燃煤機組煙氣治理工藝路線選擇及超低排放工程情況介紹教學內(nèi)容

燃煤機組煙氣治理工藝路線選擇及超低排放工程情況介紹

燃煤電廠煙氣治理工藝未來發(fā)展的幾點思考

二四2

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇1113

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國、德國已有煙氣治理技術(shù)效率和可用率的不斷提高；多污染物進行高標準排放控制的綜合能力。日本

新型煙氣治理工藝技術(shù)發(fā)展和應(yīng)用。4

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

1、美國美國燃煤機組煙氣處理技術(shù)發(fā)展隨著環(huán)保法規(guī)的不斷嚴格，其發(fā)展經(jīng)歷了3個階段：

第1階段——1990年之前；1990年前，美國的環(huán)保排放控制標準比較低，如：SO2排放控制標準在1480mg/Nm3，各種煙氣處理技術(shù)應(yīng)用研究和發(fā)展階段。5一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇第2階段：1990年始2007年底前；

1990年美國環(huán)?？偸鹛岢隽恕肚鍧嵈髿夥ㄐ拚浮罚肚鍧嵈髿夥ㄐ拚浮返念C布實施，針對燃煤機組粉塵、NOX及SO2排放提出了較嚴格的控制要求，各種煙氣處理技術(shù)在燃煤機組得到工程應(yīng)用及大發(fā)展，工程中應(yīng)用比較主要性的煙氣治理工藝如下：6一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

（1）電除塵器調(diào)質(zhì)除塵工藝煙氣調(diào)質(zhì)系統(tǒng)添加一定量的添加劑，保證進入電除塵器之前與煙氣實現(xiàn)最佳混合效果。提高煙塵荷電能力，使粉塵的表面物理特性滿足電除塵器的要求，以達到提高除塵效率的目的。7一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇8一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇（2）布袋除塵器除塵工藝利用高效布袋除塵器直接保證較低出口粉塵濃度保證除塵效率99.9%以上，目前在美國大約有36％的燃煤機組采用了布袋除塵器，其主要在配半干法煙氣脫硫工藝及多污染物聯(lián)合脫除時使用。9一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇美國堪薩斯州CouncilBluffs4號790MW機組布袋除塵器

10一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

（3）旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫工藝在美國350MW到935MW機組均有運行業(yè)績，2006年投運多套790MW超臨界機組利用該工藝的煙氣脫硫裝置,在美國電站脫硫項目中，80%采用石灰石－石膏濕脫硫工藝，其余20%份額中絕大部分采用旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法脫硫工藝。11一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇美國790MW機組旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫裝置12一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇（4）濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝

對燃中、高硫煤機組，采用濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝。早期的濕法煙氣工藝采用吸收塔串塔技術(shù)，后隨著煙氣脫硫技術(shù)研究與脫硫效率的提高，主要采用單塔技術(shù)，其主要代表作為托盤塔技術(shù)。13一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇（5）活性炭煙氣脫汞工藝在火電廠煙氣脫汞技術(shù)發(fā)展方面,美國走在世界的前列,對煤中重金屬進行分析,對其中一部分電廠采用活性炭脫汞工藝。美國已有多個大機組完成煙氣脫汞工程應(yīng)用。14一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇美國堪薩斯州CouncilBluffs4號790MW機組活性炭煙氣脫汞工藝投射點15一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇活性炭脫汞工藝儲罐16一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

第3階段：2008年始；開始執(zhí)行《美國清潔空氣法修正案》二期工程，比1990年頒布的《美國清潔空氣法修正案》對污染物的控制力度更大，要求更嚴，即高效煙氣治理技術(shù)發(fā)展階段。其中對脫硫裝置的要求如下：新上燃煤機組當采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝時，脫硫效率達到98％99％，脫硫裝置可用率達到99％；17一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

當采用煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝或旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫工藝時，脫硫效率達到95％以上，脫硫裝置可用率達到99%。18一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

在煙氣綜合治理工藝示范裝置設(shè)計方面：美國執(zhí)行PPII計劃（火電廠改進計劃），美國能源部在國內(nèi)AESGreenidge4號機組(104MW機組)安裝了一套組合技術(shù)環(huán)保型示范裝置。19一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

主要工藝路線為：低NOX燃燒器+SNCR+SCR+CFB-FGD（煙氣循環(huán)流化床脫SO2、SO3工藝）+脫汞（活性炭脫汞工藝）+布袋除塵器示范裝置，SO2脫除率95%，SO3>95%，脫汞率90%，NOX排放為150mg/Nm3。該項目2008年投運。試驗成功后，將應(yīng)用到國內(nèi)近500個老燃煤機組，機組容量在50MW600MW之間，這是美國在煙氣綜合治理方面一個重要的嘗試。20一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國燃煤機組低低溫電除塵器研究工作

2009年我們與日本三菱公司談判，探討低低溫電除塵器在中國應(yīng)用可行性，三菱公司提出當時要與美國開展合作，在燃煤機組完成低低溫電除塵器項目,其后美國公司也確實開展了一些研究和試驗。21安裝地點

(Illinois)一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

ESPHouseFGDESPHouseU.S.IllinoisPowerPlant(400MW)23現(xiàn)場測試設(shè)備煙氣流量

:2000m3N/h-wet(1MW)煤

:Gateway(S：2.93%，SO2：2100ppm)脫SO2 :99%設(shè)備尺寸

:W20mxD15mxH10mSCRGGH(G/C)Wet-ESPFGDFGDWet-ESPGGHSCRDry-ESPDry-ESP24GGH的可靠性試驗

(煙氣冷卻)1stSection(Top)1stSection(Bottom)2ndSection(Top)2ndSection(Bottom)FlueGasFlow運行后照片0:003:006:009:0012:0015:00InletTemp.OutletTemp.HeatMediumTemp.CoolerDiff.Pressure180160140120100806040200溫度

(deg-C)2724211815129630Diff.Pressure(in-WG)初裝運行后18:0015:0018:0021:000:0025

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國南方電力公司通過PM濃度/H2SO4霧濃度來評價腐蝕程度，當?shù)偷蜏仉姵龎m器采用含硫量為2.5%的燃煤時，灰硫比在50～100可避免腐蝕，當采用含硫量更高的燃煤時，為避免腐蝕，灰硫比應(yīng)大于200。26

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國某項目評價腐蝕方法

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

濕式電除塵器在美國燃煤機組發(fā)展美國在2006年廢除了PM10要求,專門對PM2.5提出控制要求。此后在燃煤機組建了8臺左右濕式電除塵器。采取的除塵工藝路線主要是：布袋除塵器+濕法煙氣脫硫裝置+濕式電除塵器28

火電廠裝機容量(MW)設(shè)計煤種煙氣處理技術(shù)ElmRoad2x670匹茲堡#8FF/WFGD/WESPPrairieStates2x880南伊利諾伊煙煤FF/WFGD/WESPTrimbleCounty820煙煤與次煙煤混合ESP/FF/WFGD/WESPCWLP-Dallman200煙煤與次煙煤混合FF/WFGD/WESPSpurlock電廠1號機:340,2號機:550ESP/WFGD/WESP

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇29

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

為什么大多數(shù)燃煤機組要采取布袋除塵器+濕法煙氣脫硫+濕式電除塵器或電除塵器+布袋除塵器+濕法煙氣脫硫+濕式電除塵器工藝路線

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國燃煤機組安裝濕式電除塵器目的（1）滿足美國環(huán)保排放法規(guī)的要求。美國2011年5月頒布的新的污染物控制標準，對燃煤機組顆粒物排放濃度控制要求折成我們用的單位為12.3mg/m3，因此首先應(yīng)滿足該要求。

（2）滿足控制PM2.5、硫酸霧及脫汞要求。

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國對80個電廠的測試結(jié)果表明：

靜電除塵系統(tǒng)的汞脫除率可達至36%布袋除塵系統(tǒng)的汞脫除率高達90%

在布袋除塵器內(nèi)，煙氣與濾料表面形成的濾餅層充分接觸，濾餅層如同一個固定床反應(yīng)器，可以促進汞的異相氧化和吸附；顆粒物控制設(shè)備平均脫汞率/%煙煤次煙煤褐煤靜電除塵器36（0—63）9（0—18）1（0—2）布袋除塵器90（84—93）72（53—87）無測試數(shù)據(jù)32

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

美國對80個電廠的測試結(jié)果表明：

靜電除塵系統(tǒng)的汞脫除率可達至36%布袋除塵系統(tǒng)的汞脫除率高達90%

在布袋除塵器內(nèi)，煙氣與濾料表面形成的濾餅層充分接觸，濾餅層如同一個固定床反應(yīng)器，可以促進汞的異相氧化和吸附；顆粒物控制設(shè)備平均脫汞率/%煙煤次煙煤褐煤靜電除塵器36（0—63）9（0—18）1（0—2）布袋除塵器90（84—93）72（53—87）無測試數(shù)據(jù)33

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

2、德國

德國目前燃煤機組采用的主要環(huán)保工藝

歐盟已經(jīng)把環(huán)境保護大氣排放的有害物質(zhì)控制列入歐盟法律，而在德國有更加嚴格的環(huán)保法律——聯(lián)邦環(huán)境污染防治法（BImSchG），2004年7月20日聯(lián)邦環(huán)境污染防治法第13實施條例（修正）完成并開始執(zhí)行。第13實施條例對新機組的粉塵、CO、NOX、SO2、SO3的排放控制要求如下。34

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

根據(jù)德國聯(lián)邦環(huán)境污染防治法，對300MW以上機組有關(guān)粉塵、NOX和SO2排放控制濃度要求分別為20mg/Nm3、200mg/Nm3和200mg/Nm3（SO2+SO3），這一要求中不僅對粉塵、SO2、NOX排放提出了嚴格要求，對SO3排放也同時提出了要求。35

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

在FGD可靠性方面：德國標準要求機組每年不帶FGD運行在100120小時內(nèi)，可以分幾次運行，但FGD一次只能停72小時。針對法規(guī)要求，德國目前在目前燃煤機組采用的主要代表工藝如下：36

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

（1）高效電除塵器大容量燃煤機組主要采用的是高效電除塵器。為保證高效電除塵器+煙氣脫硫工藝后煙塵顆粒濃度20mg/Nm3，采取的主要對策：增大比集塵面積、對電除塵器電源和控制部分優(yōu)化、煙氣流場改進。據(jù)介紹，實際高效電除塵器本身除塵效率就可達到99.9%以上，除塵器出口濃度可控制在20mg/Nm3以下。373839404142

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

德國公司在著名的黑泵電廠(2800MW機組）、Boxberg電廠（2800MW機組）和Niederaussem電廠（11027MW機組）設(shè)計過程中對環(huán)保方面的設(shè)計十分嚴格，環(huán)保型電廠技術(shù)主要向高效環(huán)保方面發(fā)展，采用低NOX燃燒器+SCR煙氣脫硝+高效電除塵器＋濕法煙氣脫硫＋煙塔合一技術(shù)，以黑泵電廠為例，二十世紀90年代建成，后隨國內(nèi)SO2排放控制法規(guī)的變化，02年對脫硫系統(tǒng)進行改造，保證滿足法規(guī)的要求。443、日本

在2000年前大容量機組主要采用常規(guī)靜電除塵設(shè)備，2000年后隨著燃煤機組環(huán)保治理措施技術(shù)的迅速發(fā)展和對環(huán)保的高度重視，在2002年就把脫硫、脫硝、除塵的三個規(guī)范合并成一個規(guī)范，“這樣便于非常系統(tǒng)地開展多污染物的協(xié)同減排”。這就是《排煙處理設(shè)備指南》（JEAG3603-2002），2012年進行了第2次修訂，變成JEAG3603-2012。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

45《排煙處理設(shè)備指南》（JEAG3603-2007）解讀：1、明確了適用范圍

適合發(fā)電用鍋爐以及發(fā)電用燃氣輪機的排煙處理系統(tǒng)。在排煙處理系統(tǒng)帶有脫硝，脫硫，除塵設(shè)備時適用。對我們同時還需要考慮未來的脫汞。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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2、脫硝、除塵器、脫硫裝置作為排煙處理系統(tǒng)的組成部分要考慮優(yōu)化組合及選定的方法。

3、選定系統(tǒng)構(gòu)成的思路

在確定排煙處理系統(tǒng)的構(gòu)成時，要考慮鍋爐設(shè)備等的煙氣特性及設(shè)計條件等，以構(gòu)成系統(tǒng)內(nèi)各裝置相互的協(xié)調(diào)及高可靠性。

按我們的提法：爐后大系統(tǒng)協(xié)同控制

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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4、鍋爐設(shè)備等煙氣特性和必要的環(huán)保裝置；

在鍋爐設(shè)備等煙氣特性方面，根據(jù)使用燃料的不同，必須設(shè)置環(huán)境對策裝置以及要對應(yīng)環(huán)境規(guī)制值。

按我們的提法：一爐一策

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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5、系統(tǒng)構(gòu)成的選定和注意事項

就系統(tǒng)的構(gòu)成而言，希望在取得各系統(tǒng)協(xié)調(diào)的同時，能充分發(fā)揮每一個系統(tǒng)的特點，構(gòu)成一個可靠性高的系統(tǒng)。

此外，在進行系統(tǒng)設(shè)計時，希望確保作為整個排煙處理設(shè)備的性能。

（1）在配置排煙處理各系統(tǒng)時，是否把煙氣溫度考慮進去了

（2）是否有防止SO3的腐蝕及防止堵塞的對策

（3）各系統(tǒng)除塵的分工問題

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

496、技術(shù)路線選定的思路

過去煙塵濃度控制要嚴格按照低低溫EP方式+濕式EP方式進行，由于系統(tǒng)的簡化，系統(tǒng)的構(gòu)成大多采用低低溫EP方式。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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就系統(tǒng)的除塵而言雖然是由電除塵器和脫硫裝置分擔，但電除塵器掌握有主導權(quán)。

（1）脫硫裝置的除塵性能。（2）要求脫硫裝置入口允許排塵濃度（=電除塵器出口粉塵濃度）（必須考慮石膏的純度）。（3）鍋爐出口粉塵濃度和脫硫裝置入口允許濃度要求根據(jù)電除塵器除塵性能。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

52在日本目前運行的除塵方式：

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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（1）低低溫電除塵器技術(shù)路線（2）低低溫電除塵器（+移動極板）+濕式電除塵器技術(shù)路線

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

54一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

低低溫電除塵器為適應(yīng)日本環(huán)保排放控制標準的不斷提高并解決SO3引起的酸腐蝕問題，日本三菱公司上世紀90年代開始研究將MGGH移至空氣預熱器后、除塵器前布置的新型低低溫高效煙氣處理技術(shù)。55低低溫電除塵器工藝流程圖56一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝原理

在鍋爐空預器后設(shè)置MGGH（熱媒水熱量回收系統(tǒng)），使進入除塵器入口的煙氣溫度降低，提高煙氣處理技術(shù)性能。脫硫裝置出口設(shè)置MGGH(熱媒水煙氣再熱系統(tǒng))。通過熱媒水密閉循環(huán)流動，將從降溫換熱器獲得的熱量去加熱脫硫后凈煙氣，使其溫度從50℃左右升高到90℃以上。

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通過這種除塵+濕法煙氣脫硫工藝方式達到高效除塵、脫硫，使煙囪入口煙塵排放質(zhì)量濃度大大降低的目的。按此流程，煙氣經(jīng)過MGGH后，溫度從135℃降到90℃左右，煙氣中的SO3與水蒸氣結(jié)合，生成硫酸霧，此時由于未采取除塵措施，被飛灰顆粒吸附，接著被電除塵器（ESP）捕捉，被飛灰吸附的SO3隨飛灰排出，保證更高的除塵效率，從而解決了下游設(shè)備的防腐蝕難題，并實現(xiàn)了系統(tǒng)的最優(yōu)化布置。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

58低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝技術(shù)特點節(jié)能效果明顯。

對1臺1000MW機組低低溫電除塵系統(tǒng)的節(jié)能效果計算分析，煙氣溫度降低30℃，可回收熱量1.64×108kJ/h，減少濕式脫硫系統(tǒng)水耗，同時，煙氣溫度降低后，實際煙氣量大大減少，這不僅可以降低下游設(shè)備規(guī)格，而且可使風機（IDF）的電耗約減小10%，脫硫用電率由原來的1.2%減小到1.0%。59低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝技術(shù)特點可去除絕大部分SO3。在該系統(tǒng)的除塵裝置中，煙溫已降到露點以下，而煙氣含塵質(zhì)量濃度很高，一般為15000～25000mg/m3左右，平均粒度僅有20～30μm，因而總表面積很大，為硫酸霧的凝結(jié)附著提供了良好的條件。60干－濕界限濕潤條件干燥條件SO3

濃度

(ppm)

煙塵濃度

(mg/m3N)先進的排煙處理系統(tǒng)的運行范圍D/S:Dust(煙塵濃度)/SO361低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝技術(shù)特點

通常情況下，灰硫比（D/S）大于100，煙氣中的SO3去除率可達到95%以上，SO3質(zhì)量濃度將低于3.72mg/m3。另外，F(xiàn)GD入口煙氣含塵量的降低還有利于石膏質(zhì)量的提高。對煤種適應(yīng)性強，能提高高效煙氣處理技術(shù)的除塵性能；改善濕煙囪工作環(huán)境。解決了濕法脫硫工藝中SO3腐蝕的難題，有良好的經(jīng)濟效益。62低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝技術(shù)特點

除塵效率高。

比電阻下降。低低溫電除塵器將煙氣溫度降低到酸露點以下，由于煙氣溫度的降低，特別是由于SO3的冷凝，可大幅度降低粉塵的比電阻，消除反電暈現(xiàn)象，從而提高除塵效率。這種模式下可以省略濕式ESP。通過濕法脫硫裝置保證出口煙塵濃度小于10mg/Nm3排放。低低溫高效煙氣處理技術(shù)工藝技術(shù)特點

擊穿電壓上升。

排煙溫度降低，使電場擊穿電壓上升，除塵效率提高。排煙溫度每降低10℃，電場擊穿電壓上升約3%。可以實現(xiàn)最優(yōu)化的系統(tǒng)布置。64

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

工程應(yīng)用情況

三菱公司在1997年開始研究將低低溫高效煙氣處理技術(shù)應(yīng)用，并已成功應(yīng)用于9臺機組。日本石川島公司工程應(yīng)用有4臺機組。日本日立公司在碧南2臺1000MW燃煤機組有工程應(yīng)用業(yè)績。65

橘灣電廠保證值和考核試驗結(jié)果

（11050MW機組）項目設(shè)計值測試結(jié)果FGD入口煙氣流量(濕態(tài)/干態(tài))/(m3·h-1)2851000/26429002882000/2660100煙氣溫度/℃9096SOX質(zhì)量濃度/（mg·m-3）24451070H2O的體積分數(shù)/%7.37.7粉塵質(zhì)量濃度/（mg·m-3）24.03.7FGD出口煙氣流量2964000/26501003043000/2667300煙氣溫度/℃90106SOX質(zhì)量濃度/（mg·m-3）129.034.3H2O的體積分數(shù)/%10.612.3粉塵質(zhì)量濃度/（mg·m-3）51

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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采取了高效煙氣處理技術(shù)，橘灣電廠的實踐證明進入高效煙氣處理技術(shù)的煙氣溫度降低，煙氣體積變小，煙速降低，同時煙塵比電阻也有所減小，因而提高了除塵效率，采用三電場除塵器代替五電場除塵器,除塵器，出口粉塵質(zhì)量濃度控制在30mg/m3以下，同時日本認可的煙氣脫硫裝置除塵效率70%90%，煙囪入口質(zhì)量濃度已小于5mg/m3以下。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

以低低溫電除塵技術(shù)為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)，在日本已有近20年的應(yīng)用歷史，投運業(yè)績超過20個電廠，機組容量累計超15000MW。68

日本典型電廠低低溫電除塵器應(yīng)用情況

電廠名稱東京電力公司廣野電廠5#機組常陸那珂電廠1#機組橘灣火力發(fā)電站2#機組碧南電廠4#、5#機組制造廠家三菱重工石川島播磨日本電源開發(fā)日本日立機組大小600MW1000MW1050MW1000MW煙氣溫度90℃92℃設(shè)計：90℃實測：96℃設(shè)計：80℃～90℃低低溫ESP出口煙塵濃度設(shè)計值：30mg/m3實測16.4mg/m3實測：30mg/m3（入口：15g/m3）設(shè)計值：24mg/m3實測：3.7mg/m3實測：＜30mg/m3WFGD出口煙塵濃度設(shè)計值：5mg/m3實測值：3.4mg/m3實測值：＜8.0mg/m3實測值：1.0mg/m3實測：3.05.0mg/m3WFGD除塵效率實測值：79.27%實測值：73.33%實測值：72.97%實測：83.33%90%投運時間2004年7月2003年2000年12月2001年、2002年備注配備離線振打采用混煤/采用移動電極，脫硫后配備WESP69---移動極板電除塵器

移動極板系統(tǒng)，能夠利用旋轉(zhuǎn)刷和移動的收塵極板去除捕集的粉塵，從而防止電暈，移動極板系統(tǒng)能有效地收集高電阻率的粉塵。該系統(tǒng)較之傳統(tǒng)的固定電極系統(tǒng)更為緊湊，用電量也更小。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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收塵極板通過頂部驅(qū)動輪的旋轉(zhuǎn)，以極慢的速度進行上下移動，帶電粉塵在集塵區(qū)域內(nèi)被收集。附著在極板上的的粉塵在非集塵區(qū)域內(nèi)，被夾住收塵極板的兩把旋轉(zhuǎn)電刷刮落。旋轉(zhuǎn)電刷按照與收塵極板移動方向相反的方向旋轉(zhuǎn)，防止粉塵的飛散，同時將粉塵刮落到料斗中。

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

724.03.02.01.010111012101310145.0粉塵的電阻率ρ（Ω-cm）電除塵器收塵面積指數(shù)高比電阻粉塵反電暈形成區(qū)域移動電極固定電極

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

73相馬共同火力發(fā)電（株）敬啟/新地1號（1994年,1000MW機組）

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

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一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

電廠碧南1號機組碧南2號機組碧南3號機組控制污染物粉塵S03粉塵S03粉塵S03濕式電除塵器入口25.3126126.51濕式電除塵器出口50.150.150.1除塵效率80.2%90%80.8%90%81.1%90%碧南1、2、3號3臺700MW機組污染物控制對于燃煤電廠，主要作為煙氣復合污染物控制的精處理技術(shù)裝備。75

一、國外燃煤電廠煙氣治理技術(shù)發(fā)展及工藝路線選擇

碧南4、5號機組21000MW機組濕式電除塵器

處理氣體量（wet） 3,116,500Nm3/h

煙氣溫度 50℃ 進口粉塵濃度 ≦5.0mg/Nm3

出口粉塵濃度 ≦2.0mg/Nm3

除塵率 60%

76二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況11177

二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

1、除塵

從國內(nèi)相關(guān)環(huán)保企業(yè)通過自主研發(fā)、技術(shù)引進和成立合資公司的方式，掌握了低低溫電除塵器和濕式電除塵器等核心技術(shù)，電除塵用高壓供電技術(shù)也得到了長足的進步，各電力集團、各大電廠也積極試點，技術(shù)推廣應(yīng)用已取得重大突破。各種技術(shù)主要應(yīng)用情況如下：78（1)高效電除塵器

采用包括：增大比集塵面積、電源控制、流場優(yōu)化、凝聚器（經(jīng)過相反極性的核電后的粉塵，依靠庫侖力作用相互吸引碰撞凝結(jié)為加大的顆粒，提高除塵器效率）等，對電除塵器采取多項提效措施，能夠滿足國家環(huán)保排放標準粉塵控制要求。二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況79二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況改造實例1：

我國南方某135MW機組，對原一、二、三電場進行加高、加寬改造更新，新增第四電場為常規(guī)電場，新增第五電場為移動電極電場，并在除塵器進口增設(shè)雙極荷電凝聚器，優(yōu)選國產(chǎn)優(yōu)質(zhì)高頻電源。要求：保證除塵器效率：99.925%；除塵器出口粉塵濃度：30mg/Nm3（停凝聚器）；25mg/Nm3（凝聚器啟動后）。80二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

實際運行檢測除塵器效率：99.935%；除塵器出口粉塵濃度：22.3mg/Nm3（停凝聚器）；17.8mg/Nm3（凝聚器啟動后）。81二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

改造實例2：

我國南方某1000MW機組，神府東勝煤，校核煤種采用大同混煤，屬低灰、低硫煤，原設(shè)計采用四電場，后對電除塵器電源部分改造，并采取降低煙氣流速（降低氧量、減少漏風）等配套改進措施，2012年全年平均運行粉塵排放濃度11.03mg/Nm3。82二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況（2）低低溫電除塵器

低低溫電除塵器與電廠熱力系統(tǒng)及脫硫系統(tǒng)結(jié)合，具有綜合節(jié)能、節(jié)水、環(huán)保的效果，并能滿足燃中、低灰分煤條件下國家環(huán)保排放標準的粉塵的控制要求。

我國從2006年開始加大對低低溫電除塵技術(shù)的研究，目前已有多套機組投運，并有1000MW機組業(yè)績，現(xiàn)已全面掌握低溫腐蝕、二次揚塵、提效幅度及對WFGD協(xié)同除塵效果的影響等核心問題，并取得一定的工程經(jīng)驗，提出了防止低溫腐蝕、二次揚塵的對策措施。83

二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況案例1:大唐福建某電廠4號爐煙氣余熱利用-高效低低溫低低溫電除塵器項目

結(jié)合實際場地條件，在除塵器的進口喇叭處和前置的垂直煙道處分別各設(shè)置一級煙氣余熱利用節(jié)能裝置，換熱介質(zhì)通過換熱管路串聯(lián)連接，采用汽機冷凝水與熱煙氣通過煙氣余熱利用節(jié)能裝置進行熱交換，使得除塵器的運行溫度由按150℃下降到95℃左右。垂直段換熱裝置將煙溫按150℃降至115℃設(shè)計計算，水平段換熱裝置將煙溫按115℃降至95℃計算。84

二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

85二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況86二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況在煙溫為150℃工況下，經(jīng)換熱裝置后的降溫幅度平均達到50℃以上，煙氣粉塵比電阻下降明顯。除塵器性能測試表明：在增設(shè)換熱裝置后，粉塵排放從原約60mg/Nm3下降到20mg/Nm3，除塵效率有效提高。SO3脫除測試表明：在增設(shè)換熱裝置后,SO3脫除率達到73.78%。熱力系統(tǒng)試驗表明：在600MW負荷時，汽機的熱耗下降52kJ/kWh以上；在450MW負荷時，汽機的熱耗下降69kJ/kWh以上。87二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況（3）移動極板電除塵器

移動極板電除塵器具有高效收集高比電阻粉塵、運行較穩(wěn)定、節(jié)能、節(jié)省空間、易操作、低損耗、維護少的特點，相當于在傳統(tǒng)電除塵器基礎(chǔ)上增加一些特殊功能。目前該技術(shù)國內(nèi)已有21000ＭＷ機組分別于2013年8月和11月分別投運，除塵效率及粉塵排放指標均達到設(shè)計值，預計該技術(shù)將來還會有一定的發(fā)展空間。88二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況89二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況（4）布袋除塵器及電袋除塵器

火電廠可考慮布袋除塵器及電袋除塵器進行除塵。根據(jù)目前國內(nèi)布袋除塵器及電袋除塵器制造技術(shù)發(fā)展水平，選擇布袋除塵器或電袋除塵器除塵效率可達99.9%以上，能夠滿足國家環(huán)保排放標準粉塵控制要求。

90二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

電袋除塵器改造實例:電袋除塵器2010年起在貴州燃高硫煤地區(qū)多臺135MW、200MW、300MW機組改造表明，電袋復合式除塵器能滿足除塵器出口煙塵含量≤30mg/Nm3的排放要求，電袋除塵器在合理選擇新型過濾材料（PTFE基布+無紡層PTFE與PPS混紡系列的布袋對高硫量的煤質(zhì)有較好的適應(yīng)能力，能適應(yīng)各種極端的運行工況，維護量較小，技術(shù)上可行）條件下，能夠滿足電袋除塵器后側(cè)布袋的保證使用壽命及較惡劣的運行工況。

布袋除塵器改造實例：江蘇某電廠2號630MW機組，布袋除塵器改造出口粉塵濃度17.3mg/m3。91二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況（5）濕式電除塵器

燃煤機組在石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置后采用濕式電除塵器，也是保證粉塵達標排放的一個解決方案。該除塵器的特點是能除去SO3

酸霧，并除去石膏雨中二水硫酸鈣粉塵以及硫酸銨粉塵、PM2.5粉塵和重金屬等。

我國環(huán)保企業(yè)從2010年開始進行WESP的研究和開發(fā)，通過自主研發(fā)或引進技術(shù)，已在核心技術(shù)上實現(xiàn)了突破。WESP的研發(fā)也得到國家科技部的高度重視和大力支持，被列入國家863計劃和國家國際科技合作專項，通過自主研發(fā)或技術(shù)引進基礎(chǔ)上的二次創(chuàng)新，形成了適合我國國情的具有自主知識產(chǎn)權(quán)的濕式電除塵技術(shù)。92二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況濕式電除塵器投運項目山東某電廠8號機組（1300MW機組）濕式電除塵器測試情況2013年12月25日該機組濕式電除塵器投運，現(xiàn)已運行300天以上，各項性能指標優(yōu)于設(shè)計值。煙塵排放濃度:6.85mg/m3

PM2.5排放濃度：0.95mg/m3

PM2.5脫除效率：80%

總汞脫除效率：37%

除塵器阻力：335Pa，每天沖洗一次，每次沖洗10m393二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況94二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況（6）利用吸收塔出口設(shè)置除霧器提高除塵效率

我國南方某21000MW機組在初步設(shè)計階段就考慮在吸收塔內(nèi)設(shè)置兩級屋脊式除霧器基礎(chǔ)上，在吸收塔出口設(shè)置煙道除霧器，在保證降低霧滴含量的條件下，同時降低了粉塵排放濃度，經(jīng)當?shù)丨h(huán)保部門測試，煙囪入口煙塵排放濃度17.3mg/Nm3。95二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況96二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況2、脫硫

目前國內(nèi)主流的脫硫改造中采用的單塔技術(shù)（包括噴淋空塔、托盤塔、單塔雙循環(huán)等技術(shù)）、串聯(lián)塔技術(shù)。97二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況單塔技術(shù)

單塔技術(shù)方案包括單塔單循環(huán)和單塔雙循環(huán)技術(shù)，單塔單循環(huán)技術(shù)根據(jù)吸收塔型式的不同又包括噴淋空塔、托盤塔、填料塔等，其中噴淋空塔是應(yīng)用最普遍的吸收塔型式。

對于燃用中低硫煤的火電機組，通過優(yōu)化吸收塔設(shè)計，提高吸收塔液氣比（增設(shè)噴淋層，提高漿液循環(huán)泵流量）或者采取增強氣液傳質(zhì)（增設(shè)托盤持液層、湍流層、聚氣環(huán)等）的措施，可大幅提高吸收塔的脫硫效率，滿足“超低排放”要求。98二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況噴淋空塔技術(shù)

影響煙氣脫硫系統(tǒng)脫硫效率的因素很多，包括煙氣參數(shù)、吸收塔結(jié)構(gòu)設(shè)計、運行參數(shù)控制、吸收劑品質(zhì)等。在吸收塔結(jié)構(gòu)設(shè)計上影響脫硫效率的因素主要包括塔內(nèi)煙氣流速、煙氣停留時間、液/氣比、噴嘴霧化效果、噴淋覆蓋率等。通過優(yōu)化吸收塔設(shè)計，如適當降低塔內(nèi)煙氣流速，延長塔內(nèi)煙氣停留時間，增加循環(huán)漿液流量，提高液氣比，增加噴淋覆蓋率等手段可以提高吸收塔脫硫效率，滿足環(huán)保排放要求。99二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況工程案例：華能河北某電廠300MW燃煤機組新建煙氣脫硫裝置

采用逆流噴淋空塔。設(shè)計入口SO2濃度：5000mg/m3，設(shè)計脫硫效率：97%。設(shè)計吸收塔尺寸：13.5m（直徑）×39.2m（高度），塔內(nèi)煙氣流速：3.29m/s，液/氣比(吸收塔出口，標準狀態(tài))：25.8l/Nm3，漿池容積/漿液循環(huán)停留時間：3896m3/4min。噴淋層數(shù)/層間距：5/2m，每層噴淋層噴嘴個數(shù)：110。100二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

吸收塔塔內(nèi)流速僅為3.29m/s，遠遠低于一般常規(guī)設(shè)計的3.84m/s流速，且液/氣比（吸收塔后，標準狀態(tài))達到了25.8l/Nm3，噴淋層間距及噴淋覆蓋率設(shè)計均處在相對較高值，充分保證了氣液接觸時間及氣液傳質(zhì)過程。2012年該脫硫裝置投運，在滿負荷工況下，入口SO2濃度4000mg/m3左右時，脫硫效率99%以上，凈煙氣SO2排放濃度低于35mg/m3。101二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況托盤塔技術(shù)

托盤塔為美國巴威公司技術(shù)，在吸收塔內(nèi)最下層噴淋層和吸收塔入口煙道上沿之間位置設(shè)置一兩層合金托盤。合金托盤能有效改善吸收塔內(nèi)煙氣分布，煙氣和漿液的流場分布直接決定著吸收塔內(nèi)的傳質(zhì)、傳熱和反應(yīng)進行程度。102二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

設(shè)置托盤后，進入吸收塔的氣體流速得到了很好的均布作用，大部分氣體流速處在平均流速范圍內(nèi)；而沒有托盤時，氣體的流速分布比例分布范圍較寬。托盤上的持液層使煙氣在吸收塔內(nèi)的停留時間增加，當煙氣通過托盤時，氣液充分接觸，強化了氣液傳質(zhì)，從而有效降低液氣比，提高脫硫效率。103二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況104二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況工程案例：600MW超臨界機組脫硫裝置改造項目。

改造前設(shè)計煤質(zhì)含硫量1.21%，吸收塔為逆流噴淋空塔，設(shè)置四層噴淋層（每層噴淋層對應(yīng)漿液循環(huán)泵流量8375m3/h）。因?qū)嶋H燃用煤質(zhì)變化，對該機組脫硫裝置進行了增容提效改造。改造后設(shè)計煤質(zhì)收到基含硫量Sar=2.1%，設(shè)計入口SO2濃度5500mg/m3；設(shè)計煙氣量233.0×104m3/h；設(shè)計脫硫效率97.27%。105二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

因改造設(shè)計入口SO2濃度及脫硫效率均增加較多，吸收塔系統(tǒng)更換了四臺大容量漿液循環(huán)泵(流量12500m3/h)，改造后液/氣比(吸收塔出口，標準狀態(tài))增加至19.9l/Nm3，更換了4層噴淋層及噴嘴，優(yōu)化噴嘴布置，提高噴淋覆蓋率。同時在吸收塔入口煙道頂部至最底層噴淋層間增加一層合金托盤持液層。因漿液循環(huán)量增加，相應(yīng)抬高了吸收塔漿池液位，增加了漿池容積。其他氧化風系統(tǒng)、除霧器及石膏排出系統(tǒng)等進行了相應(yīng)改造。106二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

目前該脫硫增容改造工程已完成性能驗收試驗，各項性能指標滿足設(shè)計要求。在吸收塔入口SO2濃度3300mg/m3左右時，脫硫效率99%以上，凈煙氣SO2排放濃度低于35mg/m3。107二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

托盤塔是目前某火電集團脫硫改造采用較多的技術(shù)方案。托盤塔相對于噴淋空塔因增加了一層合金托盤，可有效降低漿液循環(huán)量和液氣比，可不增加漿池容積或增加較少。同時，合金托盤可以作為噴淋層檢修平臺，在塔內(nèi)件進行檢修時，不需將塔內(nèi)漿液全部排空搭設(shè)臨時檢修平臺，運行維護人員站在合金托盤上就可對塔內(nèi)部件進行維護和更換，減少運行時維護的時間。108二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況三、國內(nèi)燃煤機組煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況109二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況單塔雙循環(huán)技術(shù)

單塔雙循環(huán)技術(shù)是在一座吸收塔內(nèi)完成了兩次脫硫，達到了雙塔串聯(lián)效果，其主要特點和雙塔雙循環(huán)類似。兩級循環(huán)分別設(shè)有獨立的循環(huán)漿池，噴淋層，根據(jù)不同的功能，每級循環(huán)具有不同運行參數(shù)，可以分區(qū)控制pH值。110二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

煙氣首先經(jīng)過一級循環(huán)，一級循環(huán)pH值控制在4.5到5.3之間，有利于石灰石的溶解和石膏的結(jié)晶，能夠得到品質(zhì)很高的石膏。經(jīng)過一級循環(huán)的煙氣直接進入二級循環(huán)，此級循環(huán)實現(xiàn)主要的脫硫洗滌過程，二級循環(huán)pH值控制在5.8到6.4之間，相對單塔單循環(huán)可以一定程度上降低所需液氣比，減少需要的漿液循環(huán)量，能夠得到較高的脫硫效率。每個循環(huán)獨立控制，易于優(yōu)化和快速調(diào)整，能適應(yīng)含硫量和負荷的大幅變化。111單塔雙循環(huán)工藝流程圖112二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況工程案例：廣州恒運電廠兩臺300MW機組脫硫裝置。

采用單塔雙循環(huán)技術(shù)對機組進行改造。改造后設(shè)計煤種收到基含硫量Sar=1.5%，設(shè)計入口SO2濃度3846mg/m3，設(shè)計煙氣量114.1×104m3/h，設(shè)計脫硫率不低于98.7%，凈煙氣中SO2含量≤50mg/m3。吸收塔共設(shè)置5層噴淋層，對應(yīng)5臺流量為5000m3/h的漿液循環(huán)泵，其中一級循環(huán)設(shè)置兩層噴淋層，二級循環(huán)設(shè)置三層噴淋層。吸收塔配套設(shè)置除霧器及氧化空氣系統(tǒng)。113二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

兩臺機組分別于2013年5月和2014年4月完成168小時試運行，168h試運期間在設(shè)計入口SO2濃度條件下，凈煙氣SO2濃度低于35mg/m3，達到“超低排放”要求。114二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況串塔技術(shù)

串塔技術(shù)是將兩座吸收塔串聯(lián)運行，中間通過聯(lián)絡(luò)煙道連接。根據(jù)現(xiàn)場位置及現(xiàn)有吸收塔設(shè)計參數(shù)，既可利用現(xiàn)有吸收塔作為一級吸收塔，新建二級吸收塔串聯(lián)運行，也可利用現(xiàn)有吸收塔作為二級吸收塔，新建一級吸收塔串聯(lián)運行。115二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

串塔改造方案可以通過控制一、二級吸收塔的pH值實現(xiàn)分區(qū)控制，一級吸收塔低pH值運行，利于石膏氧化結(jié)晶，二級吸收塔高pH值運行，利于高效脫硫。一般一級吸收塔設(shè)計脫硫效率8090%，控制一級吸收塔出口SO2濃度500700mg/m3，二級吸收塔設(shè)計脫硫效率9395%左右，通過兩級吸收塔后，控制凈煙氣SO2排放濃度在35mg/m3以下，達到“超低排放”要求。116串塔技術(shù)工藝流程圖117二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況雙循環(huán)脫硫技術(shù)

采用的一個漿池，水平衡控制容易；公共備用一臺循環(huán)泵，電廠可根據(jù)實際運行情況進行啟停和切換，運行靈活性和經(jīng)濟性非常高。118二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況

前塔用液柱的方式脫硫率控制在60～75%，采用2～3臺漿液循環(huán)泵進行供漿，根據(jù)吸收塔入口SO2濃度控制循環(huán)泵投入數(shù)量，通過控制液柱高低達到不同的脫硫效率。后塔用噴淋方式，采用3～4臺漿液循環(huán)泵進行供漿，前塔與后塔公共備用一臺循環(huán)泵，根據(jù)負荷及SO2濃度進行靈活切換，達到最經(jīng)濟的運行效果。119二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況中電投重慶某電廠4號機660MW擴建工程高效SCR脫硝+煙氣余熱回收系統(tǒng)+低低溫電除塵器（配置高頻電源）+高效濕法脫硫；未設(shè)置濕式靜電除塵器。120二、國內(nèi)燃煤電廠煙氣治理新技術(shù)應(yīng)用情況設(shè)計脫硫率：98.6%。測試結(jié)果：入口SO2濃度2179.3mg/Nm3，粉塵濃度為11.66mg/Nm3；出口SO2濃度：14.4mg/Nm3脫硫效率：99.34%出口粉塵濃度：7.98mg/Nm3除塵效率：99.93%121

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題122三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

燃煤電廠滿足GB13223-2011要求和“超低排放”煙氣治理主要技術(shù)路線選擇：1、以濕法煙氣脫硫工藝為主的煙氣治理技術(shù)路線

技術(shù)路線一：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器；

技術(shù)路線二：低NOX燃燒器+SCR+高效除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器。

技術(shù)路線系統(tǒng)三：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）；

123三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

技術(shù)路線一：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器；

目前已有數(shù)臺機組按照該技術(shù)路線完成改造，實現(xiàn)“超低排放”。主要投運業(yè)績包括：浙能嘉華電廠7、8號機組、神華國華惠州電廠300MW機組、揚州第二電廠630MW等。124三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

技術(shù)路線二：低NOX燃燒器+SCR+高效除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器。目前也已有數(shù)臺機組按照該技術(shù)路線完成改造，實現(xiàn)“超低排放”，其高效除塵器或采用優(yōu)化后的電除塵器或采用電袋除塵器。主要投運業(yè)績包括：華能白楊河電廠2300MW機組、華能黃臺電廠9、10號2300MW機組、大唐黃島電廠5、6號2670MW機組、山西瑞光電廠300MW機組、廣州恒運電廠9號爐330MW機組、石家莊熱電廠等。125三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

技術(shù)路線三：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）；目前已有多臺機組按照該技術(shù)路線完成新建或改造，實現(xiàn)“超低排放”。主要投運業(yè)績包括：華能金陵電廠21030MW機組、華能長興電廠2660MW機組、重慶合川電廠2660MW機組、華能玉環(huán)電廠2號1000MW機組、寧夏鴛鴦湖電廠660MW機組以及中電投上海漕涇電廠2號1000MW機組等。126國內(nèi)部分燃煤電廠技術(shù)路線-----（1）浙能集團浙能嘉興發(fā)電廠除塵：采用低低溫除塵+濕式電除塵技術(shù)，煙囪出口煙塵濃度＜2.1mg/Nm3脫硫：采用石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)，改為3+1臺漿液泵，增加一層托盤變?yōu)殡p托盤脫硫塔，除霧器改為一級管式除霧器+兩層屋脊式除霧器，煙囪出口SO2濃度＜17.5mg/Nm3脫硝：采用“超低NOx燃燒器+增加預留層新型改性催化劑”，煙囪出口NOx濃度＜39mg/Nm3浙能六橫發(fā)電廠除塵：采用“電除塵器(ESP)+旋轉(zhuǎn)極板+濕式除塵器”，煙囪出口煙塵濃度＜5mg/Nm3。脫硫：采用石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)（托盤技術(shù)+增效環(huán)），煙囪出口SO2濃度＜25mg/Nm3。脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度＜26mg/Nm3。三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題嘉華百萬千瓦燃煤機組煙氣超低排放示范項目

環(huán)保性能評估

2014年10月29日，火電環(huán)境保護中心專家委員會組織了《嘉華百萬千瓦燃煤機組煙氣超低排放示范項目環(huán)保性能評估報告》評審。浙江浙能嘉華發(fā)電有限公司為實現(xiàn)煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別低于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3的超低排放要求，采用全國首創(chuàng)的多種污染物高效協(xié)同脫除技術(shù)，對嘉興發(fā)電廠三期工程7、8號燃煤機組實施了脫硝、除塵、脫硫系統(tǒng)提效改造工程。128三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

中國環(huán)境監(jiān)測總站和浙江省環(huán)境監(jiān)測中心負責超低排放中所規(guī)定的氣態(tài)污染物（包括NOx、SO2和Hg）、煙塵顆粒物、以及煙氣排放參數(shù)（包括煙氣流速、溫度、壓力、濕度、氧含量等）的測試工作。國電環(huán)境保護研究院負責非常規(guī)污染物SO3、液滴、PM2.5等項目的監(jiān)測工作。測試位置包括：脫硝裝置進出口、靜電除塵器進出口、脫硫裝置進出口、濕式靜電除塵器出口與煙囪總排放口等位置。129三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

7號機組、8號機組煙氣污染物排放濃度按小時均值進行評判，是世界上最為嚴格的評判方法，基本達到了超低排放限值要求。建議可按歐盟、美國的燃煤電廠煙氣污染物的達標評判方法，進一步評估超低排放工程的達標效果。130國內(nèi)部分燃煤電廠技術(shù)路線---（2）神華集團1）國華電力國華舟山發(fā)電廠350MW機組除塵：采用“電除塵器(ESP)+高頻電源+旋轉(zhuǎn)極板+濕式除塵器”，煙囪出口煙塵濃度＜2.55mg/Nm3脫硫：采用高效海水脫硫技術(shù)，煙囪出口SO2濃度＜2.86mg/Nm3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度＜20.5mg/Nm3三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

各段煙塵濃度測量情況：電除塵器出口：16.5mg/m3;海水脫硫裝置出口：10mg/m3;濕式電除塵器出口：2.55mg/m3。132三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題133三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題存在的主要問題：該項目是神華集團實現(xiàn)“超低排放”的第1個項目，參加168h,沒有進行詳細的總結(jié)，提出了更低的排放指標。134

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

除國華舟山電廠外，國華電力“超低排放”改造主要采用低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器技術(shù)路線。135

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

提出前置式低（低）溫省煤器改造原則性意見

前置式低（低）溫省煤器+煙氣再加熱器布置方式，煙氣再加熱器布置在脫硫出口煙道，煙囪之前。低（低）溫省煤器吸收煙氣的熱量，提高管內(nèi)水溫后進入煙氣再加熱器，煙氣再加熱器管通過熱交換，加熱來自脫硫出口的低溫煙氣后，進入煙囪，達到消除或減輕煙囪冒“白煙”現(xiàn)象，136

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

2）神華國能寧夏煤電有限公司主要采用：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）技術(shù)路線。

137

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

主要案例：鴛鴦湖電廠#2660MW機組“超低排放”改造項目

干式電除塵采用低低溫電除塵器+三相電源，脫硫系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，吸收塔設(shè)置3層噴淋層，不設(shè)煙氣旁路，配有低溫省煤器；不設(shè)GGH。吸收塔為帶有托盤的噴淋原脫硫吸收塔除霧器采用三級屋脊式菱形布置。

1）吸收塔出口固體顆粒物(煙塵)排放濃度：<4.5mg/Nm3

138

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

2）吸收塔出口液滴的固體排放濃度。139

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

脫硫高效除霧除塵一體化超低排放技術(shù)提供噴淋層噴嘴差異化布置或設(shè)置氣流均布及預捕集裝置，降低煙氣中攜帶液滴量及固體顆粒物。

通過具有專利的除霧器葉片形式，其特點為改變?nèi)~片間氣相流場分布及固體顆粒及液滴顆粒的濃度分布，達到細微顆粒在葉片間的運動軌跡的目的，從而加強了細微顆粒的團并，在保證除霧器不堵塞的情況下，可收集8.6um以上粒徑的固體顆粒，大大提高了除霧器的性能，有效控制了脫硫后煙囪的固體排放濃度。140

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

141

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

國內(nèi)部分燃煤電廠技術(shù)路線---（3）華能集團華能集團已經(jīng)完成與環(huán)保改造有關(guān)的指導意見或方案2個：（1）華能火電廠煙塵達標排放技術(shù)指導意見；（2）華能集團重點控制區(qū)燃煤機組煙氣清潔化實施方案。142

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

華能集團重點控制區(qū)燃煤機組煙氣清潔化實施方案

重點提出燃煤機組達到特別排放限值或燃機標準改造的可行技術(shù)路線。

清潔化改造的整體策略為：排放達標、一爐一策、設(shè)備協(xié)同、任務(wù)分擔。143

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

達到燃機排放標準技術(shù)路線

除塵技術(shù)方案

根據(jù)目前國內(nèi)的煙塵控制狀況，主要采用了下述技術(shù)路線：高效除塵器+濕法脫硫+濕式電除塵器。現(xiàn)有的高效除塵器（含低低溫電除塵器、高效電源、分區(qū)供電、振打優(yōu)化、流場優(yōu)化等）可以煙塵排放降低到30～40mg/m3，經(jīng)過濕法脫硫再降低到15～20mg/m3，最終通過濕式電除塵器滿足5mg/m3的排放要求。144

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

2）脫硫技術(shù)方案

當燃煤含硫量較低時，現(xiàn)有的單塔升級即可滿足超凈排放要求。對于FGD入口SO2濃度低于3000mg/m3機組，為達到凈煙氣35mg/m3排放標準，要求脫硫效率98.8%，通過優(yōu)化吸收塔設(shè)計，提高吸收塔液氣比或者增強氣液傳質(zhì)措施，單塔技術(shù)也可以滿足要求。145

對于FGD入口SO2濃度大于4000mg/m3，為達到凈煙氣35mg/m3排放標準，要求脫硫效率需穩(wěn)定運行在99.1%以上?？梢圆捎么夹g(shù)，一級吸收塔脫硫效率8090%，控制一級吸收塔出口SO2濃度到500700mg/m3，再利用脫硫效率約95%的二級吸收塔控制SO2排放濃度35mg/m3以下。三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

146

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

3）脫硝技術(shù)方案

針對燃用煙煤的機組，通過低NOX燃燒器改造后將NOX控制到400mg/m3以下；同時通過控制煤質(zhì)、配煤等手段，減少NOX波動，再利用90%效率的SCR裝置將NOX減排到50mg/m3以下。147三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題1）華能國際股份

完成了指導意見及燃煤電站煙氣協(xié)同治理關(guān)鍵技術(shù)及集群化工程應(yīng)用課題，包括西安交大、武漢凱迪、浙大網(wǎng)新、浙江菲達及我們集團中南院參加完成。主要采用：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）技術(shù)路線。148三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題重點是低低溫電除塵器、降溫換熱器、濕法煙氣脫硫協(xié)同除塵

通過熱回收器，煙氣溫度降低至酸露點以下，此時，絕大部分SO3在煙氣降溫過程中凝結(jié)。由于煙氣尚未進入電除塵器，所以煙塵濃度很高，比表面積很大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，對SO3去除率一般不小于80%，下游設(shè)備一般不會發(fā)生低溫腐蝕現(xiàn)象，同時實現(xiàn)余熱利用或加熱濕法脫硫裝置后的凈煙氣。149三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線中，低低溫電除塵器的出口粉塵粒徑會增大，普通電除塵器出口煙塵平均粒徑一般為1μm～2.5μm，低低溫電除塵器出口粉塵平均粒徑大于3μm，低低溫電除塵器出口粉塵平均粒徑明顯高于低溫電除塵器。當采用低低溫電除塵器時，脫硫出口煙塵濃度明顯降低，可有效提高濕法脫硫系統(tǒng)協(xié)同除塵效果。150三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題高脫硫、除塵效率的濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）

主要功能是實現(xiàn)SO2的高效脫除，同時實現(xiàn)煙塵、SO3的協(xié)同脫除。

采用單塔或組合式分區(qū)吸收技術(shù)，改變氣液傳質(zhì)平衡條件，優(yōu)化漿液PH值、漿液霧化粒徑、氧硫比、液氣比等參數(shù)，優(yōu)化塔內(nèi)煙氣流場，改善噴淋層設(shè)計，提高除霧器性能等提高脫硫效率。151三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

濕法脫硫裝置出口的液滴中含有石膏顆粒等固體顆粒，要達到顆粒物的超低排放，提高其協(xié)同除塵效率的措施：

a）較好的氣流分布；

b）采用合適的吸收塔流速；

c）優(yōu)化噴淋層設(shè)計；

d）采用高性能的除霧器,除霧器出口液滴濃度為20mg/m340mg/m3。152三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

相關(guān)研究表明，石膏漿液為懸浮漿液，石膏漿液中26.5μm以下直徑的顆粒占總粒徑的重量比小于37.57%，而一般屋脊式除霧器的極限粒徑為22μm24μm左右，超過限粒徑的液滴全部被除霧器捕獲。153三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

吸收塔內(nèi)石膏漿液含固量通常為20%，假設(shè)小粒徑段顆粒在漿液中均勻分布，即大、小液滴中小粒徑段顆粒的濃度相等，通過除霧器的小液滴中只能含有小粒徑段的石膏顆粒，則通過除霧器的液滴含固量理論值應(yīng)為20%×37.35%=7.5%，而并非國內(nèi)業(yè)界一直認為的除霧器出口霧滴含固量等同于塔內(nèi)石膏含固量。當除霧器廠家可保證脫硫出口液滴濃度分別小于75mg/m3、40mg/m3、20mg/m3時，霧滴對煙塵貢獻分別僅為5.6mg/m3、3mg/m3、1.5mg/m3。154三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題案例1：華能山西榆社電廠2330MW機組除塵器改造項目

該2300MW機組采用低低溫電除塵技術(shù)煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，系統(tǒng)中不設(shè)置WESP，原電除塵器改造前出口煙塵濃度約100mg/m3，實際燃用含硫量約2%左右的高硫煤，采用低低溫電除塵技術(shù)，將煙氣溫度降至90℃左右，同時將第1、2電場工頻電源改造為高頻電源。2014年8月上旬投入運行，經(jīng)測試，電除塵器出口煙塵濃度為18mg/m3，經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度為8mg/m3。155三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

案例2：華能浙江長興電廠2×660MW機組新建工程

該2×660MW機組采用以低低溫電除塵技術(shù)為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，系統(tǒng)中不設(shè)置WESP，每臺爐配套2臺雙室五電場靜電除塵器，設(shè)置高頻電源電除塵系統(tǒng)確保除塵器的除塵效率穩(wěn)定性；設(shè)計煙氣溫度為90℃，電除塵器出口煙塵濃度設(shè)計值為15mg/m3，要求經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度≤5mg/m3。156三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

該項目與2014年12月投運，除塵部分經(jīng)測試，ESP出口煙塵濃度值約12mg/m3。粉塵經(jīng)過吸收段后，噴淋層出口的粉塵濃度為0.0015mg/Nm3，說明粉塵幾乎全部被捕集。高性能除霧器攜帶含固量2.65mg/m3。157三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題現(xiàn)場測試結(jié)果：測試方機組測試時間SO2（mg/Nm3）NOX（mg/Nm3）煙塵（mg/Nm3）浙江省環(huán)境監(jiān)測中心#12014.12.162.9113.63.64浙江省環(huán)境監(jiān)測中心#22014.12.275.9115.83.32158三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

該技術(shù)路線（技術(shù)路線一和技術(shù)路線三，采用低低溫電除塵器）存在的主要問題：

由于采用低低溫電除塵器后引起一電場的灰量增加以及灰中SO3增加，引起的流動性變差，造成輸灰困難，已有幾個工程出現(xiàn)上述問題，應(yīng)該在以后的輸灰系統(tǒng)設(shè)計時引起重視。159

2）華能山東分公司

主要采用：低NOX燃燒器+SCR+高效除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器技術(shù)路線。

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

160主要案例：華能山東黃臺電廠300MW機組煙氣脫硫改造項目

脫硫部分：改造前設(shè)計煤質(zhì)收到基硫份Sar為2.2%，F(xiàn)GD入口SO2濃度5547mg/Nm3，設(shè)計脫硫效率大于97%，出口SO2濃度為小于166mg/Nm3。為達到超低排放要求，電廠對現(xiàn)有裝置進行了“超低排放”提效改造。

三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

161三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

改造方案本著充分利舊的原則，利舊現(xiàn)有吸收塔作為一級吸收塔，新建一座吸收塔作為二級吸收塔。新建二級吸收塔直徑12.5m，高29m，吸收塔內(nèi)煙氣流速3.5m/s，設(shè)置三層噴淋層，層間距2m。新建二級吸收塔配套設(shè)置除霧器和氧化風系統(tǒng)。

該脫硫增容改造工程已通過168h試運投入運行，改造后設(shè)計入口/出口SO2濃度：5750/32mg/m3（標準狀態(tài)，干基，6%含氧量），設(shè)計脫硫效率達到了99.44%。162三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

濕式電除塵器改造：WESP為立式復合材料收塵極，設(shè)計除塵效率不低于83%，進口含塵濃度30mg/m3，出口濃度保證≤5mg/m3。該機組于2014年9月投運，經(jīng)測試，WESP除塵效率大于85%，出口煙塵排放為2.6mg/m3。163三、“超低排放”技術(shù)應(yīng)用情況、經(jīng)驗及存在的問題

國內(nèi)部分燃煤電廠技術(shù)路線---（4）華電集團

華電集團項目和華電國際項目三個技術(shù)路線均有采用業(yè)績：低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器、低NOX燃燒器+SCR+高效除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器、低NOX燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）均有采用。相對而言華電國際采用低NOX燃燒器+SC