任公司三期燃煤机组粉尘排放浓度不高于5mg/Nm3、SO2排放浓度不高于35mg/Nm3、NOx排放浓度不高于50mg/Nm3。达到《火电厂污染物排放标准》(GB 13223-2011)表1中天然气锅炉燃气轮机组排放浓度限值的要求。
根据2015年在线监测结果,#1锅炉烟气处理后的排放浓度范围烟尘8 ~15 mg/Nm3、SO2 80~100 mg/Nm3、NOX60~70 mg/Nm3,#2锅炉烟气处理后的排放浓度范围烟尘25~35 mg/Nm3、SO2 80~100 mg/Nm3、NOX60~70 mg/Nm3。
2、改造方案
废气采用低氮燃烧技术,烟气经SCR脱硝装置,双室2电场+袋式除尘器、石灰石-石膏湿法脱硫装置处理后通过240米烟囱排放;安装了烟气自动监测系统,并与地方环保部门联网。现有烟尘经过电袋除尘器、SCR脱硝装置、脱硫塔的处理,排放不能满足烟尘5 mg/Nm3、SO235 mg/Nm3、NOX50 mg/Nm3的标准,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,树立国家电投集团品牌形象,推进电厂未来发展,建设绿色环保型电厂,贵溪发电有限责任公司决定对本期机组进行烟气超低排放改造。
(1)#1机组改造
本次超低排放改造从整个电厂系统的角度考虑燃煤烟气所带来环境问题,利用现有燃煤烟气尘、硫、氮及汞等污染物脱除设备之间存在的协同脱除能力,实现燃煤电站大气污染物的协同与集成治理,大幅降低燃煤电站环境污染治理成本。本次改造贵溪发电厂三期1#机组拟采用如下技术路线:
脱硫脱硝改造
脱硫吸收塔本体、浆液循环泵、喷淋层保持不变,吸收塔上部加高3.2m,设置沸腾式传质构件,原三级屋脊式除雾器更换为三级高效屋脊除雾器。脱硝加装备用层催化剂,备用层加装蒸汽吹灰器,三层催化剂加装声波吹灰器。改造后脱硫系统出口SO2浓度为31.4mg/m3(标态、干基、6%O2),脱硫系统效率可达到99.1%,脱硫烟尘入口浓度20mg/Nm3,脱硫后烟囱入口达到5mg/Nm3,脱硫除尘效率大于75%。本工程脱硫脱硝改造后的总阻力为1030Pa。
脱硫改造工艺简介:
本次改造按原烟气中SO2浓度为3500mg/m3(标态、干基、6%O2),脱硫系统出口SO2浓度≤35mg/m3(标态、干基、6%O2)设计,脱硫系统效率达到99%。
本次改造采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺,吸收塔采用喷淋空塔。
本工程为提高脱硫效率和减少运行维护,本次改造方案主要改造吸收塔区域,其它制浆系统,脱水系统及工艺水系统等利旧。
脱硫系统可用场地较为紧张,本次改造在原有设备上改造,不涉及新增场地。
改造内容:
(a)设置沸腾式传质构件和壁环
在现有吸收塔入口与最底部一层喷淋层之间设置沸腾式传质构件,增加沸腾式传质构件处不需要额外增高,在最上第二层与第三层喷淋层之间、第四层与第五层喷淋层之间设置壁环。
设置沸腾式传质构件来均布吸收塔内的气、液分布,运行时装置上保持一定的持液高度可以使烟气穿过沸腾式传质构件时,气液两相接触良好,大大提高传质效果,同时在气体穿过液膜时,大部分粉尘被拦截下来;获得较好的脱硫效率及除尘效率。
带沸腾式传质构件的喷淋塔内部无填充物,不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题,而且具有
气流均布、降低装置消耗、检修方便的优点。
(b)改造除雾器
原系统采用的是三级屋脊式除雾器,出口液滴为50 mg/Nm3。本次超低排放改造为除尘考虑,满足脱硫系统出口烟尘含量不超过5mg/Nm3的要求,更换为高效三级屋脊式除雾器,出口液滴为20 mg/Nm3,出口液滴量小而使出口总的烟尘含量更低。同时,由于最上层喷淋层到吸收塔出口底部的空间为6.3m,更换的除雾器高度为4.5m,为优化流场,塔体上部抬高3.2m,使最上层喷淋层到除雾器底部的高度为3m,除雾器顶部到吸收塔出口底部的高度为2m,设置除雾器前后的足够空气以减少除雾器后烟气的液沫夹带,防止石膏雨。
本方案改造后脱硫系统出口SO2浓度为31.9mg/m3(标态、干基、6%O2),脱硫系统效率达到了99.1%,改造后系统相比保证值35mg/m3有一定余量。
贵溪发电有限责任公司
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