超净排放脱硫技术

基于双循环技术的脱硫装置增容提效改造
受排放标准提高、燃煤煤质变化等因素的影响，目前部分火力发电厂脱硫装置 需要进行增容提效的改造。然而，在部分机组的脱硫装置增容提效改造中，简单的采 用增加喷淋层，加大浆池容积已无法满足现行的环保标准，必须对工艺技术加以改进 。运用双循环技术，龙源环保在现有装置运行现状的基础上，有针对性的采用了不同 的改造方案，主要有以下三种改造技术路线： 1.单塔双循环改造技术 2.双塔双循环改造技术 3.预喷淋改造技术
备采购，工程咨询、设计、建安及调试，售后服务，环保设施特许经营完整 产业链的综合环保技术公司
脱硫工程
脱硝工程
特许经营
装备制造
公司主营业务 烟气脱硫 FGD
石灰石/石膏 烟气脱硫 氨法脱硫 有机胺脱硫 海水脱硫
烟气脱硝 DeNox
选择性催化还原系统(SCR) 选择性非催化还原系统(SNCR)
其他业务
锅炉干式除渣系统 环保设备制造 蜂窝式SCR催化剂制造
公司优势
国内最大的火电厂烟气脱硫脱硝环保技术供应商，截至 2012年底：
• 脱硫装置投产装机总容量95807MW，占市场总量14.1% • 脱硝装置投产装机总容量44250MW，占市场总量19.2% • 特许运营装机总容量27710MW，占市场总量33% 工程技术人员力量雄厚 具备科学研究、装备制造、工程建设、售后服务、特许
中国国电
CHINA GUODIAN
北京国电龙源环保工程有限公司
BEIJING GUODIAN LONGYUAN ENVIRONMENTAL ENGINEERING CO., LTD
火力发电厂超净排放脱硫技术
公司简介
公司发展历史沿革
国电科环集团下属全资子公司 成立于1993年，至今，发展成为拥有员工2500多人，包括装备制造，物资设
海水脱硫工艺流程
龙源环保拥有自主知识产权的海水脱硫技术
海水法烟气脱硫至今已经在英国、西班牙、瑞典、马来西亚 、越南、印尼及中国等多个国家广泛应用，全球电站海水脱硫装 置总容量达到 55000 MW。
表2 序号 燃料和热能转化设施类型
1
燃煤锅炉
大气污染物特别排放限值 污染物项目
适用条件
烟尘
全部
(单位mg/m3)
限值
20
污染物排放监 控位置
烟囱或烟道
二氧化硫
全部
50
氮氧化物(以NO2计) 全部
100
汞及其化合物
全部
0.03
百度文库
注:重点地区的火力发电锅炉和燃气轮机组执行表2规定的大气污染物排放特别排放限值。
经营的完整技术路线
企业精神：永无止境 创造一流
海水脱硫 氨法脱硫
有机胺脱硫 吸收塔喷淋层及防腐
工程实例：国华北京热电厂1、2号机组烟气脱硫工程（还首都碧水蓝天）
工程实例：国电宝鸡二厂5号600MW机组烟气脱硫装置（国内首台三塔合一工程）
工程实例：国电泰州2×1000MW机组烟气脱硫装置（中国建设工程鲁班奖）
工程实例：都匀电厂2×600MW机组有机胺脱硫装置（世界最大的有机胺脱硫装置）
工程实例：华能海门电厂4×1000MW机组海水脱硫装置（单机容量最大）
工程实例：香港南丫2×350MW机组烟气脱硫装置（国际公开招标）
超净排放脱硫技术研究 最新环保法规及对脱硫工艺的影响
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)
超净排放脱硫技术研究 双循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺
双循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺系统流程
浆液功能强化原理
功能区双效叠加原理
单循环/双循环吸收塔对比
工程实例：国电肇庆电厂2X350MW机组脱硫装置(国内首台单塔双循环脱硫装置)
投运时间：
2012年01月
设计烟气量：
1135879Nm3/h
原烟气SO2浓度： 净烟气SO2浓度： 主要技术指标
但随装机规模的大幅增加，应用最广的石灰石－石膏湿法脱硫技术局限性日益显现， 如石灰石资源过度开采、副产物石膏堆弃处置、无法回收利用燃煤中的硫等。
烟气中SO2的排放转化为CO2的排放。 脱硫装置运行经济性差
随着燃煤含硫量的上升和环保标准的提高，脱硫装置的运行经济性逐渐下降， 尤其在我国富产高硫煤的地区，这一状况尤其突出。
1539mg/Nm3（性能检测值） 5.7mg/Nm3 （性能检测值） 设计指标 性能检测数据
➢脱硫效率%
≥98.6
99.6
➢灰尘(dust)mg/ Nm³ ≤20
17.3
➢净烟气液滴 mg/ Nm³ ≤75
47.2
➢电耗kW
1902（含公用系统）
龙源环保是目前国内唯一拥有单塔双循环脱硫技 术的环保公司，双循环石灰石－石膏脱硫装置已 获得国家实用新型专利（ZL200620200307.7）。
超净排放技术指标（燃机排放指标）
科技部超净排放示范工程技术指标
• PM ≤4.5mg/Nm3 • SO2 ≤ 20mg/Nm3 • NOx ≤ 30mg/Nm3
单循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺的技术瓶颈
单一浆池和洗涤流程，运行参数单一 高效氧化与高效吸收矛盾不可调和
高效氧化－浆液pH值低 高效吸收－浆液pH值高 最高脱硫效率一般不超过97.5% 单一浆池，负荷适应性相对较弱 单一浆池，抗惰性物质（酸不溶物）影响能力弱
表1
火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值
(单位mg/m3)
序号 燃料和热能转化设施类型
1
燃煤锅炉
污染物项目 烟尘
适用条件 全部
限值
30
污染物排放监 控位置
烟囱或烟道
二氧化硫
新建锅炉
现有锅炉
氮氧化物(以NO2计) 全部
汞及其化合物
全部
100 200(注1
200 400(注1
100 200 (注2
0.03
注1:位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。
注2:采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉,现有循环流化床火力发电锅炉,以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响 报告书审批的火力发电锅炉执行该限值.
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)
1 单塔双循环改造：国电成都金堂电厂2X600MW机组脱硫装置
#1吸收塔（未改造）
#2吸收塔（改造完）
2 双塔双循环改造：国电永福电厂2X330MW机组脱硫装置
3 预喷淋改造：国电津能热电2X330MW脱硫装置
超净排放脱硫技术研究 海水脱硫工艺(环境友好)
传统烟气脱硫技术面临的主要问题
环境二次污染 电力行业经过十余年的努力，超过90%的机组已安装脱硫装置，技术国际领先。