超低排放技术路线
火电厂烟气超低排放技术探究
火电厂烟气超低排放技术探究作者：王明来源：《科学与财富》2020年第16期摘要：我国政府逐渐加大了对火电厂排放烟气的管理控制力度，各大火电企业也开始将超低排放技术应用于烟气处理系统。
本文主要从烟气脱硝、烟气除尘、烟气脱硫这三个方面入手就目前使用频率最高的烟气超低排放技术进行了简单概述，为火电企业烟气排放处理效率的提高奠定基础。
关键词：火电企业;烟气超低排放;技术路线一、烟气超低排放技术概况各大火电厂积极响应国家提出的低碳环保、绿色节能的生产理念，开始致力于烟气超低排放技术的研究探索。
我国发改委、环保局、能源局联合下达了“燃煤电厂超低排放及节能改造方案”的相关文件，并要求各地政府根据地区发展特点在2020年达成超低排放的生产目标。
我国有些地区由于地域辽阔、人口稀少、经济落后，在制定超低排放策略的时候需要遵循因地制宜的规划原则，通过差异化管理的方式提高烟气超低排放工作管理效率与质量。
对于人口相对稠密、环境容积较小的区域需要严格执行超低排放标准，对于人口相对系数、环境容积较大、污染程度不高的区域则可根据实际情况适当放低标准。
各地政府职能部门需要配合火电厂完成烟气超低排放改造工作，目前常规的烟气超低排放技术主要从烟气脱硝、烟气除尘及烟气脱硫这三大部分展开深入研究，每项技术都有其特有优势及适于范围，各大火电企业需要根据自身发展情况及实际需求进行优化调整及灵活改进。
二、火电厂烟气超低排放技术路线1、基于烟气脱硝的技术路线选择基于烟气脱硝的超低排放技术其作用机理在于尽量降低烟气中的污染物含量，也就是从源头控制锅炉烟气排出口中的NOx的排放速率。
通过试验测定可知通过提升优化锅炉制造工艺配合低碳燃烧技术，能够将锅炉烟气排出口中的NOx的排放速率控制在250mg/m3以内，由此降低了烟气脱硝系统的日常运作压力，进一步提高了烟气脱硝工作效率。
目前常用的烟气脱硝方式主要包括如下几个类型：（1）改进版低碳燃烧器：通过对火电厂锅炉的燃烧器配风模块进行优化盖泽的方式提高其对高负荷、低负荷的响应速率，以此确保燃烧器模块始终处于适宜的空气系统环境，以此降低NOx的排放速率。
超洁净排放技术简介
超洁净排放技术简介随着经济的发展和地区环境容量的限制，国家对提高了燃煤机组火电机组排放标准，即排放废气中粉尘、SO2和NO x分别小于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。
以较少污染物的排放，改善当地环境。
针对我国燃煤电厂超低排放需求，我公司研发自己的超低排放技术路线及产品，用低成本和简洁可靠的技术使SO2及粉尘的排放达到超低要求。
下面就我们的超低排放技术的两种技术进行简要介绍。
一、SO2超低排放技术：加装双气旋气液耦合脱硫增效装置1、常规湿法喷淋式吸收塔在进一步提高脱硫效率时存在的几个问题：1）吸收塔内烟气偏流造成烟气短路（俗称：烟气爬壁）导致脱硫效率低。
2）浆液与烟气接触时间短、接触频率低，为提高脱硫效率得增加喷淋层。
3）喷淋层下部区域烟气温度过高，不利于浆液对二氧化硫的吸收2、湿法喷淋式吸收塔加装双气旋气液耦合器对提高浆液吸收二氧化硫效率的理论依据：1）浆液吸收二氧化硫过程可分三个步骤（见下图1）（1）溶质（二氧化硫）由气相（烟气）主体扩散到气液两相界面；（2）气相（烟气）穿过液相（浆液）界面；（3）气相（烟气）由液相（浆液）界面扩散到浆液主体。
图一因此，如果能使气相（烟气）穿透液相（浆液）液膜，便可使吸收反应加快。
由于在液相中任一点化学反应都是平衡状态，二氧化硫一旦到达气液界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面发生中和反应，使其液相（浆液）的钙离子浓度相应减少，而反应物（亚硫酸钙）浓度相应增加。
因此，二氧化硫在气液界面平衡分压必较浆液主体要高一些，这就在气液界面液膜中溶解了未被完全反应的二氧化硫，溶解的二氧化硫形成了向浆液主体扩散和继续反应的倾向。
反应速率方程可表达为取单位面积的微元液膜，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx,（见图2）从界面情况来分析，被吸收的二氧化硫到达气液界面，一部分被反应生成平衡状态,在界面上,由于活性组分钙离子浓度较低,而产物亚硫酸钙浓度较高,因此界面处二氧化硫组分必向平衡分压较低的浆液主体方向扩散,同时,界面上已经反应了的二氧化硫与浆液中的钙离子生成物亚硫酸钙态向液体主体扩散,而未反应的二氧化硫则以溶解态的二氧化硫继续向液体主体方向扩散,二氧化硫的吸收速率等于已反应了的二氧化硫组分与未反应的二氧化硫组分向液膜扩散速度之和。
关于焦化行业超低排放的实施计划
关于焦化行业超低排放的实施计划随着我国经济的高速发展和工业化进程的加快，环境污染问题已经成为制约经济可持续发展的重要因素。
而焦化行业作为重工业的一个分支，其排放的污染物对环境造成了严重的影响。
为了减少焦化行业的环境污染，我国提出了超低排放的实施计划。
本文将围绕焦化行业超低排放的实施计划进行详细的阐述。
一、超低排放的背景和意义超低排放是指大气污染物排放浓度达到或低于环保部门规定的排放标准，属于环保政策的一种重要措施。
此举一方面可以减少大气污染物的排放量，保护人民的身体健康；另一方面也对环境保护和可持续发展具有重要的意义。
焦化行业是造成大气污染的主要源之一，实施超低排放对于减少焦化行业对环境的污染作用至关重要。
二、超低排放的技术路线为了实现焦化行业的超低排放，需要从技术上进行改造。
主要包括烟气脱硫、脱硝、除尘等技术。
通过使用先进的脱硫、脱硝设备，可以有效地降低大气污染物的排放浓度。
此外，通过加大设备投资，也能够提高设备的处理效率，从而达到超低排放的标准。
三、超低排放的实施难点焦化行业实现超低排放困难重重。
首先，技术更新换代需要耗费大量的资金，企业费用压力较大。
其次，焦化行业的技术水平参差不齐，一些小型企业缺乏技术和资金支持，实施超低排放难度较大。
再次，超低排放需要涉及环保手续和政府审批，涉及的程序繁琐，耗时长。
因此，焦化行业实现超低排放的道路充满坎坷。
四、超低排放的政策支持为了帮助焦化行业实现超低排放，我国政府制定了相关的政策支持措施。
首先，对于符合条件的企业，政府将给予一定的补贴和财政支持，帮助企业进行设备更新和改造。
其次，政府将建立相应的技术研发支持体系，提供技术支持和咨询服务，帮助企业解决技术难题。
再次，政府将加大对于焦化行业的监管和执法力度，对于超低排放不达标的企业进行处罚，强化环保责任。
五、超低排放的前景展望尽管焦化行业实现超低排放存在诸多难题，但是随着政府政策的支持和技术的不断进步，超低排放的目标仍然是可以实现的。
超低排放改造后环保设备出现的问题及处理
超低排放改造后环保设备出现的问题及处理1超低排放改造常见技术路线1.1 脱硫改造技术路线取消烟气换热器(GGH) ，加高吸收塔，根据核算结果增加1层或2层吸收塔浆液喷淋层和对应的浆液循环泵，或增设吸收塔合金托盘;根据需要增加氧化风机数量或对原有氧化风机进行增容改造;根据核算结果确定是否对吸收塔搅拌器进行增容改造;浆液循环泵入口增设滤网;改Ⅱ级除雾器为Ⅲ级除雾器，并增设除雾器冲洗水泵;核算磨煤机和脱水系统容量，确定是否对制浆系统和脱水系统进行同步改造。
1.2 脱硝改造技术路线选择性催化还原技术(SCR) 脱硝反应器备用层添加催化剂或原有催化剂换新;进行脱硝烟气流场数字模拟和物理模拟试验，根据试验结果修正脱硝烟道和导流板等，对氨喷射系统进行修正;对稀释风机、储氨罐等脱硝设备进行容量核算，根据需要确定是否对风机进行增容改造、是否增加储氨罐和液氨蒸发器。
1.3 除尘器改造技术路线电除尘器改成电袋复式除尘器，同时加装低低温换热器(在除尘器前设置低低温烟气余热回收装置，在脱硫塔后设置烟气余热再热装置) ;必要时对干除灰系统进行改造。
2改造后环保设备出现问题原因及对策2.1 烟气脱硫(FGD) 系统2.1.1 FGD/浆液循环泵振动2.1.1. 1 原因超低排放改造中循环泵进口增设滤网，滤网有效过滤面积应不低于循环泵进口管道截面积的3倍，而改造中选用的滤网实际有效过滤面积偏小，运行中循环泵进口通流面积不足，不能满足泵正常运行需求，引起泵抽真空发生振动。
新增循环泵的吸入口与相邻循环泵的吸入口距离控制不当，造成新增循环泵与相邻循环泵出现抢流量现象，吸力小的泵易引起振动。
2.1.1. 2 对策(1) 选择合适的进口滤网，保证足够的通流面积;单台机组的各台循环泵进口滤网加工尺寸应保持一致。
(2) 合理布置新增循环泵的吸入口位置。
2.1.2 FGD/吸收塔塔壁漏浆2.1.2. 1 原因吸收塔喷淋层喷嘴安装工艺不到位。
浆液循环泵入口滤网框架设计不合理，运行中吸收塔浆液冲刷滤网，引起滤网与塔壁摩擦，造成塔壁防腐层损坏后腐蚀穿孔而泄漏。
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。
浅谈生物质电厂超低排放脱硝技术路线l
浅谈生物质电厂超低排放脱硝技术路线2020年8月28日目录1. 概述 (1)1.1. 技术背景 (1)1.2. 生物质电厂烟气污染物特点 (1)2. 脱硝工艺介绍 (2)2.1. 选择性催化还原技术（SCR） (2)2.2. 选择性非催化还原技术（SNCR） (2)2.3. SNCR+SCR耦合脱硝技术 (3)2.4. 臭氧脱硝 (3)2.5. 高分子脱硝（PNCR） (4)2.6. 液态生物钙脱硝（B-SNCR） (5)2.7. 氧化吸收法 (6)3. 生物质电厂脱硝工艺推荐 (7)4. 结论 (11)1.概述1.1.技术背景随着世界化石能源的日益枯竭，可再生能源在世界能源结构中所占的比例也越来越大，而生物质能是唯一可以直接作为燃料的可再生能源，亦是唯一可贮存、可稳定利用的可再生能源。
根据国家发改委数据统计，我国生物质年资源总量为8.5亿t，可收集的资源量达7亿t。
目前国内大规模、清洁高效的生物质资源主要利用方式为锅炉直接燃烧技术，该技术也是生物质多种利用方式中最成熟、最符合我国基本国情的利用途径。
在能源日益短缺的情况下，随着国内环境保护的日益严峻，NOx作为雾霾、酸雨及光化学烟雾等环境污染的主要污染源，国家对其排放的标准也日趋严格，加之生物质锅炉大气污染物排放标准的日益完善，其脱硝技术也备受关注，且面临巨大挑战。
1.2.生物质电厂烟气污染物特点生物质锅炉燃烧污染物有其特性：氮氧化物浓度高且波动大，SO2排放量低；碱金属含量高，灰熔点较低；烟气Cl含量高，易引起高温腐蚀；飞灰较轻，尾部受热面易积灰。
生物质燃烧生成的氮氧化物几乎全部是NO和NO2，两者统称NOx，其中NO 占90%，其余为NO2。
生物质锅炉燃烧过程氮氧化物来源主要有三种途径：燃料型NOx、热力型NOx和瞬时型NOx。
燃料型NOx是生物质燃烧过程中含氮化合物热分解后氧化生成的。
其生成过程和机理较为复杂，首先是生物质中含氮有机化合物热裂解产生-N、-CN、HCN 等中间产物基团，该基团被氧化生成NOx，同时伴随NO的还原。
超低排放综合技术
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“超低排放”中主要污染物超低排放限值
“超低排放”就是要使燃煤电厂排放的污染物，在“表面上”达到或低于最严档的 燃气机组特别排放限值的要求， 即烟尘10（5）mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3。
限值1 限值2
主要污染物超低排放限值（6%O2） 粉尘（mg/m3） SO2（mg/m3） NOX（mg/m3）
特点：反应速度快、脱硫效率高、钙利用率高，适应大规模；
半干法 -- 气固反应，湿态吸收剂，干粉状脱硫产物。 特点：工艺较简单、干态产物易于处理、无废水产生，投资一般低于传统 湿法，但脱硫效率和脱硫剂的利用率低，一般适用低、中硫煤；
干法 -- 炉内喷பைடு நூலகம்、电法脱硫和电子束法。
超低排放综合技术提供者
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污染物协同治理之SO2脱除效能提升技术
从各种表述和案例中分析得出的共同特点，是把燃煤电厂排放的烟尘、二氧 化硫和氮氧化物三项大气污染物（未包含二氧化碳等）与《火电厂大气污染 物排放标准》（GB13223-2011）中规定的燃机要执行“大气污染物特别排放 限值” 相比较，将达到或者低于燃气机组排放限值的情况称为燃煤机组的“超 低排放”。
超低排放综合技术提供者
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脱硝工艺
SNCR
SNCR+SCR （混合法）
SCR （催化剂2+1层布置）
低氮+SCR或SCR （催化剂3+1层布置）
超低排放综合技术提供者
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污染物协同治理之SO2脱除效能提升技术
按烟气与脱硫剂的接触方式，脱硫技术分为湿法、半干法、干法三种。
湿法(WFGD) -- 脱硫过程在溶液中进行，脱硫剂和脱硫生成物均 为湿态， 过程是气液反应。
燃煤电厂烟气超低排放
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
立足国内最佳，争创世界一流。
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一、燃煤电厂面临的形势
菲达环保
FEIDA ENVIRO
发改委等《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》
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。
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！
“超低排放”：
➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3 ➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：5mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3
➢ 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
菲达环保
FEIDA ENVIRO
地方政府出台了更严格的政策、法规
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。
超低排放可行性研究报告是什么
超低排放可行性研究报告是什么一、项目背景近年来，环境污染成为世界各国共同面临的问题，空气污染尤为突出。
为了减少空气污染以及保护环境，政府和企业纷纷提出了超低排放的目标，即通过减少或清除排放物来降低对环境的影响。
本报告旨在研究超低排放在实际应用中的可行性，探讨如何实现超低排放目标。
二、研究目的1. 分析超低排放的定义及意义，明确超低排放的重要性；2. 调查超低排放在国内外的应用情况，总结超低排放的技术路线；3. 分析超低排放的可行性，探讨实现超低排放目标的难点及解决方案。
三、超低排放的定义及意义超低排放是指将某一应用过程中的污染物排放量降至极低水平的技术或管理措施。
超低排放对环境和人类健康具有重要意义，可以显著降低空气污染物的排放量，改善空气质量，减少对健康的影响，保护生态环境。
四、超低排放的技术路线1. 超低排放技术主要包括燃烧优化、污染物治理、尾气处理等方面；2. 燃烧优化是指通过优化燃烧过程，减少污染物的排放；3. 污染物治理是指通过净化设备等手段，将污染物排放降至合规标准以下；4. 尾气处理是指对燃烧排放的尾气进行处理，降低污染物排放量。
五、超低排放的应用情况1. 国内外许多企业已经采用超低排放技术，成功降低了污染物排放量；2. 中国政府提出了大气污染防治行动计划，要求各行业加快推进超低排放；3. 国外一些发达国家也在积极推动超低排放技术的应用。
六、超低排放的可行性分析1. 超低排放技术已经获得了广泛的应用和验证，具有一定的可行性；2. 实现超低排放需要政府、企业、科研机构等多方合作，共同努力；3. 存在着一些难点，如技术成本高、治理设备投资大等问题，需要寻找解决方案。
七、实现超低排放的建议1. 加大政府支持力度，出台相关政策，鼓励企业推广超低排放技术；2. 国内企业应加强技术研发，不断提升超低排放技术水平；3. 加强环保监管，严格执行排放标准，确保超低排放目标的实现。
八、结论超低排放是保护环境、改善空气质量的重要举措。
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｡。
火电厂超净排放方案
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
菲达环保已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。
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
立足国内最佳，争创世界一流。
10
WESP技术--自主研发和引进三菱重工技术
11
三、烟气协同治理技术路线
菲达环保
FEIDA ENVIRO
主要由单一设备处理单一污染物
多个设备处理多种污染物
FGD
SOx
SOx
SCR
NOx
设备
NOx
ESP
PM
…
PM
设备
…
…
Hg
…
…
①直接脱除主污染物或间接脱除其它污染物 ②为其它设备脱除污染物创造条件
Boiler
SCR
AH FGC
低低温
ESP
S
WESP FGR
菲达环保
FEIDA ENVIRO
燃煤电厂烟气“超低排放” 技术路线及工程应用
报告人：郦建国
菲达环保 副院长兼所长 教授级高工 机械工业大气净化设备标委会 秘书长 中国环保产业协会电委会 副秘书长
主要内容
菲达环保
FEIDA ENVIRO
一、燃煤电厂面临的环保形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、烟气协同治理技术路线 四、湿式电除尘技术路线 五、值得关注的问题
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。
12
三、烟气协同治理技术路线
菲Байду номын сангаас环保
高温高尘scr超低排放方案选择及技术路线关键点
高温高尘scr超低排放方案选择及技术路线关键点高温高尘SCR超低排放方案选择及技术路线关键点一、高温高尘SCR超低排放方案选择的背景和意义高温高尘环境中的SCR（Selective Catalytic Reduction）技术是一种有效降低NOx排放的成熟技术。
高温高尘环境指的是工业生产过程中温度较高、含尘量较大的场景，如炉膛、焚烧炉等。
在这种环境下，传统SCR系统的稳定性和净化效率会受到较大的影响，因此需要选择合适的超低排放方案和技术路线，以实现高温高尘环境下的高效净化。
高温高尘SCR超低排放方案的选择具有重要意义。
一方面，高温高尘环境中，废气中的NOx浓度较高，对环境的污染程度较大，因此需要选择降低NOx排放的有效方案。
另一方面，高温高尘环境中的粉尘颗粒容易堵塞SCR催化剂，导致系统的稳定性和净化效率下降，因此需要选择适用的技术路线，实现高温高尘环境下的稳定运行和高效净化。
二、高温高尘SCR超低排放方案选择的关键点1. 催化剂选择：高温高尘环境中，废气中的粉尘颗粒含量较高，催化剂表面容易堵塞。
因此，在选择催化剂时，需要考虑其耐高温和抗颗粒堵塞能力。
常用的催化剂材料包括V2O5-WO3/TiO2、V2O5-MoO3/TiO2和V2O5/TiO2等，这些催化剂具有较高的耐高温性能和抗颗粒堵塞能力。
2. 引入预处理技术：在高温高尘环境中，废气中的颗粒物容易对催化剂表面形成一层堵塞物，影响SCR系统的性能。
因此，可以考虑在SCR系统前引入预处理技术，如除尘器、烟气脱硫等，有效降低废气中颗粒物和SO2含量，减轻催化剂的负担，提高SCR系统的稳定性和净化效率。
3. 优化系统设计：针对高温高尘环境，需要对SCR系统的设计进行优化。
首先，需要合理布置催化剂，并设置有效的氨气喷射装置，以确保催化剂表面有足够的活性氨和废气混合反应。
其次，需要对废气温度进行控制，以保证在催化剂工作温度范围内进行高效净化。
此外，还可以采用多级处理、多级净化等技术手段，通过优化系统结构和配置，提高SCR系统的净化效率和稳定性。
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。
11
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）
国家技术发明一等奖 燃煤机组超低排放关键技术路线与应用
国家技术发明一等奖燃煤机组超低排放关键技术路线与应用1月8日，国家科学技术奖对外发布，浙江大学能源工程学院高翔教授领衔，与浙江省能源集团有限公司合作的“燃煤机组超低排放关键技术研发及应用”项目获得国家技术发明奖一等奖。
目前，通过与企业的产学研用合作，这一成果在全国十多个省市的1000MW、600MW、300MW等级燃煤机组和中小型热电机组上实现了规模化应用，累计装机容量超过1亿千瓦，近三年应用上述发明成果新增销售109.6亿元。
何为超低排放？超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术使其大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘不超过5mg/m³、二氧化硫不超过35mg/m³、氮氧化物不超过50mg/m³，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，由浙能集团在2011年首次提出，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。
相关大气污染物排放浓度限值如下表：在国家和省部级科研项目的持续支持下，高翔研发团队和浙能集团等单位经过长期的产学研用合作，对NO x、PM、SO2、Hg、SO3等多污染物高效协同脱除技术进行了深入研究，研发了高效率、高可靠、高适应、低成本的燃煤机组超低排放关键技术——多污染物高效协同脱除超低排放系统，实现了复杂煤质和复杂工况下燃煤烟气多种污染物的超低排放，让燃煤变得更加清洁，其技术路线为：1）针对烟尘，采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过5mg/m³；2）针对二氧化硫，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35mg/m³；3）针对氮氧化物，采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50mg/m³；4）针对汞及其化合物，采用SCR改性催化剂技术，可使汞氧化率达到50%以上，经过吸收塔脱除后，排放浓度不超过3μg/m³；5）针对三氧化硫，采用低低温电除尘、湿式电除尘等，排放浓度不超过5mg/m³。
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喷射物料量
SO3浓度
控制系统
SO2浓度
S%
锅炉负荷
20
三、超低排放改造技术路线——NOx
21
三、超低排放改造技术路线——PM
第九条 烟尘排放控制技术路线 优先采用除尘器提效改造与脱硫除尘一体化改造。脱硫除尘一体化改造技术主要是 通过优化喷淋层、除雾器设计或脱硫塔内安装高效均流装置，提高脱硫协同除尘效 率，同时降低脱硫塔出口液滴含量。
100
脱硝效率 (%)
运行时 NH3/NOx 摩尔比
设计的 NH3未反应量
0
NH3/NOx 摩尔比
14
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——温度场 NH3 和SO3 的体积浓度比小于2 : 1 时： NH3 + H2O + SO3 NH4HSO4
SO3+NH3+H2O
8
二、超低排放技术改造原则
1、改造原则
改造方案应统筹考虑低氮燃烧器、脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的相互影响，充 分发挥各环保设施对污染物的协同脱除能力，在满足烟气污染物达标排放的同时， 实现环保设施经济高效运行。（第五条）
2、改造前提
超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优先考虑加强燃煤管理，完善环保设备
2、省煤器烟气旁路
4、弹性回热
17
三、超低排放改造技术路线——NOx
全负荷脱硝技术 省煤器分级 适用范围 调节特性 对机组的影响 危险点分析 1、调节温度20-80℃ 1 、对锅炉系统影响较大，特别是 不 能 调 节 ， 不 可 脱硝反应器尺寸和钢结构。 高负荷时反应器入口温度超温 2 、脱硝反应器有足够空 逆 的危险。 间。 2、对锅炉效率基本无影响。 1 、对烟道、调节挡板材质、密 封要求高，挡板容易变形，高负 荷挡板关闭不严容易超温； 2 、高温烟气与脱硝入口烟气要 求混合均匀。
烟尘
GB 13223-2011 一般要求 特别排放限值 煤电节能减排与升 级改造行动计划 美国 欧盟 日本 30 20
二氧化硫
新建锅炉：100 现有锅炉：200 50
氮氧化物
100 100
汞
0.03 0.03 2015年执行Hg控制
10（5）
20 30 50-100
35
184（效率大于95%） 200 200
1 、需要烟道开孔，在对锅炉系统 影响大； 1、调节温度调节温度20- 调 节 性 能 取 决 于 2 、一般使 SCR 入口烟气温度升高 省煤器烟气旁路 80 ℃ 运行人员的水平。 14℃ ，锅炉排烟温度上升 5℃ ，锅 炉效率降低约0.24% 1 、调节温度一般不大于 20℃。 调节性能好 2 、对超临界锅炉效果更 明显。
地方环保电量（电价）优惠政策激励
第十五条 燃煤发电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超过 限值要求仍执行环保电价的，由政府价格主管部门没收超限值时段的环保电价 款。超过限值1倍及以上的，并处超限值时段环保电价款5倍以下罚款。3一、技术 Nhomakorabea线制定背景
1、国家政策——燃煤机组大气污染物排放标准及监管办法日趋严苛
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）
燃煤电厂烟气污染物超低排放改造 技术路线
中国大唐集团科学技术研究院 2015年8月
主 要 内 容
一、技术路线制定背景
二、超低排放技术改造原则
三、超低排放技术改造方案 四、超低排放技术改造管理
2
一、技术路线制定背景
1、国家政策——燃煤机组大气污染物排放标准及监管办法日趋严苛
2011年9月《火电厂大气污染物排放标准GB 13223-2011》
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
2 3 4 蒸 汽 吹 灰
5
5
B烟气
A烟气 A机组催化剂磨损统计
B机组浓度场不均匀
13
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——NH3/NOX摩尔比分布
脱硝运行关系曲线
脱硝运行NH3/NOx 摩尔比 上限 :小于设计的 NH3 未反应量(如:小于 3ppm) 下限 :大于设计的脱硝效率 (如:大于 80%) 设计的脱硝效率 NH3 未反应量 (ppm)
改造时间短、运行经验不足、效果有待验证
截至2015年8月，大唐科研院已组
织专家对集团公司35个电厂、82
台机组的超低排放改造方案进行 了审查
6
一、技术路线制定背景
整合 调研 交流 研究 分析 论证 • 整合技术力量专题攻关 • 对各种环保技术的特点和应用情况进行充分调研
• 与设备厂商和行业内专家进行深入交流
SO3吸附技术
SO3的检测困难
18
三、超低排放改造技术路线——NOx
降低硫酸氢铵（ABS）的核心是控制烟气中的氨逃逸和降低烟气中的SO3 专利号（201410721263.1）
降低SO3
碱 性 颗 粒 注 射 技 术 SO3 HCL HF
碱性物质+
盐类+H2O、CO2
19
三、超低排放改造技术路线——NOx
12
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——流场
A机组甲侧反应器 声波吹灰
1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 15 14 13 12 11 10 9
声波吹灰 8
A机组乙侧反应器
7 6 5 4 3 2 1 1
A机组催化剂磨损情况
2 蒸 汽 吹 3 灰 4
催化剂
16
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
应优先采用锅炉燃烧调 整、优化吹灰方式、改善 催化剂配方等较经济的方 式。 主要技术方案包括： 省煤器分级技术 省煤器烟气旁路技术 省煤器水旁路技术 省煤器流量置换技术 弹性回热技术 SO3吸附技术等
1、分级省煤器
3、省煤器给水旁路
配置，恢复设备性能等方式，确保环保设施达设计值。（第六条）
3、改造范围
超低排放技术改造范围包括：低氮燃烧器、烟气脱硝装置、烟气冷却器（可选择安 装）、除尘器、湿法烟气脱硫装置、湿式电除尘器 ( 可选择安装）、烟气再热器 （可选择安装）及附属设施。 （第七条）
9
三、超低排放改造技术路线
污染物 改造目标 目前排放 技术路线 1.低氮燃烧改造或优化+催化剂预留层加装催化剂 2.低氮燃烧改造或优化+催化剂预留层加装催化剂+ 配煤 3.低氮燃烧改造或优化+催化剂预留层加装催化剂+ 配煤+增设SNCR脱硝装置 优化喷嘴布置、增加喷淋层数量、增加均流构件、 控制内部PH值等 1.单塔单循环 2.单塔双区 3.单塔双循环 4.双塔双循环（串塔） 原除尘器改造+脱硫除尘一体化
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。
11
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 %
22
三、超低排放改造技术路线——PM
除尘器改造方案
现电除尘器出口排放 除尘器排放限制30 mg/Nm3技术路线 1）挖掘除尘器减排潜力+电源新技术； 2）挖掘除尘器减排潜力+本体增容技术； 小于50 mg/Nm3 3）挖掘除尘器减排潜力+低温/低低温电除尘器技术； 4）挖掘除尘器减排潜力+调质技术； 除尘器排放限制20 mg/Nm3技术路线 1）挖掘除尘器减排潜力+本体增容技术+电 源新技术； 2）挖掘除尘器减排潜力+低温/低低温电除 尘器技术+电源新技术； 3）挖掘除尘器减排潜力+末电场采用供电分
• 研究行业内超低排放改造成功案例 • 分析技术适用条件，制定重点项目方案 • 对环保技术改造方案进行验证、追踪、评估
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
7
二、超低排放技术改造原则
我国燃煤电厂烟气治理经历了： 除尘
除尘脱硫
除尘脱硫脱硝
燃煤电厂的烟气治理是一个环环相扣的系统工程 单项技术上的问题需要从多污染物协同脱除的角度才能彻底解决 协同脱除、均衡控制是优化电厂环保设备合理选择
50
135 200 200
0.03
0.02 0.03 N/A
东部 11 省：新建、 在役30万千瓦
2015年，河北、山西、陕西、河南等中西部地区。。。。。。
4
一、技术路线制定背景
2、地方法规——高于国家标准
5
一、技术路线制定背景
3、集团公司——燃煤机组将面临新一轮超低排放改造
改造机组多，技术选取难度大，改造工期紧 传统技术力不从心
NH3分布均匀，堵塞可能性极小