超净排放脱硫技术课件

中国国电CHINAGUODIAN北京国电龙源环保工程有限公司BEIJINGGUODIANLONGYUANENVIRONMENTALENGINEERINGCO.,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)公司主营业务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有机胺脱硫氨法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)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污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部30烟囱或烟道二氧化硫新建锅炉100200(注1现有锅炉200400(注1氮氧化物(以NO2计)全部100200(注2汞及其化合物全部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)表2大气污染物特别排放限值(单位mg/m3)序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20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。科技部超净排放示范工程技术指标超净排放技术指标（燃机排放指标）PM≤4.5mg/Nm3SO2≤20mg/Nm3NOx≤30mg/Nm3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）影响能力弱单循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺的技术瓶颈超净排放脱硫技术研究双循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺浆液功能强化原理功能区双效叠加原理双循环石灰石－石膏湿法脱硫工艺系统流程单循环/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：1539mg/Nm3（性能检测值）净烟气SO2浓度：5.7mg/Nm3（性能检测值）主要技术指标设计指标性能检测数据脱硫效率%≥98.699.6灰尘(dust)mg/Nm³≤2017.3净烟气液滴mg/Nm³≤7547.2电耗kW1902（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）。

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：单塔双循环改造技术双塔双循环改造技术预喷淋改造技术基于双循环技术的脱硫装置增容提效改造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。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。海水脱硫工艺流程--29--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55000MW。龙源环保自2004年涉足海水脱硫市场以来，国内市场占有率达到100%，其中华能海门电厂4X1036MW机组海水脱硫项目是世界上单台机组容量最大的海水脱硫项目。目前合同总容量达到22029MW。龙源环保的海水脱硫技术已经成功走向海外，先后获得了斯里兰卡（3X300MW)、菲律宾（2X300MW）、柬埔寨（3X135MW）、印尼（1X600MW）等海外合同。国内早年采用国外技术的深圳妈湾电厂、福建漳州后石电厂也与龙源环保签订了提效改造合同，部分机组已经成功达标运行。菲律宾柬埔寨斯里兰卡引领世界的海水脱硫技术

入炉煤含硫量S=1.0%SO2去除率：≥95%系统可靠性：≥95%海水排放参数:pH≥6.8DO≥3mg/l CODMn

≤2.5mg/l

工程实例：华能海门电厂4×1036MW机组海水脱硫装置30A国家政策导向--31--2005年4月1日由国家发改委颁布实施的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》明确指出：“燃用含硫量Sar<1%煤的海滨电厂，在海域环境影响评价取得国家有关部门审查通过，并经全面技术经济比较合理后，可以采用海水法脱硫工艺。”由环保部主管的《环境保护》期刊，2014年2-3期合刊中刊载了环保部环境工程评估中心研究员姜华的文章——《我国火电厂烟气海水脱硫的发展建议》。文章明确了海水脱硫适宜在海域扩散条件良好且符合海域功能的区域开展。

广西北海电厂地处北部湾，海域扩散条件好。锅炉设计燃煤最大含硫量Sar=0.9%。具备了采用海水法烟气脱硫的良好条件。--32--烟气中SO2的近零排放无废水和脱硫副产品处置问题无淡水和石灰石资源消耗

低厂用电率和低运行成本可消纳海水淡化浓盐水

舟山电厂#3（1X350MW)入口SO2=1201mg/Nm3

出口SO2=33mg/Nm3

效率=97.8%采用海水脱硫的优点环评中遇到的问题及应对措施--33--海水脱硫排水是否会对海洋环境造成不良影响针对这一问题，2013年7月由环保部环境工程评估中心主办，国电环境保护研究院承办的《火电厂海水脱硫现场研讨会》在深圳召开，参加会议的有环保部环境影响评价司、广东等4省环保厅、神华集团公司、华能集团、国电集团、中国科学院南海海洋研究所、广东省电力设计研究院以及部分发电企业等共33个单位。会议结合我国第一个海水脱硫示范项目——妈湾电厂海水工艺排水15年间先后4次大规模的海洋环境跟踪监测结果得出结论：“与海水脱硫相关的调查因子均能满足一类海水水质标准限值，量值上没有明显的增加；沉积物质量所有指标含量符合海洋沉积物二类标准，生物体重金属监测值远低于相应标准限值；生态指标变化不显著，与一般河口海域的生态指标没有明显差异。”

环评中遇到的问题及应对措施--34--应对措施——控制脱硫入口烟尘含量海水脱硫本身并不产生任何污染物，污染物源自烟气中的烟尘。关于妈湾电厂长达15年的监测数据是在脱硫入口烟气含尘量200mg/Nm3条件下进行的。

目前自2012年颁布实施《火电厂大气污染物排放标准》后，要求进入脱硫系统的烟尘浓度降至：普通地区30mg/Nm3，重点地区20mg/Nm3。海水法脱硫能带入海洋的污染物微乎其微，从源头上大幅减少了海水法带入海洋环境污染物的可能性。

应对措施——汞污染物近零排放

增设脱汞设置，彻底消除污染源。

超净排放脱硫技术研究有机胺脱硫制酸工艺（资源回收）有机胺脱硫工艺流程及系统组成国电都匀电厂2X660MW机组有机胺脱硫制酸装置性能指标序号性能指标单位数值备注1脱硫效率%≥98.3

2SO2排放浓度mg/Nm3≤200干态，

6%氧3粉尘排放浓度mg/Nm3≤30干态，

6%氧4液滴携带量mg/Nm3≤30

5脱硫可用率%≥98与主体一致6年利用小时数小时5500与主体一致7设计寿命年30与主体一致序号项目单位数值备注1SO2脱除量t/h2x25.7

SO2年脱除量万t/h2x14

298.3%H2SO4产量t/h2x38

98.3%浓硫酸年产量万t/h2x21年利用5500小时

项目概貌及进展情况

都匀有机胺项目实现高效吸收烟气中SO2的同时硫资源的回收利用，符合国家减量化、资源化政策，形成煤-电-磷一体化的资源循环利用工艺，具有重要的示范意义。主要体现在：脱硫效率高，适应高硫煤；实现硫资源的回收利用，减少进口。避免石灰石过度开采，减少石膏产生。减少CO2排放。

都匀有机胺脱硫制酸项目实施的意义超净排放脱硫技术活性焦脱硫工艺技术（资源回收）活性焦脱硫原理

活性焦脱硫优缺点

脱硫容量低，尚无FGD入口SO2浓度超过2850mg/Nm3（1000ppm）的工程案例，脱硝效率受SO2浓度影响。加热再生能耗较高。解决再生热源问题是技术应用的首要条件。活性焦、氨及氮气的稳定供应需要解决。活性焦尾料和硫酸需要有安全可靠的去处。喷氨增加了活性焦的黏附力，

造成吸附塔内气流分布的不均匀性，同时，由于氨的存在而产生对管道的堵塞、腐蚀及二次污染等问题。吸附塔与解吸塔间长距离的气力输送,增加了活性焦的损耗。工程造价高：约650～750元/kW缺点高脱硫率脱硫效率95%~99%，脱硝效率20%~80%，脱汞效率90%以上，粉尘排放浓度