燃煤电厂烟气“超低排放”技术路线
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。
分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。
关键词：燃煤电厂；超低排放当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。
我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。
由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。
从2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。
1.超低排放改造的原则燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的基本原则，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。
目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准;超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/(kW•h)，因此超低排放改造应考虑其经济性;现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术;超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。
燃煤电厂烟尘超低排放技术路线比选分析
燃煤电厂烟尘超低排放技术路线比选分析分析国内燃煤电厂现役主要烟尘治理设施技术特点及其实现超低排放存在的问题与技术难点，通过对当前国内开发的新除尘技术及其应用效果的比选研究，有针对性地提出燃煤电厂现役机组烟尘超低排放技术改造建议，相关结论可为燃煤电厂烟尘超低排放技术的选取提供参考。
随着中国经济持续高速发展，城市化和工业化进程日益加快，各种大气污染物排放急剧增加，尤其是近几年中国出现大范围雾霾天气，严重损害人民群众身体安康，影响社会和谐稳定，一般认为煤炭和石油对雾霾的影响最大，尤其是燃煤电厂。
按照国家相关要求，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放，即在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度W1omg/Nm3。
某省要求常规燃煤机组烟尘排放浓度W5mg∕Nm3,低热值燃煤机组烟尘排放浓度≤10mg∕Nm3o目前燃煤电厂采用的除尘技术难以满足超低排放要求,而“十三五”期间，某省300MW以上燃煤电厂全部面临超低排放技术改造问题，因此，结合现状选择适宜的技术路线是超低排放技术改造的关键，也是实现烟尘稳定达标排放的根底。
1电力行业烟尘排放现状分析20**年中国火电行业共有3102家，装机容量8.62X108kW,排放烟粉尘218.8X104t,其中独立火电厂1853家,拥有4825台机组，共有除尘设施5140套，排放烟（粉）尘183.9×104t o自备电厂1249家，有2690台机组，排放烟粉尘34.9×104t o20**年中国火电行业共有3288家，共排放烟粉尘235.5×104t o其中独立火电厂1908家，拥有4983台机组，共有除尘设施5301套，排放烟（粉）尘195.8X104t0自备电厂1380家，有2895台机组，排放烟粉尘39.7X104t。
20**年、20**年电力行业烟尘排放情况见表1。
表1：20**年、20**年电力行业烟尘排放情况从表1中可以看出，电力行业烟尘排放量占全国烟尘排放量从20**年的17.11%下降到20**年的13.52%,下降了3.59%o全国工业烟（粉）尘排放量从20**年的19.98%下降到20**年的16.17%,下降了3.81%。
浅析燃煤电厂超低排放改造技术路线
（一）脱硝改造
1、低低氮燃烧器改造
低低氮燃烧器是通过改造燃烧器，调整二次风与燃尽风配比，增加燃尽风比例，大幅减少燃尽风区域产生的NOx，从而有效降低NOx的生成。
低氮燃烧器改造用于四角切圆直流燃烧器的比较多，改造也都比较成功，而用于对冲布置的旋流燃烧器的案例较少，而且经常会带来屏过结焦严重、超温等影响锅炉安全运行的问题，对于炉膛出口烟温和排烟温度较高、容易结焦的锅炉来说不太合适。
烟气进入吸收塔后，首先通过塔内托盘，并与托盘上的液膜进行气、液相的均质调整，在吸收区域的整个高度以上可以实现气体与浆液的最佳接触。双托盘的气液相调整充分，气相均布好，脱硫增效很明显。由于托盘可保持一定高度液膜，增加了烟气的停留时间，提高吸收剂利用率，从而提高了脱硫效率。
（三）除尘技术
1、低低温电除尘
二、组合路线的选择
1、投资最省的路线
脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造，单机投资5000万～1亿，可以节约大量投资，同时运行阻力很低，设备增加很少，运行维护成本都最小化，停机工期最短可以控制在40天以内，各方面优势十分明显。
由于该技术投入应用不久，虽然很快受到市场的认可，但是长期除尘稳定性尚待验证，有一定的风险。
低低温电除尘是在电除尘前增设热回收器，降低除尘器入口烟气温度，随烟气温度降低，粉尘比电阻减少，粉尘更容易被捕集；同时，随着烟气温度降低，烟气体积流量下降，在通流面积不变的情况下，烟气流速明显降低，增加了烟气的停留时间，提高了除尘效率。
对于回收的热量，目前主要有两种用法，一种是MGGH系统，即在吸收塔出口烟道增加再热器，利用烟气余热提升净烟气温度，防止下游设备腐蚀，无烟气泄露，可以基本消除“白烟”及石膏雨现象。另一种是低温省煤器，即将回收的热量用于加热汽机房凝结水。两种改造路线各有优势，MGGH具有很好的环保效果，而低温省煤器则可以有效降低煤耗，提高经济性。
燃煤电厂烟气超低排放技术路线
AH FGC
低低温
ESP
S
WESP FGR
T
高效
A
除尘
C
FGD
可选
K
核心
立足国内最佳，争创世界一流。
2013年1月，菲达环保从日本三菱重工引进水平烟气流金属板式 WESP技术，三菱重工转让选型、设计、制作及安装等全部技术。
技术引进签约仪式
技术引进合同登记证书
菲达环保WESP业绩表
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低低温电除尘技术--自主研发
菲达环保
FEIDA ENVIRO
2011年起，菲达环保开展低低温电除尘技术研究，并取得一定突破。 2013年5月~2014年3月，完成华能国际“燃煤电厂烟气协同治理关键 技术研究”除尘设备专题研究，提出了以低低温电除尘技术为核心的烟 气协同治理技术路线。
WESP在美国、日本等电厂已有近30年的应用历史，约 几十套的电厂投运业绩。WESP是燃煤烟气复合污染物控 制的精处理技术装备。
日本碧南电厂配套WESP： 机组数量及大小：（2×1000MW）+（3×700M）； 运行年限：稳定运行超过20年； 烟尘排放：设计限值为5mg/m3，实际值约1mg/m3。
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2 WESP水、电、碱耗量估算
菲达环保
FEIDA ENVIRO
项目 技术配置方案 机组（MW） 电耗（kW/h）
除尘效率(%)
70%~80% 一个电场 WESP 300 600 1000
≥80% 二个电场 WESP 300 600 1000
200 360 520 320 570
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某燃煤电厂烟气超低排放技术路线设计
收稿日期:2022-12-30某燃煤电厂烟气超低排放技术路线设计王 浩,邹 芳,邬士军(中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司工程技术中心热机处,北京 100032) 摘 要:某燃煤电厂执行超低烟气污染物排放标准,最终烟气中N O x ㊁S O 2及粉尘浓度分别为20m g /N m 3㊁10m g /N m 3及1m g /N m 3㊂文章简述了该工程中脱硝㊁脱硫及除尘设备的技术路线及基本参数,可为其他火电企业提供参考借鉴㊂关键词:超低排放;脱硝;脱硫;除尘中图分类号:T M 621.8 文献标识码:A 文章编号:1007 6921(2023)18 0125 04 本研究依托某燃煤电厂工程,针对项目建设单位提出的超低排放要求,结合国内目前现有的烟气净化设备的发展水平,提出了合理的烟气净化技术路线,达到了预定目标㊂1 项目简介1.1 机组参数某电厂位于内蒙古自治区锡林郭勒盟,是一座大型露天矿坑口电厂,建设2ˑ660MW 燃煤间接空冷㊁凝汽式汽轮发电机组㊂机组配国产超超临界参数,一次中间再热㊁四角切圆燃烧㊁固态干式排渣㊁全钢构架㊁全悬吊结构燃褐煤锅炉㊂工程同步建设烟气脱硫㊁除尘设备及烟气脱硝设施㊂锅炉主要参数(B M C R 工况,设计煤种),见表1㊂表1 锅炉主要参数名称 单位B M C R 过热蒸汽 蒸汽流量t /h2145蒸汽压力(过热器出口)M P a (g )29.3 蒸汽温度(过热器出口)ħ605给水温度ħ314.9再热蒸汽蒸汽流量t /h 1766.66进口/出口蒸汽压力M P a (g)6.268/6.068 进口/出口蒸汽温度ħ376.0/623 空预器出口烟温(修正后,B R L 工况,考虑烟气余热利用装置后)ħ159.0 锅炉保证效率(设计煤种,B R L 工况,考虑烟气余热利用装置后)%93.0锅炉实际耗煤量(设计煤种/校核煤种)t /h 478.0/509.21.2 煤质表2 煤质及灰分分析数据项目符号单位设计煤种校核煤种工业㊁元素分析全水分M t %3536.5 空气干燥基水分M a d %19.0719.5 收到基灰分A a r %16.8617.55 干燥无灰基挥发份V d a f %45.1246.12 收到基碳C a r %34.6933.12 收到基氢H a r %2.392.05 收到基氧O a r %9.509.56 收到基氮N a r %0.460.42 收到基全硫S t .a r%1.100.80 收到基低位发热量Q n e t .a r kJ /k g 1231011624灰熔融性 变形温度D Tħ12001180软化温度S T ħ12201200半球温度H T ħ 流动温度F T ħ12501240灰成分 二氧化硅S i O 2%56.55三氧化二铝A l 2O 3%19.89 二氧化钛T i O 2%0.99 三氧化二铁F e 2O 3%7.20 氧化钙C a O %5.54 氧化镁M g O %3.41 氧化钾K 2O %1.67 氧化钠N a 2O %0.62 三氧化硫S O 3%3.59 二氧化锰M n O 2%0.019 其他%0.521可磨性指数及磨损指数 哈氏可磨指数H G I 48 冲刷磨损指数K e0.81本工程设计煤种为内蒙古锡林浩特胜利煤田一号露天矿原煤,煤质属高水分㊁高挥发份㊁中低硫㊁低2023年9月内蒙古科技与经济S e pt e m b e r 202318532I n n e r M o n g o l i a S c i e n c e T e c h n o l o g y &E c o n o m yN o .18T o t a l N o .532灰的褐煤,适宜电厂燃用㊂设计和校核煤种的煤质及灰成分分析,见表2㊂设计煤种㊁校核煤种粉尘比电阻,见表3㊂表3燃煤粉尘比电阻数据测试温度/ħ测量电压/V比电阻/Ω㊃c m275003.20ˑ109805009.02ˑ1091005003.50ˑ10101205005.20ˑ10111505007.50ˑ10111805001.05ˑ1011 1.3排放标准按照‘火电厂大气污染物排放标准“(G B 13223 2011),重点地区新建燃煤机组N O x㊁S O2及粉尘的排放标准分别为100m g/N m3㊁50m g/ N m3及20m g/N m3(均为干基,6%氧状态,下同),重点地区燃机上述污染物排放标准分别50m g/ N m3㊁35m g/N m3及5m g/N m3㊂党的十九大提出了 绿水青山就是金山银山 ㊂为了贯彻执行这一基本理念,本工程大气污染物排放执行超低排放标准,烟气中N O x㊁S O2及粉尘的最终排放浓度分别不大于20m g/N m3㊁10m g/N m3和1m g/N m3,污染物排放浓度在燃机电站排放限值以下,在国内燃煤电厂中处于领先地位㊂下文中将分别阐述烟气中N O x㊁S O2及粉尘最终排放值的技术路线㊂2脱硝技术2.1低氮燃烧技术锅炉采用低氮分级燃烧技术,炉膛每个角设7层燃烧器,另设6层燃尽风(S O F A)喷口,可保证在35%B M C R-B M C R工况下,省煤器出口N O x排放值不高于300m g/N m3㊂2.2S C R脱硝技术目前,常见的锅炉烟气脱硝工艺路线有S C R (S e l e c t i v e C a t a l y t i c R e d u c t i o n d e n i t r a t i o n,选择性催化还原)及S N C R(S e l e c t i v e N o n-C a t a l y t i c R e-d u c t i o n d e n i t r a t i o n,选择性非催化还原)两种,一般S N C R工艺应用于小容量锅炉或循环流化床锅炉,大容量煤粉炉则一般采用S C R脱硝工艺㊂本工程采用S C R工艺,催化剂层数 3+1 ,脱硝效率ȡ95%,最终N O x排放浓度ɤ20m g/N m3㊂2.3还原剂的选择一般常见脱硝还原剂有液氨㊁氨水及尿素制氨等,氨为危险化学品,不宜大量储存㊂按照相关规定[1],氨的临界量为10t超过即为重大危险源㊂故本工程采用尿素制氨工艺,消除了常规电厂中氨区这个重要危险源㊂尿素制氨有热解和水解两种工艺,其中热解法具有负荷响应速度快㊁氨气管道短等优点,故选择热解制氨工艺㊂2.4催化剂的选择一般脱硝催化剂分为板式㊁波纹式及蜂窝式几种,根据规定[2]:当烟尘浓度小于30g/N m3时,宜选用蜂窝式或波纹板式催化剂;当烟尘浓度为30~ 60g/N m3时,宜选用蜂窝式或平板式催化剂㊂在本工程燃煤中灰分含量低,烟气中飞灰浓度约为30 m g/N m3,故采用蜂窝式催化剂㊂催化剂层数为3层(另预留一层催化剂安装空间),每台机组催化剂体积约1227m3㊂3脱硫技术本工程脱硫采用常规石灰石-石膏湿法脱硫(F G D)工艺,该工艺技术成熟㊁流程简单,污染源较少㊂本工程采用单塔单循环工艺,一炉一塔,五层喷淋,脱硫效率ȡ99.76%,最终烟气中S O2浓度ɤ10 m g/N m3㊂脱硫塔基本参数,见表4㊂表4脱硫塔基本数据项目单位内容吸收塔型式(喷淋塔)湍流塔流向(顺流/逆流)逆流吸收塔前烟气量(湿态)Nm3/h2496106吸收塔后烟气量(湿态)Nm3/h2566168设计压力P a-2000~5000浆液全部排空所需时间H14液/气比(L/G)L/m324.1(入口标湿,当量液气比)烟气流速m/s3.5(塔出口)烟气在吸收塔内停留时间S8化学计量比C a C O3/去除的S O2m o l/m o l1.03浆池固体含量:最小/最大W t%15/20浆液含氯量g/L20浆液p H值5~6吸收塔吸收区直径m18.6吸收塔吸收区高度m20浆池区直径(或长ˑ宽)m18.6浆池高度m10.8浆池液位正常/最高/最低m10.8/11.3/10.3浆池容积m32935吸收塔总高度m41.14除尘器技术4.1干式静电除尘器本工程燃用煤种为锡林浩特胜利煤田褐煤,按总第532期内蒙古科技与经济照中电联‘燃煤电厂除尘技术路线指导意见“中按照煤种对于除尘难易性划分,除尘性属于 容易 ㊂本工程设计煤种中灰分N a2O含量为0.62%, S a r为1.10%,A l2O3+S i O2=76.44%,S i O2含量为19.89%,符合除尘难易性属于 容易 的条件,故适合选用静电除尘器㊂本工程每台炉配两台双室五电场低温静电除尘器,除尘效率99.9%,除尘器出口粉尘浓度ɤ30 m g/N m3,除尘器一㊁二电场配高频电源㊂除尘器外形尺寸,如图1所示㊂图1静电除尘器外形本工程为褐煤机组,本身排烟温度较高;在投入烟气余热利用系统后,空预器出口烟气温度超过150ħ㊂为了降低烟气中飞灰比电阻及烟气体积流量,本工程在除尘器前烟道上设置低温省煤器(烟气冷却器),将烟气温度降低至107ħ后进入除尘器㊂除尘器基本参数,见表5㊂4.2高效除尘-除雾装置烟气进入脱硫塔后,喷淋的浆液会将一部分烟气中的粉尘脱除,对于烟气净化有正面作用㊂但同时烟气在脱硫塔内会进行化学反应,生成固体颗粒(石膏),烟气会夹带部分石膏离开脱硫塔,对于烟气净化起到负面作用㊂故需在脱硫塔顶设置高效除尘-除雾装置,降低净烟气中由于夹带造成的粉尘浓度,同时也应控制塔内烟气流速,适当放大脱硫塔直径,降低烟气夹带的粉尘量㊂脱硫厂家开始对脱硫塔深度协同除尘的技术进行深入研究,主要技术措施包括:①采用托盘㊁多孔分布器等技术强化气液固的传质作用;②采用塔壁增效环技术避免壁面烟气短路;③优化喷嘴形式和布置,合理设计喷淋层数量及间隔高度等,提高浆液对烟尘的拦截捕获效率;④塔内设置高效屋脊式除尘除雾器和旋流管式除尘除雾器,以提高除尘除雾效率㊂表5干式静电除尘器基本数据项目单位数据设计效率%ȡ99.91%保证效率%ȡ99.90%校核煤种效率%ȡ99.90%烟尘排放浓度(折合到6%含氧量,干基)m g/Nm3<30本体阻力P aɤ245本体漏风率%ɤ2.5噪声d B<85外形尺寸(每台炉)(长ˑ宽ˑ高)mˑmˑm25.54ˑ81.85ˑ40.5电场通道数个23每个电场的有效长度m 4.75ˑ4+3.8电场的总有效长度m22.8电场的有效宽度m9.45电场的有效高度m15.5总集尘面积(每台炉)m2137352同极间距mm410烟气在电场内的停留时间s24.12有效断面积m2584.66长㊁高比 1.47室数/电场数4/5阳极板型式及总有效面积(每台炉)B E板/137352阴极线型式及总长度(每台炉)针刺线/319424阳极板/阴极线振打加速度g>150/>80比集尘面积/一个供电区不工作时的比集尘面积m2/m3/s124.25/117.7驱进速度/一个供电区不工作时的逐进速度cm/s 5.56/5.87烟气流速m/s e c0.95壳体设计压力:负压k P a-9.98正压k P a+8.7通过以上手段,脱硫塔除尘效率得到大幅提高,通常可达到75%以上,具备了高效的协同除尘能力㊂本工程脱硫塔顶配旋流管式除尘-除雾装置外形,如图2所示㊂该装置由旋流管组成,旋流管入口设有导向叶片㊂脱硫后的净烟气经导向叶片,旋转进入旋流管内㊂该装置是具有凝聚㊁捕悉㊁湮灭3种除尘作用:①流经除尘器的气流高速湍动,促进烟气中大量细小雾滴与尘颗粒的互相碰撞,凝聚为较大颗粒;②烟气在导向叶片作用下形成较高的切向速度,将液滴㊁细尘高速甩脱向除尘管壁面,与壁面的液膜接触后被截留,实现捕悉分离;③高速旋转的壁面液膜可保王浩,等㊃某燃煤电厂烟气超低排放技术路线设计2023年第18期证同向运动的雾滴接触后湮灭,不产生二次雾滴;为保证除尘效果,装置内设置了二层导流叶片,强化了湍流效果,延长了气体停留时间,提高了除尘器对尘颗粒的分离效果㊂图2 旋流管式除尘-除雾装置外形本工程采用高效管式除尘-除雾装置,可在脱硫塔进口烟气粉尘浓度30m g/N m 3的情况下,保证脱硫塔出口粉尘浓度ɤ5m g/N m 3㊂4.3 湿式静电除尘器湿式电除尘器主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备,用于去除湿法脱硫后的气溶胶及解决烟气排放浊度等问题,可将烟尘排放限值控制在5m g/m 3以下㊂图3 湿式静电除尘器工作原理湿式电除尘器的收尘原理与干式电除尘器相同,均经历荷电㊁收集和清灰3个阶段㊂金属放电线在直流高电压的作用下,将其周围气体电离,使粉尘或雾滴粒子表面荷电,荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动,并沉积在收尘极上,清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下,在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜,将板上的颗粒带走,也有依据收集雾滴自流的清灰方式㊂湿式电除尘器的工作原理,如图3所示㊂湿式电除尘器根据极板材质的不同,大致可分为金属极板㊁导电玻璃钢及柔性极板等几种类型;按布置方式的不同,又可分为卧式布置和立式布置两种类型㊂本工程每台机组配一台立式湿式静电除尘器,其阳极材质为阻燃型有机纤维柔性极板㊂相比于常规金属极板材质,该材质耐腐蚀性强,无须使用碱溶液冲洗极板,系统简单㊂该湿式静电除尘器除尘效率ȡ80%(在一个电区失电时),在入口烟气粉尘浓度5m g /N m 3的情况下,可保证出口烟气粉尘浓度ɤ1m g/N m 3㊂该设备基本参数见表6㊂表6 湿式静电除尘器基本数据项目名称单位数值除尘效率%ȡ80P M 2.5去除率%ȡ80S O 3脱除率%ȡ30出口粉尘浓度m g/N m 3ɤ1出口雾滴浓度m g/N m 3ɤ15烟道内烟气设计流速m /s ɤ15设备本体漏风率%<1比集尘面积m 2/(m 3/s)ȡ165 结论随着环保技术的发展,烟气污染物超低排放需要更加重视除尘装置㊁脱硫装置和脱硝装置的污染物协同脱除作用㊂本工程采用上述协同措施后,可以最大限度地减排烟气污染物㊂通过各种技术路线的合理选取,本工程按照最终N O x ㊁S O 2及粉尘的排放浓度分别不高于20m g /N m 3㊁10m g /N m 3及1m g /N m 3的标准设计㊂本工程投产后,现场实际运行情况也达到了预期值㊂[参考文献][1] 国家市场监督管理总局,中国国家标准化管理委员会.危险化学品重大危险源辨识:G B18218-2018[S ].北京:中国标准出版社,2018.[2] 国家能源局.D L /T 1896-2018火力发电厂烟气脱硝用催化剂技术条件[S ].北京:中国电力出版社,2019.总第532期内蒙古科技与经济。
燃煤锅炉烟气超低排放技术路线
台增压风机送入一次风道作为一次风使用，降低一次风量；2、提高
二次风风口实现梯级燃烧，加大二次风比。经改造后床温下降，炉膛 上部温度上升，在不喷氨的情况下可降低NOx至200mg/Nm3，非催化氨 法脱硝（SNCR）喷枪设在炉膛出口，配合低氮燃烧脱硝可降低NOx至 <150mg/Nm3 ，运行费用较单独使用非催化氨法脱硝（SNCR） 明显下 降，锅炉效率无明显变化。 • 将3电场除尘器均改为布袋除尘，可达到<30mg/Nm3排放量，但仍 不能达到2017年<20mg/Nm3排放标准，同时石膏雨现象有待治理。
电除尘器前端设置烟气换热器，使进入电除尘器的烟温从通常的120℃-160℃的低温状态下降 到85℃-100℃（通常在酸露点以下）的低低温状态 组成：烟气换热器 + 电除尘器 调温后 90-100℃
换 热 面 换热面
低低温电除尘结构布置
烟气温度一般在80℃～90℃，低于酸露点温度。 降低烟尘比电阻 达到5电场除尘性能，10-30mg/Nm3; 减小烟气体积，引风机减小能耗。 SO3附着于飞灰表面，大大降低飞灰的比电阻。烟气中SO3浓度大幅度 降低，可减少SO3排放。 对热交换器下游的设备不仅没有腐蚀作用，还有保护作用。
燃煤污染物超低排放技术
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所谓燃煤污染物超低排放技术，是指通过先进的综合治理技术，使燃煤
装置的污染物排放达到燃气装置的排放水平。其意义在于从根本上解决燃煤
污染问题和能源--环境矛盾瓶颈，打开煤炭能源利用的枷锁，对大气环境质 量改善和经济社会发展至关重要。自2017年1月1日开始执行如下标准：
燃煤电站标准
SCR
＞90
用催化剂，310-410 ℃ 温喷氨
可靠，无二次污染 2、运行费用低
大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线
中国大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术改造指导意见第一章总则第一条为落实国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》（以下简称“行动计划” ），规范集团公司环保设施改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排放改造技术方案，确保各项烟气污染物治理设备安全、稳定、经济、环保运行，制定本指导意见。
第二条编制依据GB13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》关于执行大气污染物特别排放限值的公告（环保部2013 年第14 号）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》（发改能源[2014]2093 号）关于印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》的通知（发改价格[2014]536 号）《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》（环保部2014 年第18 号）《火电厂除尘工程技术规范》（环保部2014 年第17 号）燃煤电厂除尘技术路线指导意见（中电联2014 ）中国大唐集团公司燃煤发电企业烟尘排放控制指导意见（试行）（2014 ）中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理办法（181 号〔2013 〕）中国大唐集团公司脱硝改造工程安全质量管理办法（95 号〔2013 〕）中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见（试行）（2011 ）第三条超低排放技术改造实施后，在干基准氧含量6% 的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度限值为10mg/m 3、35 mg/m 3、50 mg/m 3。
特殊地区烟尘排放浓度限值为5mg/m 3。
第四条本指导意见适用于中国大唐集团公司单机容量300MW 及以上燃煤机组气污染物超低排放改造工程，其它机组可参照本指导意见执行。
第二章改造原则第五条企业需结合国家及地方环保政策、法规、标准的要求，并结合企业自身发展的特殊需求，合理制定烟气污染排放目标。
第六条实施超低排放改造的企业，需对现有环保设施进行充分诊断分析，结合环保设施实际运行状况、现场条件，并综合考虑引风机扩容、烟道优化降低阻力及烟气冷却器回收烟气余热等技术的实施和应用，经过充分技术经济比较后，制定系统化改造方案。
燃煤电厂超低排放改造技术路线优化分析
燃煤电厂超低排放改造技术路线优化分析随着人们对燃煤电厂超低排放逐步加强关注力度，其工作也在面临越来越严峻的挑战。
燃煤电厂超低排放中存在一些问题，需要及时进行改进和解决，同时，还需要对超低排放的技术进行创新和改造，运用多样的综合技术，进一步促进技术的创新优化，只有这样，才能保障超低排放技术更好地服务于人们的工作和生活。
一、燃煤电厂超低排放的运用方式 1.1烟气治理环保装置协同技术在进行烟气治理环保装置设计时，可以加入低温点除尘、降温换热器和烟气脱硫来进行协同工作，能够有效地进行除尘和脱硫的工作。
在电除尘前加上降温换热器，当烟气的温度降低，一直降低到SO3的露点以下，在这个情况下，大部分的SO3聚集在一起，受到降温的影响，逐渐凝聚在一起。
聚集在一起的烟尘随着时间的推移会逐步提高，进行冷凝后的SO3在烟尘的表面进行吸附，因此大大提高了脱酸的可能性。
1.2各脱硫公司脱硫塔的设计优化各脱硫公司进行脱硫塔的塔型设计时，是针对功能的不同来设计不同的塔型的。
对于燃低硫煤机组超低排放的脱硫塔进行塔型的设计时，主要包含了喷淋空塔、托盘塔以及单塔双循环等技能、而对于燃中硫煤机组和燃高硫煤机组超低排放的脱硫塔塔型的设计中，主要包含了串塔、高校分级复合脱硫塔等技能。
二、目前燃煤电厂超低排放过程中存在的问题 2.1成本过高燃煤电厂在进行超低排放的过程中，问题之一就是企业对于这一项目投入的人力物力过大，企业用电率也很高，但是获得的回报与付出不成正比，也就是成本过高。
部分企业急于实现超低排放，将大多数的精力和技术人员投入其中，从超低排放的要求来看，是合格的，氮氧化物、二氧化硫、粉尘的排放量都得到了较好的控制，但是整个项目所花费的资金过多，实现低排放的性价比过低，燃煤工厂的用电量不降反升，整个项目的本意是节约能源、降低排放，结果却背道而驰。
2.2 前瞻性不足燃煤电厂在进行超低排放的过程中，另外一个问题是目前部分企业的超低排放项目的排放标准仅仅适用于企业目前的要求，没有考虑到企业规模的扩大会引起排放量的增大。
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线分析
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线分析建设环境友好型的清洁燃煤电厂是大气污染防治的一条重要出路，对推进电力行业减排，实现可持续发展具有重要意义。
针对燃煤烟气中烟尘、S02和NoX超低排放技术要求，在收集大量资料和文献的根底上，介绍了超低排放典型技术路线原理、特点和工程应用情况，并对超低排放技术改造过程中存在的问题开展了总结，提出了超低排放的实施及技术路线应根据燃煤电厂的资源环境情况和自身实际情况做出合理选择。
建设环境友好型的清洁燃煤电厂是大气污染防治的一条重要出路，对推进电力行业减排，实现可持续发展具有重要意义。
20**年9月12日，国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(20**—20**年)》提出，东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本到达燃气轮机组的排放限值，中部地区新建机组原则上接近或到达燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或到达燃气轮机组排放限值。
**、**等地首先出台扶持政策，随之在全国范围内推广。
目前国内外并没有公认的燃煤电厂大气污染物超低排放的定义，实际应用中多种表述共存,如“超低排放”、“近零排放"、“超净排放”等等。
相关表述和案例的共同点是将燃煤锅炉排放的烟尘、S02和NOX这3项污染物浓度与《火电厂大气污染物排放标准》(GBI3223—20**)中规定的天然气燃气轮机组大气污染物排放浓度限值相比较，将数值上达到或低于天然气燃气轮机组限值的情况称为燃煤机组的“超低排放”，即烟囱出口处烟尘V5mg∕m3、S02V35mg∕m3.N0X<50mg∕m3（该浓度为基准氧含量折算排放浓度，其中燃煤锅炉基准氧含量取6%,燃气轮机组取15%）。
1烟气污染物超低排放技术路线介绍超低排放就是通过多污染物高效协同控制技术，打破燃煤机组单独使用脱硫、脱硝、除尘装置的传统烟气处理格局,实现选择性催化复原（SCR）反应器、低低温除尘设备、脱硫吸收塔及湿法静电除尘等环保装置通过功能优化和系统优化有机整合。
燃煤电厂烟气超低排放技术路线
燃煤电厂烟气超低排放技术路线作者：鲁鹏来源：《科技创新与应用》2016年第14期摘要：面对我国大气污染的严峻形势，在如今以煤炭为主的能源结构暂时难以改变的基础上，研究烟气超低排放技术路线已成为大势所趋。
文章基于此，首先分析了当前燃煤电厂烟气排放的状况，并且详细探讨了脱硫技术和烟尘排放技术，并结合某电厂的技术路线对烟气超低排放技术路线进行了综述。
关键词：燃煤电厂；烟气；超低排放；技术路线1 概述随着我国社会经济的高速发展，我国的经济效益已得到了显著的提高，但与此同时，我国的空气质量也面临着巨大的挑战。
一方面，受我国经济发展和能源资源条件的制约，以煤炭为主的能源结构在短期内难以实现较大改变，另一方面，京津冀、长三角及珠三角三大工业区在促进我国经济发展的同时，自身的原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低等一系列问题也使得周边地区的环境问题日益突出。
在这样的背景下，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”等一系列政策，而《火电厂大气污染物排放标准》（UB13223-2011）的新标准的颁布，则意味着燃煤电厂烟气排放治理正式进入了超低排放技术路线的新时代。
2 燃煤电厂烟气超低排放技术发展现状2.1 烟尘超低排放技术在当前国家大力提倡环保的情况下，烟尘超低排放技术的核心就是燃煤电厂除尘，也面临着更新与升级。
现阶段，烟尘超低排放技术由两大类组成：脱硫前的增效干式除尘技术和脱硫后的湿式静电除尘技术2.1.1 增效干式除尘技术干式除尘技术应用的更加广泛，之前的袋式除尘技术、静电除尘技术和电袋复合除尘技术都隶属于干式除尘技术的范畴。
其中，静电除尘技术由于烟气处理量较大、除尘效率较高、烟温适应范围较广等一系列优势已经在我国75%以上的燃煤电厂中得到了应用。
在此基础上，研究人员对于静电除尘技术进行了一些增效，像微颗粒补集、旋转电极式电除尘等。
以低低温静电除尘技术为例，其原理是通过气体的电离让粒子带电，然后通过低温省煤器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降至95摄氏度左右，最后借助带电粒子在电场力的作用下被收集在收尘板上，并在振打的作用下落入灰斗中。
燃煤电厂烟气超低排放技术路线研究
燃煤电厂烟气超低排放技术路线研究【摘要】我国现在大气污染严重，主要的污染来源还是燃烧煤炭产生的，因此燃煤电厂遭受了人们大量的质疑，国家也对燃煤电厂的烟气排放提出很高的要求--超低排放，燃煤电厂也采用了一系列的手段提高烟气处理技术，努力降低污染物排放。
本文简要分析了我国燃煤电厂造成的大气污染现状，然后简述常见控制烟尘、含硫化合物和含氮化合物的技术，列举了国外有关超低排放的技术路线以及我国进行的超低排放的成功案例。
【关键词】燃煤电厂；超低排放；技术路线1．我国燃煤电厂大气污染现状我国社会经济在近几十年取得了飞速的发展，同时生态环境在经受着重大的压力，空气质量在不断变差，尤其是近两年来雾霾越来越严重，不但京津冀、长三角和珠三角等大工业区的雾霾现象严重，连一些二线小城市在承受着雾霾的侵袭。
我国是一个富煤、贫油、少气的国家，燃料主要还是煤炭，空气中污染物的主要来源在于煤炭的燃烧和汽车尾气的排放。
煤炭资源的开采存在一定的污染，原煤清洗工作不到位，煤炭燃烧不充分等都给大气中增加了许多的污染物，但是我国的能源结构决定了将在很长一段时间内还是以煤炭为主要能源，能源结构调整困难，因此国家应着力在煤炭燃烧烟气排放方面下功夫来减少大气污染。
为了缓解大气污染，减少污染物排放，国家出台了许多政策法规来控制污染物的排放，煤炭资源使用较多的工业有钢铁、电力和水泥等，这些行业也是大气污染的主要来源，国家对这些行业的治理尤其严格，制定的标准也比其他行业要苛刻，因此中国诞生了超低排放的新思路来应对大气治理的需求。
超低排放并没有在我国法律法规中进行定义，但是却获得了社会各界的一致认可，超低排放主要是针对燃煤企业，通过某些技术手段尽量降低污染物排放量，降低燃煤企业对社会和环境的破坏。
根据我国当前情况，只要燃煤机组的各项主要污染物的排放可以满足国家规定的天然气燃气机组的排放标准，就可以说实现了超低排放。
随着社会的发展，科学技术不断进步，环保技术也会不断发展，未来对大气污染物的排放治理会越来越容易。
烟气超低排放技术路线汇总
烟气超低排放技术路线汇总考虑到我国的环境状况,国家对煤电企业的环境监管日益严格,燃煤电厂在选择超低排放技术路线时,应选择技术上成熟可靠､经济上合理可行､运行上长期稳定､易于维护管理､具有一定节能效果的技术｡烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜,因炉制宜,因地制宜,统筹协同,兼顾发展”的基本原则｡颗粒物超低排放技术路线燃煤电厂要想实现颗粒物超低排放,至少面临二方面技术的选择｡一是烟气脱硝后烟气中烟尘的去除,可以称之为一次除尘技术,主流技术包括电除尘技术､电袋复合除尘技术和袋式除尘技术,电除尘技术通过采用高效电源供电､先进的清灰方式以及低低温电除尘技术等有机组合,可以实现除尘效率不低于99.85%,电袋复合除尘器及袋式除尘器可以实现除尘效率不低于99.9%｡二是烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除或是脱硫后对烟气中颗粒物的脱除,可以称之为二次除尘或深度除尘,对于复合塔工艺的石灰石-石膏湿法脱硫,采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置,协同除尘效率一般大于70%,湿法脱硫后加装湿式电除尘器,颗粒物去除效果一般均在70%以上,且除尘效果较为稳定;对于干法､半干法脱硫,脱硫后烟气中颗粒物浓度较高,均是采用袋式除尘器或电袋复合除尘器,如不能实现颗粒物超低排放要求,也需加装湿式电除尘器｡具体工程实际选择时需要结合工程实际情况,具体分析,考虑到各种技术的原理､特点及适用性､影响因素､能耗､经济性､成熟度等因素,综合考虑给出燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线｡表1.颗粒物超低排放技术路线二氧化硫超低排放技术路线1、超低排放需要的脱硫效率不同脱硫入口浓度满足超低排放要求时,需要不同的脱硫效率,为实现稳定超低排放,脱硫塔出口SO2浓度按30mg/m3控制,则可以算出,入口浓度1000mg/m3时,脱硫效率需不低于97%;入口浓度2000mg/m3时,脱硫效率需不低于98.5%;入口浓度3000mg/m3时,脱硫效率需不低于99%;入口浓度6000mg/m3时,脱硫效率需不低于99.5%;入口浓度10000mg/m3时,脱硫效率不低于99.7%｡脱硫塔入口浓度范围是超低排放应严格控制的条件,新建机组技术选择相对简单,而现役机组的应用技术､装备条件､场地等对技术选择影响很大｡2、超低排放脱硫技术路线的选择对于滨海电厂且海水扩散条件较好,符合近岸海域环境功能区划要求时,对于入口SO2浓度低于2000mg/m3的电厂,可以选择先进的海水脱硫技术｡对于缺水地区,吸收剂质量有保证,入口SO2浓度低于1500mg/m3的300MW级以下的燃煤机组,可以选择烟气循环流化床脱硫技术;结合循环流化床锅炉的炉内脱硫效率,可以应用于300MW级以下的中等含硫煤的循环流化床机组｡对于氨水或液氨来源稳定,运输距离短,且电厂附近环境不敏感,300MW级以下的燃煤机组,可以选择氨法脱硫｡表2.烟气循环流化床、海水法、氨法脱硫超低排放技术其他情况下主要采用石灰石-石膏湿法脱硫,对于脱硫效率要求在97%以下时,可以选择传统空塔喷淋提效技术;对于脱硫效率要求在98.5%以下时,可以选择复合塔脱硫技术中的双托盘塔､沸腾泡沫塔等;对于脱硫效率要求在99%以下时,可以选择旋汇耦合､双托盘塔等技术;对于脱硫效率要求在99.5%以下时,可以选择单塔双pH值､旋汇耦合技术;对于脱硫效率要求在99.7%以下时,可以选择双塔双pH值､旋汇耦合技术｡当然,脱硫效率较高的脱硫技术能满足脱硫效率较低的要求,技术选择时应同时考虑经济性､可靠性｡表3.石灰石-石膏湿法脱硫超低排放技术氮氧化物超低排放技术路线锅炉低氮燃烧技术是控制氮氧化物的首选技术,在保证锅炉效率和安全的前提下应尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度｡对于煤粉锅炉,应通过燃烧器改造和炉膛燃烧条件的优化,确保锅炉出口氮氧化物浓度小于550mg/m3｡炉后采用SCR烟气脱硝,通过选择催化剂层数､精准喷氨､流场均布等措施保证脱硝设施稳定高效运行,实现氮氧化物超低排放｡对于循环流化床锅炉,应通过燃烧调整,确保氮氧化物生成浓度小于200mg/m3｡通过加装SNCR脱硝装置,实现氮氧化物超低排放;如不能满足超低排放要求,可在炉后增加SCR,采用一层催化剂｡对于燃用无烟煤的W型火焰锅炉,也应在保证锅炉效率和安全的前提下尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度｡但目前尚难以做到较低,仅靠炉后的SCR较难稳定满足氮氧化物的超低排放要求,国内外尚无成功案例,需要进一步研究｡表4.各种炉型氮氧化物超低排放技术路线典型的烟气污染物超低排放技术路线烟气污染物超低排放涉及到烟气中颗粒物的超低排放､二氧化硫的超低排放以及氮氧化物的超低排放,每种污染物的超低排放都可以有多种技术选择,同时还需考虑不同污染物治理设施之间的协同作用,因此会组合出很多的技术路线,适用于不同燃煤电厂的具体条件｡颗粒物的超低排放技术不仅涉及到一次除尘,而且涉及到二次除尘(深度除尘),比较而言,技术路线选择较多,这里仅以颗粒物超低排放为例,介绍近几年发展起来的得到较多应用的典型技术路线｡1.以湿式电除尘器做为二次除尘的超低排放技术路线湿式电除尘器作为燃煤电厂污染物控制的精处理技术设备,一般与干式电除尘器和湿法脱硫系统配合使用,也可以与低低温电除尘技术､电袋复合除尘技术､袋式除尘技术等合并使用,可应用于新建工程和改造工程｡对PM2.5粉尘､SO3酸雾､气溶胶等多污染物协同治理,实现燃煤电厂超低排放｡根据现场场地条件,WESP可以低位布置,占用一定的场地;如果没有场地,也可以高位布置,布置在脱硫塔的顶端｡颗粒物的超低排放源于湿式电除尘器的应用,2015年以前燃煤电厂超低排放工程中应用WESP较为普遍｡WESP去除颗粒物的效果较为稳定,基本不受燃煤机组负荷变化的影响,因此,对于煤质波动大､负荷变化幅度大且较为频繁等严重影响一次除尘效果的电厂,较为适合采用湿式电除尘器作为二次除尘的超低排放技术路线｡当要求颗粒物排放限值为5mg/m3时,WESP入口颗粒物浓度宜小于20mg/m3,不宜超过30mg/m3｡当要求颗粒物排放限值为10mg/m3时,WESP入口颗粒物浓度宜小于30mg/m3,不宜超过60mg/m3｡当然,WESP入口颗粒物浓度过高时,还可通过增加比集尘面积､降低气流速度等方法提高WESP的除尘效率,实现颗粒物的超低排放｡2.以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘的超低排放技术路线石灰石-石膏湿法脱硫系统运行过程中,会脱除烟气中部分烟尘,同时烟气中也会出现部分次生物,如脱硫过程中形成的石膏颗粒､未反应的碳酸钙颗粒等｡湿法脱硫系统的净除尘效果取决于气液接触时间､液气比､除雾器效果､流场均匀性､脱硫系统入口烟气含尘浓度､有无额外的除尘装置等许多因素｡对于实现二氧化硫超低排放的复合脱硫塔,采用了旋汇耦合､双托盘､增强型的喷淋系统以及管束式除尘除雾器和其他类型的高效除尘除雾器等方法,协同除尘效率一般大于70%,可以做为二次除尘的技术路线｡2015年以后越来越多的超低排放工程选择该技术路线,以减少投资及运行费用,减少占地｡当要求颗粒物排放限值为5mg/m3时,湿法脱硫入口颗粒物浓度宜小于20mg/m3｡当要求颗粒物排放限值为10mg/m3时,湿法脱硫入口颗粒物浓度宜小于30mg/m3｡3.以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线采用超净电袋复合除尘器,直接实现除尘器出口烟尘<10mg/m3或5mg/m3｡对后面的湿法脱硫系统没有额外的除尘要求,只要保证脱硫系统出口颗粒物浓度不增加,就可以实现颗粒物(包括烟尘及脱硫过程中生成的次生物)<10mg/m3或5mg/m3,满足超低排放要求｡该技术路线适用于各种灰份的煤质,且占地较少,电袋复合除尘器的出口烟尘浓度基本不受煤质与机组负荷变动的影响｡2015年以后在燃煤电厂超低排放工程中,该技术路线的应用明显增多｡燃煤电厂现有的除尘､脱硫和脱硝等环保设施对汞的脱除效果明显,基本都可以达标｡对于个别燃烧高汞煤,汞排放超标的电厂,可以采用单项脱汞技术｡。
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究
入口SO 2浓度1 000 mg/Nm 3以下，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，吸收塔一般只需设置三～四层喷淋层，即可控制SO 2排放浓度35 mg/Nm 3以下。
②FGD 入口浓度低于3 000 mg/Nm 3机组。
在此入口条件下，为实现SO 2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。
③FGD 入口浓度大于4 000 mg/Nm 3机组。
在此入口条件下，为实现SO 2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。
考虑到长期稳定运行，建议采用双循环U 型塔技术，前塔脱硫效率约80%，后塔脱硫效率约96%～98%，可以控制SO 2排放浓度35 mg/Nm 3以下。
后塔还可以预留增加双相整流烟气脱硫装置空间，以适应更高的环保要求。
2 烟尘超低排放技术路线目前，火电机组主要的除尘方式为电除尘器，部分机组安装了袋式除尘器或电袋除尘器。
按照新标准，须对环保系统各单元的除尘效率进行综合分析，采用干式除尘、湿法脱硫以及湿式电除尘等进行协同控制，建立烟尘控制大系统，并对各单元进行优化控制，实现烟尘超低排放[5-6]。
(1)烟囱出口烟尘浓度达到20 mg/m 3以下：①原除尘器出口烟尘浓度30 mg/m 3以上，可采取改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30 mg/m 3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度20 mg/m 3以下。
除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等。
②原除尘器出口烟尘浓度小于30 mg/m 3，可采取对除尘或脱硫进行改造，建议综合比较除尘改造与脱硫改造的技术经济性，确定最终技术路线。
除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等；脱硫系统改造可采用增加喷淋层、串联塔等。
(2)烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m 3以下：①脱硫系统可改造。
改造湿法脱硫系统，使脱硫系统的除尘效率提高到60%～75%；同时改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m 3以下，1 SO 2超低排放技术路线对于脱硫装置(FGD)而言，燃气机组标准要求达到的脱硫效率(FGD 出口SO 2排放浓度35 mg/Nm 3)要高于重点控制区域执行的特别排放限值需达到的脱硫效率(FGD 出口SO 2排放浓度50 mg/Nm 3)，但随着FGD 入口SO 2浓度的提高，脱硫效率的差异越来越小，针对不同机组，路线选择如下：(1)已建燃煤机组。
03-龙辉-燃煤电厂“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题
中国环境监测总站和浙江省环境监测中心负责超低排 放中所规定的气态污染物（包括NOx、SO2和Hg）、烟尘颗 粒物、以及烟气排放参数（包括烟气流速、温度、压力、 湿度、氧含量等）的测试工作。国电环境保护研究院负责 非常规污染物SO3、液滴、PM2.5等项目的监测工作。测试 位置包括：脱硝装置进出口、静电除尘器进出口、脱硫装 置进出口、湿式静电除尘器出口与烟囱总排放口等位置。
2015.09
尘<5； SO2<32; NOX<40;
二、国内主要发电集团超低排放技术路线及工程技术应用情况
序 号 13 电厂 机组 投产 时间 2015.10 烟尘指标 mg/Nm3 尘<0.5； SO2<15; NOX<25;
技术方案
三河电厂 1、低氮燃烧+SCR脱硝； #4 2、低低温电除尘器（4电场）及高频电 源； 3、湿法SPC管式除雾除尘器。 4、湿式电除尘器（柔性电极）。 盘山电厂 1、低氮燃烧+SCR脱硝； #1 2、电除尘器（6电场）及高频电源； 3、脱硫SPC管式除雾除尘器。 绥中电厂 1、低氮燃烧+SCR脱硝； #3 2、电除尘器（4电场）及高频电源； 3、脱硫SPC管式除雾除尘器。 三河电厂 1、低氮燃烧+SCR脱硝； #3 2、低低温电除尘器（4电场）及高频电 源； 3、湿法脱硫SPC管式除雾除尘器。
技术方案 1、低氮燃烧+SNCR脱硝； 2、电袋除尘器及高频电源； 3、脱硫SPC管式除雾除尘器。 1、低氮燃烧+SNCR脱硝； 2、电袋除尘器及高频电源； 3、脱硫SPC管式除雾除尘器。 1、低氮燃烧+SCR脱硝； 2、电除尘器及高频电源； 3、脱硫SPC管式除雾除尘器。 1、低氮燃烧+SCR脱硝； 2、低低温电除尘器（4电场）,高频电 源; 3、湿法脱硫SPC管式除雾除尘器。 4、湿式电除尘器（金属电极，2电 场）。
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线研究
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线研究加大燃煤电厂烟气净化技术研究投入的力度，才能有效的降低燃煤点错烟气排放对大气环境所产生的污染。
而超低排放技术的出现，则从根本上解决了这一困扰燃煤电厂发展的关键问题。
本文主要是就燃煤电厂烟气污染物超低排放技术进行了深入的分析和研究，希望对相关领域研究有帮助。
标签：烟气净化；超低排放；NOX；SO20 引言为了有效降低燃煤利用对大气环境所造成的污染，加大末端治理技术研究的力度，已经成为了目前燃煤电厂降低烟气污染物超低排放含量最有效的措施之一。
1 超低排放概念的意义随着社会经济的快速发展，各种新型生产技术日新月异，更新速度非常快，而面对日益加剧的环境污染问题，燃煤电厂超低排放思路备受社会各界关注。
但是由于我国制定出与超低排放概念相适应的法律法规，超低排放的目的就是最大限度的降低实际运行中污染物的排放量，同时在逐步提高燃煤使用效率的过程中，尽可能降低其对社会和环境所产生的负面影响。
目前，我国燃煤电厂在实际生产的过程中，大多采用电除尘器作为主要的除尘设备，所以，在深入研究和分析燃煤燃烧的实际状况之后，可以将烟尘脱硫技术划分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行脱硫等几个阶段进行，而在这其中燃烧前的脱硫主要采取的是物理脱硫技术，也就是将煤炭中所含有的黄铁矿硫以及燃煤燃煤燃烧之前大约60%的灰分加以去除。
但，必须要注意的是，燃烧锅炉的选择是决定燃烧中脱硫技术选择的关键因素之一。
而在燃烧后所实施的脱硫技术，则主要有湿法、干法以及半干法三种形式。
同样燃煤的脱硝技术也分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三个阶段，而燃烧前脱硝技术选择的也是物理手段。
燃烧中则主要是利用控制然后方式和条件实现有效控制氮元素向氮化物转向的控制。
燃烧后则主要采取的是电子束处理法、活性炭处理法以及脉冲电晕等化学方法进行脱硝处理。
2 燃煤电厂烟气污染物超低排放控制技术2.1 烟尘控制技术在燃煤电厂运行中，由于静电除尘器具有运行稳定、维护方便适用范围广泛等特点，所以被广泛的应用于燃煤发电厂的烟尘处理过程中。
超低排放技术路线
370 ℃
气 态
207 ℃
液 态
146 ℃
固 态
130 ℃
15
三、超低排放改造技术路线——NOx
氮氧化物控制技术重点关注问题——全负荷
影响因素
SO3 <5ppm >5ppm
数值区间
堵塞可能性极小
预防措施
与煤中硫份大、催化剂活性高相关
NH3
<3ppm
>3ppm >脱硝设计温度 <脱硝设计温度
10
三、超低排放改造技术路线——NOx
第八条 氮氧化物控制技术路线 优先采用低氮燃烧技术、SCR烟气脱硝技术实现氮氧化物达标排放。如已采用 低氮燃烧技术，应按照《中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意 见（试行）》的要求，通过优化达到改造目标值；如已采用SCR烟气脱硝技术，应 通过在催化剂预留层加装催化剂以提高脱硝效率。如采用上述改造方案氮氧化物不
能实现达标排放，可配合采用配煤或SNCR脱硝技术进一步降低氮氧化物排放。
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三、超低排放改造技术路线——NOx
燃煤锅炉低氮燃烧技术改造目标值
无烟煤 燃烧型式 Vdaf≤12% 贫煤 12%≤Vdaf≤1 17%≤Vdaf≤2 7% 3% 烟煤 23%≤Vdaf ≤30% 30%≤Vdaf ≤40% 褐煤⑴ Vdaf≥40 %
氮氧化物
50
50-100/200
35-50 二氧化硫 35 50-100/200 10-20
10 烟尘 5
20-30
5-20 20-30
原除尘器改造+脱硫除尘一体化+其他措施 原除尘器改造+脱硫除尘一体化+湿式电除尘器（可 选择安装） 原除尘器改造+脱硫除尘一体化+其他措施+湿式电 除尘器（可选择安装）
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二、可采用的“超低排放”技术路线
1 燃煤电厂烟气治理技术路线演变过程
我国燃煤电厂烟气治理经历了：
除尘
除尘+脱硫
脱硝+除尘+脱硫
现有燃煤电厂烟气治理技术路线
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2 现有烟气治理技术路线存在问题
没有充分考虑各设备间的协同工作效应
如WFGD在设计时往往忽视其除尘效果。国内WFGD的除尘效率一般仅 50%左右，甚至更低，实际运行中由于WFGD石膏浆液的携带，其出口烟 尘浓度反而大于入口浓度值的现象也时有发生。
合资公司将在国内推广高性能烟气净化 系统。
菲达环保董事会决议
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主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
在达到相同效率情况下，系统投资和运行成本较大 为达到出口较低的烟尘浓度限值要求，原ESP需增加SCA和电场数量，投 资成本较大，并占用较大的空间，给空间有限的现役机组更是带来巨大挑战; 采用电袋复合或袋式除尘技术改造时，存在本体阻力高、运行费用较高、 滤袋的使用寿命短、换袋成本高、旧滤袋资源化利用率较小等缺点。
50mg/m3 30mg/m3 、 20mg/m3（重点地区）
燃煤电厂二氧化硫排放标准对比
燃煤电厂氮氧化物排放标准对比
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一、燃煤电厂面临的形势
大气环境形势依然严峻
近年来，雾霾、酸雨等灾 害性天气频发
上海灰霾天气
巴黎晴空
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一、燃煤电厂面临的形势
我国的能源供应格局
在未来相当长时期内，我国以煤为主的能源供应格局不会发生
由于环境容量有限等原因，长三角、珠三角等地（如广州、浙江）
部分燃煤电厂已参考燃机标准限值。要求排放限值（6%O2）：烟尘：
5mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3，即需达到“超低排放”
的要求。
燃煤锅炉(mg/m3 ) 污染物项目
燃气轮机(mg/m3)
（6%O2）
（15%O2） 若按6%O2折算
（发改能源[2014]2093号）
现役机组
稳步推进东部地区300MW及以上和有条 件的300MW以下机组基本达到燃机标准； 2014启动年800万千瓦机组改造示范项目， 2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦 以上； 鼓励其他地区达到或接近燃机标准。
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一、燃煤电厂面临的形势
地方政府出台了更严格的政策、法规
“超低排放”：
排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx： 50mg/m3 50上排m述g放/m两限3种值排（放6%限O值2）均：属烟“尘超：低5排m放g/m”3 SO2：35mg/m3 NOx：
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主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
新建机组
东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市)基本达到燃机标 准，要求排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3; 中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)原则上接近或达到燃机标准; 鼓励西部地区接近或达到燃机标准。
根本性改变，煤在总能源中比重很难低于50%。
预计到2020年，全国火电装机容量将达12.2亿千瓦，新增装机
容量约3亿千瓦。
中国一次能源需求量预测
中国发电装机容量预测
来源：2009年第六期《中外能源》
来源：电力规划总院
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一、燃煤电厂面临的形势
发改委等《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》
烟尘
20
5
12.5பைடு நூலகம்
二氧化硫
50
35
87.5
氮氧化物 （以NO2计）
100
50
燃机标准并不比燃煤标准更严格； “超低排放”仅是参考了燃机标准的数值。
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一、燃煤电厂面临的形势
“超低排放”已势在必行！
燃煤发电虽已是我国煤资源利用之“最清洁”方式，但因其基数 大，仍是我国大气污染的主要排放源之一，正面临越来越严峻的环 境压力。燃煤电厂“超低排放”已势在必行！
较难达到“超低排放”的要求
常规除尘设备出口粉尘浓度较难达到10mg/m3以下; 我国燃煤电厂WFGD的除尘效率普遍较低。
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3 可采用的“超低排放”技术路线
针对我国日益严峻的大气污染形势及国内燃煤电厂使用的除尘设备80%以上为 电除尘器这一现状，同时借鉴发达国家的先进电除尘技术，为实现燃煤电厂烟气 “超低排放”，可采用“末端治理”和“协同控制”技术路线：
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高性能烟气净化系统--与三菱日立成立合资公司
三菱日立电力系统有限 公司， 2014年2月组建。
三菱日立高性能烟气净 化系统日本国内市场占有 87%的市场份额。
三菱重工高性能烟 气净化系统业绩
高性能烟气净化系 统日本国内占有率
菲达环保将与三菱日立电力系统有限公 司成立合资公司，名为浙江菲达菱立高性 能烟气净化系统工程公司。
燃煤电厂烟气“超低排放” 技术路线
主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
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一、燃煤电厂面临的形势
标准“史上最严，全世界最严！”
《火电厂大气污染物排放标准》 （GB 13223-2011）
燃煤电厂烟尘排放标准对比
湿式电除尘技术路线 以低低温ESP为核心的烟气协同治理技术路线
菲达环保通过自主研发、技术引进和成立合资公司的方式，在上述技术路线 的研究及推广方面已取得重大突破。
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WESP技术--自主研发和引进三菱重工技术
菲达环保自2010年起开展WESP技术研究，自主研发成功垂直 烟气流WESP。 2013年1月，菲达环保从日本三菱重工引进水平烟气流金属板 式WESP技术，三菱重工转让选型、设计、制作及安装等全部技 术。
技术引进签约仪式
技术引进合同登记证书
菲达环保WESP业绩表
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低低温电除尘技术--自主研发
2011年起，菲达环保开展低低温电除尘技术研究，并取得一定突破。 2013年5月~2014年3月，完成华能国际“燃煤电厂烟气协同治理关键技 术研究”除尘设备专题研究，提出了以低低温电除尘技术为核心的烟气协 同治理技术路线。