國產(chǎn)600MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組“近零排放”改造

尹鵬飛

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠?！?19050)

?

國產(chǎn)600MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組“近零排放”改造

尹鵬飛

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東珠海519050)

摘要:為實(shí)現(xiàn)機(jī)組污染物“近零排放”的目標(biāo)，廣東珠海金灣發(fā)電有限公司#3，#4機(jī)組進(jìn)行了環(huán)保改造。介紹了脫硫系統(tǒng)擴(kuò)容升級(jí)、新增濕式電除塵器、省煤器分級(jí)、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一等改造內(nèi)容，改造后的性能測(cè)試結(jié)果表明，煙塵、SO2、NOx排放質(zhì)量濃度優(yōu)于燃?xì)鈾C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)了“近零排放”的目標(biāo)。

關(guān)鍵詞:近零排放;煙塵; SO2; NOx;濕式電除塵器;脫硫;脫硝;省煤器分級(jí)

0　引言

近年來隨著火電裝機(jī)容量不斷增長，排放污染物的總量增加對(duì)大氣環(huán)境造成了很大壓力，國家新頒布的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》對(duì)重點(diǎn)控制地區(qū)的燃煤機(jī)組污染物排放要求大幅提高:煙塵質(zhì)量濃度≤20 mg/m3，SO2質(zhì)量濃度≤50 mg/m3，NOx質(zhì)量濃度≤100 mg/m3，汞及其化合物質(zhì)量濃度≤0.03 mg/m3［1］。目前，珠三角及長三角等地區(qū)先后提出“近零排放”要求，達(dá)到目前燃?xì)廨啓C(jī)排放限值，即煙塵質(zhì)量濃度≤5 mg/m3，SO2質(zhì)量濃度≤35 mg/m3，NOx質(zhì)量濃度≤50 mg/m3。這對(duì)地處污染物重點(diǎn)控制的珠三角地區(qū)并以火力發(fā)電廠為主業(yè)的粵電集團(tuán)，產(chǎn)生了巨大的影響。

2014年3月，廣東省發(fā)改委批復(fù)同意廣東珠海金灣發(fā)電有限公司#3機(jī)組為廣東省燃煤發(fā)電機(jī)組煙氣污染物“近零排放”示范項(xiàng)目。2014年6月，國家能源局批復(fù)同意金灣發(fā)電有限公司#3機(jī)組為2014年煤電機(jī)組環(huán)保改造示范項(xiàng)目。在此背景之下，金灣發(fā)電有限公司開展了機(jī)組污染物“近零排放”專項(xiàng)改造。

1　工程概況

金灣發(fā)電有限公司#3，#4機(jī)組的2×600 MW鍋爐是上海鍋爐廠有限公司在引進(jìn)ALSTOM美國公司超臨界鍋爐技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合自身技術(shù)生產(chǎn)的SG－1913/25.4型超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、Π型露天布置、固態(tài)排渣。燃燒方式采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNCFS)，煤粉燃燒器為四角布置、切向燃燒、擺動(dòng)式燃燒器。設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煤，校核煤種為晉北煙煤，煤種參數(shù)見表1。

表1　鍋爐設(shè)計(jì)煤種及校核煤種參數(shù)

2　技術(shù)方案

燃煤發(fā)電廠的“近零排放”是指煙塵、SiO2及NOx排放質(zhì)量濃度達(dá)到或低于燃?xì)廨啓C(jī)組的現(xiàn)行排放限值，即煙塵質(zhì)量濃度≤5 mg/m3，SiO2質(zhì)量濃度≤35 mg/m3，NOx質(zhì)量濃度≤50 mg/m3?，F(xiàn)有的“近零排放”技術(shù)多種多樣，本文旨在介紹目前在國內(nèi)600 MW機(jī)組成功實(shí)施并穩(wěn)定運(yùn)行的一種改造方案。金灣發(fā)電有限公司#3，#4機(jī)組的“近零排放”項(xiàng)目主要改造內(nèi)容包括:脫硫系統(tǒng)擴(kuò)容升級(jí)、新增濕式電除塵器、省煤器分級(jí)、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一改造。改造示意圖如圖1所示。

圖1　金灣發(fā)電有限公司“近零排放”改造示意

2.1煙塵“近零排放”改造

2.1.1技術(shù)方案

該項(xiàng)目濕式電除塵器的陽極板和陰極線選用316L不銹鋼材質(zhì)，采用連續(xù)水膜噴淋系統(tǒng)，內(nèi)部進(jìn)行防腐設(shè)計(jì)，具有很高的可靠性。濕式電除塵器布置在爐后，上游為石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)，下游為脫硫系統(tǒng)煙氣換熱器(GGH)的進(jìn)口。每臺(tái)鍋爐配2臺(tái)單室一電場(chǎng)除塵器，為濕式、臥式、板式。濕式電除塵器設(shè)計(jì)參數(shù)見表2(表中，BMCR工況為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量工況)。

表2　濕式電除塵器設(shè)計(jì)參數(shù)

2.1.2濕式電除塵系統(tǒng)簡介

放電極在直流高壓電的作用下，將其周圍氣體分子電離為電子和正離子，電子與粉塵或霧滴粒子發(fā)生碰撞使其表面荷電，荷電粒子在電場(chǎng)力的作用下向集塵極運(yùn)動(dòng)，水流從集塵板頂端流下，形成一層均勻穩(wěn)定的水膜將其帶走;同時(shí)，噴到極板通道中的水霧既能捕獲細(xì)微煙塵又能降低電阻率，利于微塵向極板移動(dòng)。因此，濕式電除塵器與干式電除塵器的除塵原理基本相同，可分為4個(gè)階段:氣體的電離、粉塵獲得離子而荷電、荷電粉塵向電極移動(dòng)、將電極上的粉塵清除。與振打清灰不同的是，濕式電除塵器采用液體沖洗集塵板表面來進(jìn)行清灰。

煙氣從脫硫吸收塔出口進(jìn)入濕式靜電除塵器，放電極形成的電暈場(chǎng)使氣體電離，粉塵、霧滴粒子等獲得電子而荷電，在電場(chǎng)力、荷電水霧的碰撞攔截、吸附凝并共同作用下，荷電粒子被捕集到集塵極上，通過噴嘴噴水在集塵極上形成連續(xù)的水膜，將捕集的粉塵沖洗到灰斗中隨水排出。煙氣在濕式靜電除塵器內(nèi)除塵凈化，經(jīng)煙道接入回轉(zhuǎn)式GGH，再經(jīng)煙道進(jìn)入煙囪后排入大氣。所有暴露在溫度低于露點(diǎn)的煙氣中的煙道、內(nèi)部構(gòu)件、分流板/導(dǎo)流板、濕式靜電除塵器殼本體內(nèi)壁(如進(jìn)出口煙箱、殼體、灰斗及底梁、絕緣子室、頂蓋、柱間支撐等)等應(yīng)襯以玻璃鱗片樹脂進(jìn)行保護(hù)。濕式電除塵器內(nèi)的部件，如陽極板、陰極線及框架、噴嘴、內(nèi)部配管、定位梁等，采用316L不銹鋼。

沖洗前部集塵板的水流到排水箱中，沖洗后部集塵板的水流到循環(huán)水箱中。排水箱中一部分水外排至除塵廢水處理裝置，處理后用作脫硫系統(tǒng)第1級(jí)除霧器沖洗水;另外一部分水溢流到循環(huán)水箱中，可再次用于沖洗集塵板。用工業(yè)用水沖洗末端集塵板，通過控制補(bǔ)給水量和外排水量，保證整個(gè)水系統(tǒng)水量達(dá)到平衡。定期進(jìn)行除塵器內(nèi)部整體清洗和進(jìn)口氣流均布板的清洗。循環(huán)水箱、排水箱中需要分別加入NaOH溶液來調(diào)整pH值。進(jìn)口霧滴的pH值為2～5，進(jìn)入排水箱廢水的pH值為2～5，為保證循環(huán)利用和達(dá)標(biāo)排放，配置了堿儲(chǔ)罐和加堿裝置，同時(shí)向循環(huán)水箱和排水箱添加NaOH溶液。排水箱中的水經(jīng)過中和處理后，通過排水泵輸送至除塵廢水處理裝置;循環(huán)水箱的水經(jīng)過中和處理后，作為濕式電除塵器的噴淋水循環(huán)使用。濕式電除塵系統(tǒng)工作流程如圖2所示。

2.1.3濕式電除塵系統(tǒng)安裝注意事項(xiàng)

為保證濕式電除塵系統(tǒng)正常、穩(wěn)定運(yùn)行，在安裝過程中需要注意以下事項(xiàng)。

(1)極板、陰極大框架及小框架需要在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行拼裝、焊接，并滿足形位公差要求。

(2)考慮玻璃鱗片等防腐層完成后，鋼結(jié)構(gòu)表面不能再進(jìn)行焊接、加熱等，涂裝前需要完成全部輔助結(jié)構(gòu)的處理，修割、打磨等需及時(shí)進(jìn)行。

圖2　濕式電除塵系統(tǒng)工作流程圖

(3)調(diào)整相鄰的框架管間距，并檢查各層的框架管直線度和間距，保證相鄰的框架管中心偏差在±3 mm范圍內(nèi)。

(4)陰、陽極間距按照J(rèn)B/T 5910—2013《電除塵器》和濕式電除塵設(shè)備廠家要求進(jìn)行調(diào)整，該項(xiàng)目陰、陽極間距偏差在±5 mm范圍內(nèi)。

(5)對(duì)每個(gè)陰、陽極通道進(jìn)行檢查清理:陰極針刺上掛的雜物一定要清理干凈;大梁、墻板上焊接的臨時(shí)固定裝置和臨時(shí)支架全部切割干凈，用角磨機(jī)打磨光滑;灰斗內(nèi)雜物清理干凈。

2.1.4濕式電除塵的技術(shù)特點(diǎn)

(1)能提供較高的電暈功率，適用于脫除細(xì)微粉塵和SO3酸性氣溶膠。

(2)除塵效率不受粉塵性質(zhì)的影響，能有效收集黏性大或比電阻高的粉塵。

(3)因?yàn)槿∠苏翊蜓b置，能有效避免因?yàn)檎翊蚯寤耶a(chǎn)生的二次揚(yáng)塵，適合于出口粉塵要求特別低的場(chǎng)所。

(4)利用噴水對(duì)集塵板進(jìn)行清洗，可使放電極和集塵板始終保持清潔，電極上無粉塵堆積，有效避免了反電暈。

(5)無運(yùn)動(dòng)部件，可靠性高，大大降低了運(yùn)行維護(hù)的工程量。

(6)設(shè)備本體結(jié)構(gòu)小，占地面積小，設(shè)備布置可以更緊湊，可與其他煙氣治理設(shè)備相互結(jié)合，進(jìn)行多樣化設(shè)計(jì)。

(7) 205℃以下時(shí)，煙氣中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，其顆粒平均直徑在0.4 μm以下，屬于亞微米顆粒。濕式靜電除塵器對(duì)亞微米顆粒的捕獲率高，所以對(duì)SO3的微液滴有很高的脫除率。

(8)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行過程中，存在凈煙氣側(cè)石膏漿液堵塞GGH問題，脫硫系統(tǒng)石膏漿液攜帶嚴(yán)重，除霧器對(duì)微細(xì)粉塵去除效果會(huì)因?yàn)榻Y(jié)垢而變差，GGH每次檢修均需進(jìn)行化學(xué)浸泡和高壓水清洗，即使為脫硫系統(tǒng)增設(shè)管式除霧器，也不能從根本上解決GGH堵塞問題。濕式靜電除塵器能夠有效去除煙氣中的粉塵和石膏，因此能夠有效解決GGH堵塞問題，增強(qiáng)脫硫系統(tǒng)的可靠性。

(9)濕式電除塵系統(tǒng)除塵效率高，可協(xié)同高效脫除SO3、汞，對(duì)煤種和負(fù)荷的適應(yīng)性較強(qiáng)，雙通道布置方式可提高系統(tǒng)的可靠性。

2.1.5性能測(cè)試結(jié)果

工程設(shè)計(jì)人員應(yīng)仔細(xì)勘查現(xiàn)場(chǎng)，優(yōu)化設(shè)計(jì)，分析計(jì)算挖河、廢棄土和堤防加固的土方工程量，并進(jìn)行土方平衡計(jì)算。如果局部河段的開挖土方量不能滿足該河段堤防加固所需土方量，則通過對(duì)調(diào)土方案和就地取土方案進(jìn)行比選，分析不同河段土方調(diào)配平衡，選擇技術(shù)經(jīng)濟(jì)合理的方案。

金灣發(fā)電有限公司完成新增濕式電除塵系統(tǒng)改造之后，由廣東省電力科學(xué)研究院進(jìn)行性能測(cè)試驗(yàn)收，測(cè)試結(jié)果表明:粉塵排放質(zhì)量濃度穩(wěn)定小于5 mg/m3，且能有效脫除脫硫脫硝尾部煙氣中夾帶的霧滴、PM2.5、SO3氣溶膠等復(fù)合污染物，實(shí)現(xiàn)機(jī)組的“近零排放”。性能測(cè)試結(jié)果見表3。

表3　濕式電除塵系統(tǒng)性能測(cè)試數(shù)據(jù)

2.2NOx“近零排放”改造

2.2.1脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)原則

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組于2013年完成脫硝系統(tǒng)的改造，系統(tǒng)設(shè)計(jì)原則如下。

(1)脫硝機(jī)組規(guī)模為2×600 MW，安裝2套處理100％煙氣量的脫硝裝置。

(2)脫硝工藝按選擇性催化還原(SCR)法設(shè)計(jì)。

(3)脫硝系統(tǒng)入口NOx質(zhì)量濃度按350 mg/m3考慮，設(shè)計(jì)脫硝效率≥80％。

(4)脫硝裝置不設(shè)煙氣旁路。

(6)脫硝過程中不帶來新的環(huán)境污染。

(7)脫硝工程設(shè)備采購按關(guān)鍵設(shè)備進(jìn)口、大部分設(shè)備國內(nèi)配套的方式實(shí)施。主要設(shè)備通過招投標(biāo)擇優(yōu)選用。

(8)脫硝設(shè)備年利用小時(shí)數(shù)為5500。

(9)裝置設(shè)計(jì)壽命＞25年。

(10)系統(tǒng)可用率≥98％。

2.2.2脫硝系統(tǒng)投運(yùn)后存在的問題

脫硝系統(tǒng)SCR裝置中的NOx反應(yīng)催化劑采用日本BHK公司產(chǎn)品，煙氣脫硝過程中會(huì)使鍋爐煙氣中的SO2轉(zhuǎn)化為SO3，并與氨反應(yīng)生成硫酸銨和硫酸氫銨。液態(tài)的硫酸氫銨黏性很強(qiáng)，會(huì)黏附煙氣中的飛灰，造成脫硝裝置中的催化劑及其后部的鍋爐空氣預(yù)熱器堵塞，增大催化劑壓降或造成催化劑失效，導(dǎo)致脫硝裝置失效，甚至因?yàn)榭諝忸A(yù)熱器堵塞導(dǎo)致機(jī)組不能正常運(yùn)行。催化劑的運(yùn)行受到最低連續(xù)運(yùn)行溫度(MOT) (確?；钚?、最低可噴氨溫度(MIT) (緩慢失活，但最低連續(xù)運(yùn)行溫度條件下可恢復(fù)活性)、硫酸氫銨析出溫度(急速失活，不可逆轉(zhuǎn))等條件的限制，并且規(guī)定了“控制反應(yīng)器入口煙氣溫度高于324℃開始噴氨，連續(xù)8 h入口煙氣溫度低于314℃則停止噴氨”的運(yùn)行限制條件。由于金灣發(fā)電有限公司的鍋爐設(shè)計(jì)效率較高(可達(dá)94.5％)，因而省煤器出口的煙氣溫度偏低，導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行負(fù)荷限制在420(對(duì)應(yīng)省煤器出口煙氣溫度為314℃)～600 MW。當(dāng)機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，省煤器出口煙氣溫度會(huì)低于下限值，無法滿足脫硝裝置的投運(yùn)溫度要求。

2.2.3全負(fù)荷脫硝和提升效率改造

為了機(jī)組能夠?qū)崿F(xiàn)全負(fù)荷脫硝并進(jìn)一步降低NOx的排放質(zhì)量濃度，對(duì)鍋爐進(jìn)行省煤器分級(jí)改造和提升脫硝效率改造，主要技術(shù)方案如下。

(1)將舊省煤器拆除一部分，減少省煤器吸熱，提高SCR入口的煙氣溫度;同時(shí)，為保證鍋爐效率，在SCR后部安裝部分省煤器，吸收煙氣中的余熱，保證鍋爐排煙溫度不高于改造前。

(2)提高SCR入口的煙氣溫度，以保證脫硝裝置能投入，在機(jī)組250 MW負(fù)荷工況下，進(jìn)入脫硝設(shè)備的煙氣溫度高于310℃，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下煙溫不超過400℃。

(3)機(jī)組額定工況下過熱蒸汽參數(shù)、再熱蒸汽參數(shù)、鍋爐效率均不低于改造前，排煙溫度不高于改造前，系統(tǒng)能適應(yīng)鍋爐的啟動(dòng)、停機(jī)及負(fù)荷變動(dòng)。省煤器分級(jí)改造布置如圖3所示。

圖3　省煤器分級(jí)改造示意

(4)為了實(shí)現(xiàn)NOx的近零排放，在進(jìn)行省煤器分級(jí)改造的同時(shí)，進(jìn)行脫硝系統(tǒng)加裝催化劑的改造。在原有2層催化劑的基礎(chǔ)上，再加裝1層板式催化劑，脫硝效率由原來的80％提升至87％以上。

經(jīng)過上述改造，機(jī)組可以保證煙氣中NOx的排放質(zhì)量濃度穩(wěn)定小于50 mg/m3，脫硝系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)“全負(fù)荷脫硝”和“近零排放”。

2.2.4脫硝系統(tǒng)性能測(cè)試結(jié)果

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組完成省煤器分級(jí)改造和提升脫硝效率改造之后，由西安熱工研究院有限公司完成性能測(cè)試驗(yàn)收，試驗(yàn)結(jié)果表明，可以保證煙氣中NOx的排放質(zhì)量濃度穩(wěn)定小于50 mg/m3，詳細(xì)性能測(cè)試數(shù)據(jù)見表4。

表4　脫硝系統(tǒng)性能測(cè)試數(shù)據(jù)

2.3SO2“近零排放”改造

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組脫硫系統(tǒng)原設(shè)計(jì)燃煤含硫量為0.63％(FGD入口SO2質(zhì)量濃度為1354mg/m3)，校核燃煤含硫量為0.80％(FGD入口SO2質(zhì)量濃度為1 808 mg/m3)，脫硫效率不小于90％。由于煤炭市場(chǎng)供應(yīng)的不確定性，實(shí)際燃用煤種含硫量與設(shè)計(jì)煤種存在一定的偏差;同時(shí)，隨著最新大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)及“近零排放”要求的實(shí)施，對(duì)原脫硫系統(tǒng)進(jìn)行擴(kuò)容升級(jí)改造。改造設(shè)計(jì)FGD入口煙氣參數(shù)見表5。

2.3.1脫硫系統(tǒng)擴(kuò)容改造技術(shù)方案

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組的脫硫系統(tǒng)改造后仍然采用石灰石－石膏濕法脫硫工藝系統(tǒng)，主要包括煙氣系統(tǒng)、石灰石漿液制備系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、事故漿液系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)及儀用壓縮空氣系統(tǒng)等，主要改造技術(shù)方案如下。

表5　改造設(shè)計(jì)FGD入口煙氣參數(shù)

(1)吸收塔漿池由1472 m3增大至3126 m3，液位由8 m增加到17 m，吸收塔分兩段抬升，底部抬升9.0 m，在第3層噴淋層上部抬升4.6 m，吸收塔高度由27.4 m增加至41.0 m。在第3層噴淋層與除霧器之間增加2層噴淋層。更換全部兩級(jí)屋脊式除霧器，增加一級(jí)管式除霧器。

(2)原有3臺(tái)漿液循環(huán)泵保留下面的2臺(tái)，更換1臺(tái)漿液循環(huán)泵，新增2臺(tái)漿液循環(huán)泵，每臺(tái)機(jī)組共5臺(tái)漿液循環(huán)泵。循環(huán)泵按照單元制設(shè)置，每臺(tái)循環(huán)泵對(duì)應(yīng)一層噴淋層。

(3)原系統(tǒng)設(shè)計(jì)每個(gè)吸收塔配置2臺(tái)羅茨式氧化風(fēng)機(jī)，1用1備。改造后氧化風(fēng)機(jī)采用多級(jí)離心式風(fēng)機(jī)，每臺(tái)機(jī)組1用1備配置。氧化風(fēng)機(jī)壓力不小于110 kPa，風(fēng)量不小于11 000 m3/h，氧化風(fēng)利用率不大于30％。

(4)新增石灰石漿液制備系統(tǒng)采用外購石灰石粉的方式制漿。新增1座石灰石粉倉，新增1臺(tái)石灰石漿液箱，石灰石漿液箱設(shè)置2臺(tái)石灰石供漿泵，1用1備。石灰石粉倉的容積滿足改造后2臺(tái)機(jī)組BMCR工況下3d的石灰石粉耗量，石灰石漿液箱的容積滿足改造后2臺(tái)機(jī)組BMCR工況下4 h的石灰石漿液耗量。

(5)更換#3，#4機(jī)組的2臺(tái)真空脫水皮帶機(jī)及配套的真空泵、濾布沖洗水泵、濾布沖洗水箱，更換#3，#4機(jī)組的2臺(tái)石膏漿液旋流器。

(6)吸收塔漿池加大之后，原有的攪拌器不滿足要求，每臺(tái)機(jī)組吸收塔更換全部4臺(tái)攪拌器。

(7)改造后引風(fēng)機(jī)及增壓風(fēng)機(jī)合并，取消增壓風(fēng)機(jī)及脫硫煙氣旁路，需要拆除增壓風(fēng)機(jī)及附屬煙道，原煙氣旁路與煙囪之間要有明顯的斷口。

(8)改造GGH密封系統(tǒng)，保證GGH漏風(fēng)率小于0.7％。

(9)新增1座3000 m3的事故漿液箱，配備2臺(tái)事故漿液返回泵，1用1備。

2.3.2脫硫系統(tǒng)性能測(cè)試結(jié)果

金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組完成脫硫系統(tǒng)的升級(jí)改造之后，由廣東電網(wǎng)公司電力科學(xué)研究院完成性能測(cè)試驗(yàn)收。測(cè)試結(jié)果表明:可以保證煙氣中SO2的排放質(zhì)量濃度穩(wěn)定小于35 mg/m3，脫硫系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)“近零排放”。性能測(cè)試數(shù)據(jù)見表6。

表6　脫硫系統(tǒng)性能測(cè)試數(shù)據(jù)

3　結(jié)束語

燃煤發(fā)電廠煙氣污染物的“近零排放”技術(shù)，能夠?qū)鹘y(tǒng)意義上的SO2、NOx、煙塵進(jìn)行脫除，還能夠?qū)M2.5、重金屬等進(jìn)行有效脫除。金灣發(fā)電有限公司2×600 MW機(jī)組經(jīng)過脫硫系統(tǒng)擴(kuò)容升級(jí)、新增濕式電除塵器、省煤器分級(jí)、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑、引增合一改造之后，實(shí)現(xiàn)了大容量燃煤機(jī)組煙塵、SO2、NOx排放指標(biāo)優(yōu)于燃?xì)鈾C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)的“近零排放”目標(biāo)，為燃煤機(jī)組開辟了一條綠色發(fā)展道路。

參考文獻(xiàn):

［1］火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn): GB13223—2011［S］.

(本文責(zé)編:劉芳)

尹鵬飛(1982—)，男，山東濰坊人，工程師，從事電廠環(huán)保系統(tǒng)的管理工作(E-mail: yinpengfei@ gdyd.com)。

作者簡介:

收稿日期:2015－07－31;修回日期:2015－10－26

中圖分類號(hào):X 701

文獻(xiàn)標(biāo)志碼:B

文章編號(hào):1674－1951(2016)01－0054－05