专题技术讲座二燃煤火电机组发展规划要求与烟气治

专题技术讲座二燃煤火电机组发展规划要求与烟气治一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求二、燃煤电厂烟气治理技术研究与应用三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望21一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求3

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

煤炭是中国分布较广、储备最多的一次能源。中国又是世界上最大的煤炭生产国和消费国，根据这一能源形势和中国经济发展的巨大需求量，决定了中国今后相当一段时间内依靠煤炭作为主要能源的格局不会改变。4

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

中国煤炭资源呈“井”字型分布格局，主要集中于中西部5

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

新疆的煤炭资源总量达2.2万亿吨，位居全国第一，占全国煤炭资源总量的比例接近40%，其次为内蒙古，所占比例约26%。中西部内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州和宁夏六省区的煤炭资源总量和保有查明储量约分别占全国的91.6%和85.1%。中西部地区煤炭开发具有显著的资源优势。6

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

能源“十二五”规划指出要重点在山西、内蒙古、陕西、宁夏、新疆等煤资源富集地区，建设大型坑口煤电基地。煤电基地建设电站群通过特高压输出向发达地区的电力走廊。

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一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

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国家能源局规划建设的12条跨区送电通道中，包括国家电网公司4条特高压交流线路和4条特高压直流线路，分别是锡盟—山东、榆横—山东、淮南—南京—上海、蒙西—天津4条1000千伏交流特高压线路，以及内蒙古上海庙—山东、锡盟—江苏、宁东—浙江、山西—江苏4条±800千伏特高压直流线路。

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

（1）电站群节能要求国家有关部门提出：科学推进锡盟、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等9个千万千瓦等级现代化大型煤电外送基地建设。并提出以下能耗指标：基地燃煤电站应采用600MW级及以上超超临界机组，空冷机组设计供电标煤耗不高于302g/kWh，湿冷机组设计供电标煤耗不高于285g/kWh。9

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

（2）电站群节水要求缺水地区须采用空冷机组，设计耗水指标不高于0.1m3/(sGW)。10

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

（3）环保标准要求

1）国家标准：现役燃煤机组执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求，一般地区：烟尘、SO2、NOX排放要求分别为30mg/m3,100mg/m3和100mg/m3；汞排放要求为30

g/m3

2）特别排放限值

环保部发布第14号公告，要求自2014年7月1日起，重点控制区47个城市主城区的燃煤机组执行特别排放限值，烟尘、SO2、NOX排放要求分别为20mg/m3,50mg/m3和100mg/m3。11

一、我国的燃煤火电机组发展规划及节能、节水、环保排放要求

在这种情况下，宏观上把握，微观上研究的原则。

宏观上把握：电站群节能、节水、环保3个方面的主要技术经济指标要求；微观上研究：节能、节水、环保方面可采用的最新技术。12二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用13

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

1、国外燃煤电厂烟气治理技术研究与应用国外主要以欧美为代表的对已有环保工艺的效率和可用率的不断提高以及对多污染物进行高标准排放控制的综合能力和以日本为代表的新型环保工艺技术发展和应用。14

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国美国烟气处理技术发展随着美国环保法规的不断严格，经历了3个发展个阶段：第1阶段——1990年之前；1990年前，美国的环保排放控制标准比较低，如：SO2排放控制标准在1480mg/Nm3，各种烟气处理技术应用研究和发展阶段。15

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

第2阶段：1990年始

2007年底前；

1990年美国环保总署提出了《清洁大气法修正案》，《清洁大气法修正案》的颁布实施，各种烟气处理技术在火电机组得到工程应用及大发展。针对火力发电厂粉尘排放及SO2排放控制提出了要求，特别是对细粉尘颗粒排放控制提出要求，2006年废除了PM10要求,专门对PM2.5提出控制要求。16

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国近10d新上火电机均超临界机组，随着火电厂环保工艺的发展和对环保的高度重视，出现了几种除尘、脱硫应用效果比较合理的环保工艺。主要代表工艺如下：17

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

1）电除尘器调质除尘工艺烟气调质系统添加一定量的添加剂，提高烟尘荷电能力，使粉尘的表面物理特性满足电除尘器的要求，以达到提高除尘效率的目的。保证进入电除尘器之前与烟气实现最佳混合效果。1819二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

2）布袋除尘器除尘工艺利用高效布袋除尘器直接保证较低出口粉尘浓度保证除尘效率99.9%，目前在美国大约有36％的燃煤电厂采用了布袋除尘器，其中大部分新建800MW机组采用布袋除尘器。20

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国堪萨斯州CouncilBluffs4号790MW机组布袋除尘器

21

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

3）旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺美国B&W公司从丹麦Niro公司购买该技术，在美国获得比欧洲要多得多的机组安装业绩。在美国350MW到935MW机组均有运行业绩，2006年投运多套790MW超临界机组利用该工艺的烟气脱硫装置,在美国电站脱硫项目中，80%采用石灰石－石膏湿脱硫工艺，其余20%份额中绝大部分采用旋转喷雾干燥法脱硫工艺。22

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国790MW机组旋转喷雾半干法烟气脱硫装置23

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

d）活性炭烟气脱汞工艺在火电厂烟气脱汞技术发展方面,美国走在世界的前列,对煤中重金属进行分析,对其中一部分电厂采用活性炭脱汞工艺。美国已有多个大机组完成烟气脱汞工程应用。24

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国堪萨斯州CouncilBluffs4号790MW机组活性炭脱汞工艺投射点25

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国堪萨斯州CouncilBluffs4号790MW机组活性炭脱汞工艺储罐26

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

第3阶段：2008年始；开始执行《美国清洁空气法修正案》二期工程，即高效烟气处理技术发展阶段。将比1990年颁布的《美国清洁空气法修正案》对污染物的控制力度更大，要求更严。其中对脱硫装置的要求如下：新上火电机组当采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺时，脱硫效率达到98％

99％，脱硫装置可用率达到99％；27

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

当采用烟气循环流化床脱硫工艺或旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺时，脱硫效率达到95％以上，脱硫装置可用率达到99%。28

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

在烟气综合治理工艺示范装置设计方面：美国执行PPII计划（火电厂改进计划），美国能源部在国内AESGreenidge4号机组(104MW机组)安装了一套组合技术环保型电厂示范装置。29

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

主要工艺路线为：低NOX燃烧器+SNCR+SCR+CFB-FGD（烟气循环流化床脱SO2、SO3工艺）+脱汞（活性炭脱汞工艺）+布袋除尘器示范装置，SO2脱除率

95%，SO3>95%，脱汞率

90%，NOX排放为150mg/Nm3。该项目2008年投运。试验成功后，多污染物控制技术将应用到国内近500个老火电机组，机组容量在50MW

600MW之间，这是美国在高效烟气综合治理方面一个重要的尝试。30

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国燃煤电厂低低温电除尘器研究工作2009年我们与三菱公司谈判，研究在中国低低温应用，三菱公司提出当时在美国要开展低低温电除尘器项目,随后美国公司开展了一些研究和试验。31安装地点

(Illinois)-32-二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

ESPHouseFGDESPHouseU.S.IllinoisPowerPlant(400MW)-33-现场测试设备烟气流量

:2000m3N/h-wet(1MW)煤

:Gateway(S：2.93%，SO2：2100ppm)脱SO2 :99%设备尺寸

:W20mxD15mxH10mSCRGGH(G/C)Wet-ESPFGDFGDWet-ESPGGHSCRDry-ESPDry-ESP-34-GGH的可靠性试验

(烟气冷却)1stSection(Top)1stSection(Bottom)2ndSection(Top)2ndSection(Bottom)FlueGasFlow运行后照片0:003:006:009:0012:0015:00InletTemp.OutletTemp.HeatMediumTemp.CoolerDiff.Pressure180160140120100806040200温度

(deg-C)2724211815129630Diff.Pressure(in-WG)初装运行后18:0015:0018:0021:000:00-35-

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国南方电力公司也通过PM浓度/H2SO4雾浓度来评价腐蚀程度，当低低温电除尘器采用含硫量为2.5%的燃煤时，灰硫比在50～100可避免腐蚀，当采用含硫量更高的燃煤时，为避免腐蚀，灰硫比应大于200。36

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国某项目评价腐蚀方法

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

湿式电除尘器在美国燃煤电厂发展

由于2006年废除了PM10要求,专门对PM2.5提出控制要求。此后在燃煤火电机组建了8台左右湿式电除尘器。采取的除尘工艺路线主要是：布袋除尘器+湿法烟气脱硫装置+湿式电除尘器38

39火电厂装机容量(MW)设计煤种烟气处理技术ElmRoad2x615匹兹堡#8FF/WFGD/WESPPrairieStates2x880南伊利诺伊烟煤FF/WFGD/WESPTrimbleCounty820烟煤与次烟煤混合ESP/FF/WFGD/WESPCWLP-Dallman200烟煤与次烟煤混合FF/WFGD/WESP

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

为什么要采取布袋除尘器+湿法烟气脱硫+湿式电除尘器或电除尘器+布袋除尘器+湿法烟气脱硫+湿式电除尘器

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国燃煤电厂安装湿式电除尘器目的（1）满足美国环保排放法规的要求。美国燃煤电厂颗粒物排放浓度控制要求依然是20mg/m3，因此首先应满足该要求。

（2）满足控制PM2.5、硫酸雾及脱汞要求。

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

美国对80个电厂的测试结果表明：

静电除尘系统的汞脱除率可达至36%布袋除尘系统的汞脱除率高达90%在布袋除尘器内，烟气与滤料表面形成的滤饼层充分接触，滤饼层如同一个固定床反应器，可以促进汞的异相氧化和吸附；热端静电除尘器在较高烟气温度下运行，不利于汞与飞灰之间的吸附和异相反应，因此脱除效果不及冷端静电除尘器。42颗粒物控制设备平均脱汞率/%烟煤次烟煤褐煤冷端静电除尘器36（0—63）9（0—18）1（0—2）热端静电除尘器14（0—48）7（0—27）无测试数据布袋除尘器90（84—93）72（53—87）无测试数据

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

43左边烟囱安装有湿式电除尘器

右边烟囱无湿式电除尘器

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

德国

德国目前火电机组采用的主要环保工艺

欧盟已经把环境保护大气排放的有害物质控制列入欧盟法律，而在德国有更加严格的环保法律——联邦环境污染防治法（BImSchG），2004年7月20日联邦环境污染防治法第13实施条例（修正）完成并开始执行。第13实施条例对新机组的粉尘、CO、NOX、SO2、SO3的排放控制要求如下。44

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

根据德国联邦环境污染防治法，对300MW以上机组有关粉尘、NOX和SO2排放控制浓度要求分别为20mg/Nm3、200mg/Nm3和400mg/Nm3（SO2+SO3），这一要求中不仅对粉尘、SO2、NOX排放提出了严格要求，对SO3排放也同时提出了要求。45

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

在FGD可靠性方面：德国标准要求机组每年不带FGD运行在100

120小时内，可以分几次运行，但FGD一次只能停72小时。针对法规要求，德国目前在目前的超（超）临界机组采用的主要代表工艺如下：46

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

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a)高效电除尘器

在大容量燃煤机组主要采用的是高效电除尘器，高效电除尘器通过增大比集尘面积、对电除尘器电源和控制部分优化、烟气流场的改进等来提高电除尘效率，保证高效电除尘器+烟气脱硫工艺后粉尘排放浓度控制在20mg/Nm3以下，据介绍，实际高效电除尘器本身除尘效率就可达到99.9%，除尘器出口浓度可控制在20mg/Nm3左右。大容量机组仍以电除尘器为主流除尘技术。484950515253

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

b）布袋除尘器除尘工艺。c）湿法烟气脱硫工艺、烟气循环硫化床脱硫工艺、旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺。54

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

德国公司在著名的黑泵电厂(2

800MW机组）、Boxberg电厂（2

800MW机组）和Niederaussem电厂（1

1027MW机组）设计过程中对环保方面的设计十分严格，环保型电厂技术主要向高效环保方面发展，采用SCR脱硝工艺+高效电除尘器＋湿法烟气脱硫工艺＋烟塔合一技术，以黑泵电厂为例，二十世纪90年代建成，后随国内SO2排放控制法规的变化，02年对脱硫系统进行改造，保证满足法规的要求。55日本

在2000年前大容量机组主要采用常规静电除尘设备，2000年后随着燃煤电厂环保治理措施技术的迅速发展和对环保的高度重视，在2002年就把脱硫、脱硝、除尘的三个规范合并成一个规范，这样便于非常系统地开展多污染物的协同减排。”这就是《排烟处理设备指南》（JEAG3603-2002），2007年又进行了修订，变成JEAG3603-2007。56

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

《排烟处理设备指南》（JEAG3603-2007）解读：1、明确了适用范围

适合发电用锅炉以及发电用燃气轮机的排烟处理系统。在排烟处理系统带有脱硝，脱硫，除尘设备时适用。对我们同时还需要考虑未来的脱汞。57

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

2、脱硝装置、除尘器、脱硫装置作为排烟处理系统的组成部分要考虑优化组合及选定的方法。

3、选定系统构成的思路

在确定排烟处理系统的构成时，要考虑锅炉设备等的烟气特性及设计条件等，以构成系统内各装置相互的协调及高可靠性。58

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

4、锅炉设备等烟气特性和必要的环保装置

在锅炉设备等烟气特性方面，根据使用燃料的不同，必须设置环境对策装置以及要对应环境规制值。59

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

5、系统构成的选定和注意事项

就系统的构成而言，希望在取得各系统协调的同时，能充分发挥每一个系统的特点，构成一个可靠性高的系统。

此外，在进行系统设计时，希望确保作为整个排烟处理设备的性能。

（1）在配置排烟处理各系统时，是否把烟气温度考虑进去了

（2）是否有防止SO3的腐蚀及防止堵塞的对策

（3）各系统除尘的分工问题60

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

6、技术路线选定的思路

过去排出粉尘的浓度要严格按照低低温EP方式、湿式EP方式进行，由于最近的简单化，系统的构成大多采用低低温EP方式。61

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

就系统的除尘而言虽然是由电除尘器和脱硫装置分担，但电除尘器掌握有主导权。

（1）脱硫装置的脱尘性能。（2）要求脱硫装置入口允许排尘浓度（=电除尘器出口粉尘浓度）（必须考虑石膏的纯度）。（3）锅炉出口粉尘浓度和脱硫装置入口允许浓度要求根据电除尘器除尘性能。

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

在日本目前运行的除尘方式：64

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

（1）低低温电除尘器技术路线（2）低低温电除尘器（+移动极板）+湿式电除尘器技术路线65

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

为适应日本环保排放控制标准的不断提高并解决SO3引起的酸腐蚀问题，日本三菱公司上世纪90年代开始研究将MGGH移至空气预热器后、除尘器前布置的新型低低温高效烟气处理技术。66低低温电除尘器工艺流程图67

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

节能效果明显。可去除绝大部分SO3。除尘效率高。击穿电压上升。可以实现最优化的系统布置。

低低温高效烟气处理技术工程应用情况

投运年份电厂名称机组(台数×容量)/MW烟囱入口粉尘质量浓度/（mg·m-3）烟囱入口SO3质量浓度/（mg·m-3）设计值实际值设计值实际值1997TohokoElectricPowerCo.Inc.(Haramachi

1)1

1000250.63.723.721998ChugokuElectricPowerCo.Inc.(Misumi)1

1000102.63.723.722000ElectricPowerDevelopmentCo,Ltd.(Tachibanawan)1

105050.73.723.722000ShikokuElectricPowerLtd.(Tachibanawan)1

70050.83.722002HokkaidoElectricPowerCo.Inc.(Tomatoh-atsuma

4)1

70082.23.723.722003SumitomoJointThermal(Nyuugawa)1

250101.93.723.722004TokyoElectricPowerCompany(Hirono)1

60053.43.723.722004KobeSteel,Ltd.(Kobe)1

70054.53.723.722007SumitomoMetalMining(Kashima)1

5005-3.72-

---移动极板电除尘器

移动极板系统，能够利用旋转刷和移动的收尘极板去除捕集的粉尘，从而防止电晕，移动极板系统能有效地收集高电阻率的粉尘。该系统较之传统的固定电极系统更为紧凑，用电量也更小。70

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

714.03.02.01.010111012101310145.0粉尘的电阻率ρ（Ω-cm）电除尘器收尘面积指数高比电阻粉尘反电晕形成区域移动电极固定电极

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

相马共同火力发电（株）敬启/新地1号（1994年,1000MW机组）72

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

日本粉尘超低排放控制技术路线发展历程及湿式电除尘技术发展：（1）电除尘器+湿式电除尘器（碧南1、2、3号3台700MW机组，91年、92年93年投运）（2）低低温电除尘器（1997年

2009年）（3）低低温电除尘器+移动极板+湿式电除尘器（碧南4、5号2台1000MW机组，2009年、2010年投运）。73

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

74

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

电厂碧南1号机组碧南2号机组碧南3号机组控制污染物粉尘S03粉尘S03粉尘S03湿式电除尘器入口25.3126126.51湿式电除尘器出口50.150.150.1除尘效率80.2%90%80.8%90%81.1%90%75碧南1、2、3号3台700MW机组污染物控制

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

碧南4、5号机组2

1000MW机组湿式电除尘器

处理气体量（wet） 3,116,500Nm3/h

烟气温度 50℃ 进口粉尘浓度 ≦5.0mg/Nm3

出口粉尘浓度 ≦2.0mg/Nm3

除尘率 60%

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

2、国内燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用（1）华能集团华能集团开展了大量的燃煤电厂烟气治理技术的研究，提出环保改造有关的指导意见或方案2个：（1）烟尘华能火电厂烟尘达标排放技术指导意见（试行稿）；（2）华能集团重点控制区燃煤机组烟气清洁化实施方案。77

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

（1）华能火电厂烟尘达标排放技术指导意见主要内容如下：

采用多种电除尘器技术进行提效，并将脱硝、除尘、脱硫等作为一个整体统筹考虑，发挥脱硫对除尘的协同控制作用，实现烟尘达标排放。

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

烟尘达标排放技术路线a.电除尘器改造技术：包括除尘器本体增容、低低温烟气换热器、流场优化及电场分区供电、高效电源、控制二次扬尘b.电袋及布袋除尘器c.湿式电除尘（雾）器d.协同除尘

在采用高效除尘设备时，需综合考虑脱硝和湿法脱硫对烟尘排放的影响，进行烟气综合治理。79

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

烟气脱硫

充分发挥湿法脱硫的除尘效应。脱硫增容提效改造时，可考虑降低脱硫塔内烟气流速到3.6m/s以下、增设浆液托盘及增设除雾器级数等措施，提高脱硫除尘效率。脱硫系统不进行增容改造时，如脱硫除尘效率偏低，需进行提高脱硫除尘效率的脱硫完善改造。80

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

4）烟尘达标排放管理a.除尘器改造可研报告编制

除尘改造可研报告需委托有资质单位按照《华能火电厂电除尘器改造可研报告及审查要求》编制，通过现场测试对燃煤、除尘器及脱硫除尘等现状进行综合评估，将脱硝、除尘、脱硫等系统作为一个整体，研究对烟尘协同控制的方案。81

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

b.除尘器改造可研报告审查

在审查除尘器改造方案时，还应综合考虑脱硫、脱硝和烟气余热利用等除尘的影响，对除尘改造范围和工艺等进行整体评审，确定最佳的综合改造方案。

c.煤种管理

不同煤种对烟尘控制的影响程度不同，电厂应做好计划调运工作和利用煤场混煤设施，合理控制除尘器的运行煤种。82

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

d.运行管理

烟气脱硝、除尘器及烟气脱硫等系统采取烟尘协同控制措施后，电厂应加强其运行操作、监测、检修和维护等管理工作，确保烟尘达标排放。83

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

华能集团重点控制区燃煤机组烟气清洁化实施方案

重点提出燃煤机组达到特别排放限值或燃机标准改造的可行技术路线。

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二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

清洁化技术路线

燃煤机组改造通常针对国家火电厂环保排放标准中的三个主要污染物：NOx，烟尘及SO2进行。主要改造内容涉及低氮燃烧、SCR脱硝、除尘及脱硫改造。85

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

煤燃烧生成单个污染物需要多个设备协同治理，所有污染物的脱除需要一体化考虑。清洁化改造的整体策略为：排放达标、一炉一策、设备协同、任务分担。86

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

达到特别排放限值技术路线

1）烟尘控制技术路线

烟尘的控制受多种因素的影响，特别是在目前极严格的环保要求，已经不是一个除尘器能解决的问题，各个相关环节都必须整体考虑。需采用协同控制技术，建立整个机组烟尘控制大系统，加强协同，才能达到烟尘可靠达标、机组节能优化运行的节能减排目的。

烟尘控制系统根据不同的机组配置可有多种系统组成，根据目前国内的烟尘控制状况，主要有以下两种系统。87

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

系统一：锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器

系统二：锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫

当需要达到“特别排放限值”时，两种系统都可能采用，应根据具体情况综合分析其技术、经济性再选定方案。88

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用2）二氧化硫控制技术路线

脱硫装置不设置回转式GGH，已设置的需拆除。对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的机组，当燃煤含硫量较低时，现有的单塔升级即可满足排放要求。对于FGD入口SO2浓度大于4000mg/m3机组，为达到净烟气50mg/m3排放标准，要求脱硫效率98.8%，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增强气液传质措施，单塔技术也可以满足要求。对于FGD入口SO2浓度大于5000mg/m3，要求脱硫效率需稳定运行在99%以上，可以采用串塔技术。89

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用3）氮氧化物控制技术路线

(1)通过低NOX燃烧技术将燃用烟煤的锅炉NOX控制到250

350mg/m3；燃用贫煤的锅炉NOX控制到500mg/m3

600mg/m3；采用W火焰炉燃用无烟煤的锅炉NOX控制到800

1000mg/m3。

(2)在炉后增设SCR装置，反应器根据入口浓度的不同按“2+1”或者“3+1”模式进行设计。

(3)对于小容量机组锅炉，由于SNCR工艺脱硝效率能达到40%

50%，对于NOX排放浓度较高的机组，可以考虑采用SNCR工艺作为SCR方案的补充。90

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

达到燃机排放标准技术路线

除尘技术方案

根据目前国内的烟尘控制状况，主要采用了下述技术路线：高效除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器。现有的高效除尘器（含低低温电除尘器、高效电源、分区供电、振打优化、流场优化等）可以烟尘排放降低到30～40mg/m3，经过湿法脱硫再降低到15～20mg/m3，最终通过湿式电除尘器满足5mg/m3的排放要求。91二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用2）脱硫技术方案

当燃煤含硫量较低时，现有的单塔升级即可满足超净排放要求。对于FGD入口SO2浓度低于3000mg/m3机组，为达到净烟气35mg/m3排放标准，要求脱硫效率98.8%，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增强气液传质措施，单塔技术也可以满足要求。对于FGD入口SO2浓度大于4000mg/m3，为达到净烟气35mg/m3排放标准，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。可以采用串塔技术，一级吸收塔脱硫效率80

90%，控制一级吸收塔出口SO2浓度到500

700mg/m3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35mg/m3以下。92二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用3）脱硝技术方案

烟气脱硝SCR装置能够长期稳定运行的脱硝效率最高约90%。燃用烟煤的锅炉低氮燃烧器改造后NOX能控制到250

350mg/m3；燃用贫煤的锅炉NOX控制到500mg/m3

600mg/m3；采用W火焰炉燃用无烟煤的锅炉NOX控制到800

1000mg/m3。200MW等级以下的锅炉采用SNCR能达到40%

50%左右的脱硝效率；300MW等级以上的锅炉SNCR脱硝效率只能达到20

30%之间。针对燃用烟煤的机组，通过低NOX燃烧器改造后将NOX控制到400mg/m3以下；同时通过控制煤质、配煤等手段，减少NOX波动，再利用90%效率的SCR装置将NOX减排到50mg/m3以下。93二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

针对燃用贫煤的机组，通过低NOX燃烧器改造后将NOX控制到400mg/m3

600mg/m3以下，可以另外增加一套约30%效率的SNCR，进一步降低进入SCR装置的NOX浓度，再利用90%效率的SCR装置将NOX减排到50mg/m3以下。

对燃用无烟煤的W型机组，通过低NOX燃烧器改造后将NOX控制到800mg/m3

1000mg/m3。考虑设计双级反应器，每一级反应器的脱硝效率按80%进行考虑，两级反应器之间的联络烟道再增加氨喷射系统，并通过强烈的扰动来增加NH3/NO的均匀混合。理论上可以将讲NOX控制到50mg/m3。但是，即使此路线可行，炉后空间、钢架结构都会有限制，实现改造的技术难度较大。94二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

清洁化改造实施方案

玉环电厂在重点控制区域内，不在重点城市内，但根据浙江省的要求，按燃气机组排放标准执行。西安、渭南和乌鲁木齐根据地方法规要求按照特别排放限值执行。在北京、天津、上海和浙江四个排放控制最严格的地区有5个电厂、21台燃煤机组。另外，根据山东省的要求，黄台电厂和辛店电厂一共6台机组也要按照燃机标准进行环保改造。95二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用工程改造实例1：

华能珞璜电厂2台360MW机组，采用锅炉+SCR+ESP+FGD工艺路线，为满足污染物排放新标准的要求，对除尘器进行改造，电厂利用引风机和除尘器之间的空间增加电场，将原单室双列三电场除尘器改造为单室双列五电场布置。同时为了降低除尘器内的烟速，采用同时加高、宽的方法增大除尘器横断面。

除尘器出口排放浓度保证效率:40mg/Nm3(标态)<99.933%实际烟尘排放总浓度为31.21mg/Nm3，达到40mg/Nm3的设计要求。96二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

工程改造实例2：华能北京热电5台84.5万千瓦机组，燃用低灰烟煤，原采用锅炉+SCR+ESP+FGD工艺路线，后对除灰系统改造，采用低低温烟气换热器+三相电源+电场加高扩容+旋转电极等措施，控制除尘器出口烟尘到约15～20mg/m3。97

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

工程改造实例3:山东黄台电厂8号机组（1

300MW机组）原采用锅炉+SCR+ESP+FGD工艺路线，后增加湿式电除尘器2013年12月25日该机组湿式电除尘器投运，现已运行180天以上，各项性能指标优于设计值。烟尘排放浓度:6.85mg/m3

PM2.5排放浓度：0.95mg/m3

PM2.5脱除效率：

80%

总汞脱除效率：

37%

除尘器阻力：335Pa，每天冲洗一次，每次冲洗10m398

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

99

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

（2）华电集团

火电厂烟尘达标排放技术指导意见

针对华电集团所属火电厂现有除尘设施的运行现状，除尘设施改造应按照“协同脱除，充分发挥湿法脱硫系统除尘效果，严格控制雾滴排放”、“先电后袋，优先考虑电除尘器提效改造，原除尘器运行状态较好的机组优先考虑高效电源和分区改造，在高效电除尘器改造空间受限或投资过高时，可采用袋式除尘器改造方案”、“有条件的机组可考虑低低温除尘技术”、“有特殊排放要求的地区可考虑湿式电除尘器技术”的原则。100

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

工程应用实例：句容电厂21000MW机组新建工程

采用锅炉+SCR+ESP+FGD工艺路线，除尘器采用4+1旋转电极电除尘器，并在吸收塔出口设置烟道除雾器，在保证降低雾滴含量的条件下，同时降低了粉尘排放浓度，经当地环保部门测试，烟囱入口粉尘排放浓度17.3mg/Nm3。101

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用102

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用103二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用104

工程改造实例：华电淄博6号300MW机组湿式电除尘器应用原采用锅炉+SCR+ESP+FGD工艺路线，改造增加湿式电除尘器。设计入口烟尘浓度<70mg/m3，出口烟尘浓度小于15mg/m3。华电电科院于2014年2月22日和2月23日进行现场测试：当入口烟尘浓度3149mg/m3

时，出口烟尘浓度5.06.7mg/m3，效率达88.20%。

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

（3）大唐集团主要采取整体打捆招标的方式，92个机组统一招标，大多数是电除尘改造和电源改造，也有湿式电除尘器及少数低低温电除尘器。105

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用工程改造实例:福建宁德电厂4号炉烟气余热利用-高效低低温低低温电除尘器项目

结合实际场地条件，在除尘器的进口喇叭处和前置的垂直烟道处分别各设置一级烟气余热利用节能装置，换热介质通过换热管路串联连接，采用汽机冷凝水与热烟气通过烟气余热利用节能装置进行热交换，使得除尘器的运行温度由按150℃下降到95℃左右。垂直段换热装置将烟温按150℃降至115℃设计计算，水平段换热装置将烟温按115℃降至95℃计算。106二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用107二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用在烟温为150℃工况下，经换热装置后的降温幅度平均达到50℃以上，烟气粉尘比电阻下降明显。除尘器性能测试表明：在增设换热装置后，粉尘排放从原约60mg/Nm3下降到20mg/Nm3，除尘效率有效提高。SO3脱除测试表明：在增设换热装置后,SO3脱除率达到73.78%。热力系统试验表明：在600MW负荷时，汽机的热耗下降52kJ/kWh以上；在450MW负荷时，汽机的热耗下降69kJ/kWh以上。108二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用（4）国华电力

提出了前置式低（低）温省煤器改造原则性意见前置式低（低）温省煤器+烟气再加热器

前置式低（低）温省煤器+烟气再加热器布置方式，烟气再加热器布置在脱硫出口烟道，烟囱之前。低（低）温省煤器吸收烟气的热量，提高管内水温后进入烟气再加热器，烟气再加热器管通过热交换，加热来自脱硫出口的低温烟气后，进入烟囱，达到消除或减轻烟囱冒“白烟”现象，109二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

110

二、国内主要火电集团燃煤电厂烟气治理工艺路线

基本原则

9个

安全原则。

环保原则。前置式低（低）温省煤器布置在电除尘之前的烟道内，可降低飞灰比电阻和烟气温度，以提高电除尘器收尘效率，实现电除尘器“低温除尘增效”的功效。为了保证机组烟尘排放≤5mg/Nm3的目标。111

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

经济原则。降低锅炉排烟温度的技术路线是：首先，开展锅炉燃烧调整和空预器密封治理，降低锅炉排烟温度。其次，再考虑烟气余热回收利用。在保证系统运行可靠的前提下，对低（低）温省煤器温降、换热温差、防磨、投资等综合优化，确定换热面积，控制换热面金属管材的使用，提高投资回报率。112

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

可靠原则。所有设计参数的选定、设备及系统设计须考虑机组长期的运行可靠性。低（低）温省煤器应有泄漏监控报警和温度报警装置，一旦发生泄漏等故障情况，具备快速处理技术手段，根据具体情况，能有效隔离部分或全部系统；低（低）温省煤器水侧和烟气侧进、出口均设有温度测点，系统时时检测烟气冷却器进口水温和出口烟温情况，一旦出现水温或烟温过低时，及时启动控制方案并报警提示。113

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

优化原则。低（低）温省煤器的特点是回收热量的能级较低、传热温差较小。因此，需要精确设计和优化低（低）温省煤器取、回水的位置、流量和温度，保证在多工况下与热力系统综合最佳耦合。争取在不利的条件下，尽可能取得最大的节能效果。

系统性原则。要求低（低）温省煤器回收热量与除尘技术工艺统筹考虑，兼顾上、下游设备匹配和影响，尽可能使系统简单，控制便捷。114

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

有限腐蚀原则。要以“有限腐蚀”作为设计原则，同时控制壁温在低腐蚀速率区域，换热器管束选用耐磨损、耐腐蚀的钢材，根据年腐蚀速率，确定基管壁厚，需要换热管束设计寿命不小于13年。优化换热管制造工艺，保证换热管焊缝不与烟气接触。115

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

关联原则。低（低）温省煤器改造前，应对电除尘器进行评估。低（低）温省煤器改造中，电除尘器应进行防腐、防止积灰板结改造。电除尘器电源改造，应结合低（低）温省煤器改后综合考虑。

除尘分担原则。系统性的考虑电除尘器、脱硫、湿式除尘器的各自除尘效果，总的除尘效果是这些设备共同分担的结果。116二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

煤质要求：锅炉设计煤质，保证煤含硫量不大于0.8%，最大含硫量不大于1.0%，灰分不小于9.0%，灰显碱性。117二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用工程实施主要案例：国华舟山电厂二期1

350MW机组神华国华舟山二期燃煤机组1

350MW机组“近零排放”项目通过168小时运行移交生产。采取的主要技术路线：控煤（S0.8%，A20%）

低NOX燃烧器+SCR+五电场（4+1）移动极板电除尘器+海水脱硫工艺+湿式电除尘器；主要环保指标经浙江省环境监测中心检测：烟囱入口烟尘排放浓度：2.55mg/m3;烟囱入口SO2:排放浓度：2.86mg/m3;烟囱入口NOX:排放浓度：20.5mg/m3;

118

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用各段烟尘浓度测量情况：电除尘器出口：16.5mg/m3;海水脱硫装置出口：10mg/m3;湿式电除尘器出口：2.55mg/m3。119二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用（5）浙能集团

最早提出超低排放的国内火电集团公司。

二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

工程应用实例：六横电厂新建工程2×1030MW超超临界燃煤机组采用锅炉+SCR+低低温ESP（旋转电极)+FGD+WESP+管式GGH技术路线，各项指标满足燃机电厂限值排放要求。121二、燃煤电厂烟气治理技术研究与工程应用

3、国内关于脱硫塔除尘效率的提高研究

根据国外经验，脱硫塔平均除尘效率80%左右，而我国的脱硫塔除尘效率在3056%之间，与国外有较大的差距，主要原因已经分析清楚：塔内流速、塔内流场特别是上下层喷淋层流场、喷淋密度、除雾器设计与制造质量、上层喷淋层距塔顶位置等，国内正在开展新建机组吸收塔除尘效率提高的研究和工程经验总结工作。122三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望123三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望

在国内大规模推进燃煤电厂烟气脱硫、脱硝、除尘的同时，我们应注意到燃煤电厂面临烟气治理更多的技术研究与工程应用课题。比如：烟气脱S03、PM2.5和汞以及有关废水处理方面的课题研究。

三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望125（1）关于烟气脱汞方面的研究环保部对我国燃煤电厂汞污染控制提出了明确要求：一是要摸清底数，建立我国典型燃煤机组排放清单的计算模型，开展燃煤电厂大气汞排放在线监测试点工作，准确掌握燃煤电厂大气汞排放第一手数据。二是要进行脱汞技术示范。要尽快开展试点工程，结合烟气脱硫、脱硝、除尘工作，开展同时脱汞的多污染物协同控制示范工程，并进行系统的技术、经济和环境效益评估。三是要通过试点示范，提出燃煤电厂大气汞污染控制技术政策和经济政策的建议。四是要将燃煤电厂大气汞污染防治工作纳入各集团公司的“十二五”规划，落实项目和资金安排，制定有针对性的措施。三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望126

在这个背景下，五大电力集团都在积极开展燃煤机组烟气脱汞示范项目的相关工作,全国16个电厂作为示范电厂。发电集团电厂华能福州电厂高碑店热电厂榆社电厂大唐托克托电厂阳城电厂禹州电厂华电大方电厂武乡电厂永安电厂国电北仑电厂天津国电津能热电厂小龙潭电厂中电投外高桥电厂合川电厂通辽电厂国华三河电厂

三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望

127Limestone

三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望128研究者从15个主要采煤省采集了176个煤炭样品，并从20个电厂采集了炉前煤，分析结果：省份平均值最小值最大值山西0.150.030.63内蒙古0.180.011.53陕西0.250.011.13四川0.340.210.54重庆0.410.160.78贵州0.210.012.25云南0.080.020.26辽宁0.100.040.16黑龙江0.030.010.05山东0.160.050.39河南0.130.050.26江苏0.180.110.30安徽0.200.080.41河北0.170.040.45新疆0.020.010.06甘肃0.180.040.33煤中汞含量及煤质的影响—中国煤中的汞三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望129

根据电厂的测量结果，烟煤燃烧产生的烟气中，汞以氧化态为主；次烟煤燃烧产生的烟气中，氧化态与元素态汞的比例大约相当；而褐煤燃烧产生的烟气中，汞以元素态为主，这与褐煤卤素含量偏低以及飞灰组成的差异有关。因此，控制褐煤燃烧产生的汞污染的难度最为艰巨。

三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望

添加卤族添加剂的方法，可提高烟气通过各种污染物控制设备时的脱汞效率：在工程应用中，常采用的是在输煤皮带和煤粉管道上喷射卤素（一般为CaBr2）。另外，新提出的一种技术是在布袋除尘器的膜上添加氧化剂。130三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望美国PleasantPrairie燃煤电厂测试结果：600MW，燃PRB次烟煤，安装有SCR、ESP和WFGD向煤中添加25mg/kg的添加剂后，汞脱除率持续维持在92%-97%。131三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望吸附剂喷射技术所使用的吸附剂分为三类：未处理的吸附剂，例如活性炭（activatedcarbon，AC）；特殊处理的吸附剂，如溴化活性炭；自产生的吸附剂，如未燃尽碳和飞灰。烟道活性炭喷射技术（ACI）是目前最为成熟的主动脱汞技术，在垃圾焚烧炉汞排放控制中取得了较好的效果；目前在美国，一些ACI设备已投入运营。有些电厂使用的是未处理的活性炭；有些电厂为减少活性炭用量，提高脱汞效率，使用的是特殊处理的活性炭。新研制的活性炭对汞的吸附能力不断提高。132三、燃煤电厂烟气治理技术未来发展展望

向除尘器之前的烟道中喷入活性炭，使活性炭在伴随流动过程中不断吸附烟气中的汞