超低排放课件

燃煤电厂烟气超低排放应用研究HuazhongUniversity,Collegeof

ArchitectureandEnvironment目录背景现状积极意义问题建议技术路线背景现状2012年以来，中国东部地区连续出现严重的灰霾天气。火电行业产生的一次与二次PM2.5是重要的工业排放源，控制燃煤电厂排放的大气污染物成为治理灰霾天气的首要举措。中国是世界第一煤炭消费国，2012年我国火电行业排放二氧化硫883万吨、氮氧化物948万吨、烟尘151万吨，分别占全国总排放量的41.7％、40.6％、12.2％。国务院“节能减排十二五规划”指出，要推进电力行业脱硫脱硝及大气中细颗粒污染物（PM2.5）治理，加大工业烟粉尘污染防治力度，对火电、钢铁、水泥等高排放行业以及燃煤工业锅炉实施高效除尘改造；大力推行清洁生产，到2017年底重点行业主要大气污染物排放浓度下降30％以上。进入2014年7月，被称为“史上最严”的中国火电大气污染排放新标准开始执行——《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）背景现状超低排放——近零排放——趋零排放国内外对燃煤电厂大气污染物超低排放尚无统一规定，我们认为应该以发展的眼光来看待这个问题，应该结合不同时期、不同设备的生产制造水平和能力以及不同的外部因素来进行定义。就当前国内排放的情况，符合燃气轮机的排放标准即可称之为“超清洁”。当然，随着国产设备的更新升级，或许在不远的将来，可以赋予“超清洁”排放更新的内涵，最终达到“近零”排放的标准。定义：通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤火电机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。各国污染物排放限值美国NOX：117mg/m3SO2：160mg/m3PM：22.5mg/m3背景现状日本NOX：200mg/m3SO2：200mg/m3PM：50~100mg/m3欧盟NOX：200mg/m3SO2：200mg/m3PM：30mg/m3污染物项目旧标准GB13223—2003新标准GB13223—2011燃煤锅炉特别排放限值天然气燃气轮机组排放限值氮氧化物650mg/m3100mg/m3100mg/m350mg/m3二氧化硫400mg/m3200mg/m3（现有）100mg/m3（新建）50mg/m335mg/m3烟尘50mg/m330mg/m320mg/m35mg/m3超低排放有助于切实改善环境质量。我国环境问题的根源是排放量过大，二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘，这三项常规指标排放量中，燃煤电厂排放占全国排放总量的1/3。有效降低燃煤电厂的排放水平，可以显著减少这3项主要污染物的排放量，对改善环境质量具有积极作用。。实施超低排放的意义积极意义超低排放有助于推动技术进步。工业企业是大气和水污染物排放的主要源头。超低排放低于标准限值，追求超低排放可以刺激企业加大在脱硫、脱硝和优化燃烧等新技术上的研发，倒逼企业引入新技术和环保产业设备，以更先进的技术和设备实现污染物排放量的降低，不断提升自身治理水平。有助于解决我国面临的资源瓶颈问题。许多城市将治理大气污染的出路瞄准“煤改气”，但是往往受制于气源不足的问题。2013年中国天然气的产量达到1210亿立方米，消费量却达到1692亿立方米。超低排放为燃煤企业的生存发展提供了一种新思路，也有助于缓解我国燃气供应压力。积极意义国家发改委、国家能源局、环保部等部门2014年9月12日联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》意旨在全国范围内推广超低排放技术东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组的排放限值中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值山西、浙江等地分别出台扶持政策，通过电价补贴、改造奖励等举措，进一步推动超低排放。在政策利好的情况下，一股超低排放的建设或改造风，迅速从广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等地席卷全国，“星星之火”渐成“燎原”之势。技术路线超低排放控制技术1、烟尘控制技术目标限值：5mg/m3电除尘器配高频电源＋湿式电除尘器（或）低低温电除尘器控制技术1322、SO2控制技术目标限值：35mg/m3选择低硫优质煤+高效湿法脱硫技术3、NOX控制技术目标限值：50mg/m3炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术技术路线电除尘器高频电源：是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。基于脉冲工作的高频电源在提高除尘效率、节约能耗方面具有显著效果。高频电源工作在纯直流方式下，可大大提高粉尘荷电量，从而提高除尘效率。烟尘排放控制技术目标限值：5mg/m3电除尘器配高频电源＋湿式电除尘器（或）低低温电除尘器与工频电源相比，采用高频电源——降低烟尘排放40%~60%——可节约电耗40%～80％高频电源是属于恒流源性质的电源，在电尘器出现放电击穿时，电流近似保持不变，并且能在极短时间内停止供电，从而减小火花功率，是目前各种除尘器电源中产生火花能量最小的电源，尤其适合在湿式电除尘器中应用，可避免对湿式电除尘器中的阳极烧蚀。技术路线WESP与DESP差别——清灰方式DESP——机械振打、声波清灰等WESP——采用冲刷液冲洗电极，在极板上形成连续的液膜，使粉尘随着冲刷液

的流动而清除烟尘排放控制技术将水喷至极板上将烟尘冲刷到灰斗中随水排出，可以避免已捕集烟尘的二次飞扬，不受高比电阻粉尘的影响，可达到很高的除尘效率达到很高的除尘效率，同时还可以消除“石膏雨”现象。从美国的资料以及日本电厂运行情况来看，湿式电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中PM2.5等细颗粒物，烟尘排放浓度控制在5mg/m3以下，酸雾去除率超过95%，对汞的控制效果也很明显。技术路线烟尘排放控制技术

湿式电除尘器是一种在一级除尘器和湿法脱硫后增设的二级除尘设备，从技术路线上可分为两类，一种来源于日本，用来治理燃煤电厂烟气中烟尘的湿式电除尘技术，一种是来源于化工领域，用来治理废气中酸雾滴的湿式电除雾技术。技术路线日本20世纪90年代末低低温电除尘技术

低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热回收装置（GGH）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点温度以下，一般在90℃左右，使烟气中的大部分SO3在低温省煤器或GGH中冷凝形成硫酸雾，黏附在粉尘上并被碱性物质中和，大幅降低粉尘的比电阻，避免反电晕现象，从而提高除尘效率，同时去除大部分的SO3，当采用低温省煤器时还可节省能耗。烟尘排放控制技术技术路线二氧化硫超低排放可采取先调控再改造的推进思路。已建电厂——增效改造新建电厂——改用新设施增效改造新设施脱硫增效剂石灰石粉喷淋层数浆池容量单塔双循环串联吸收塔双托盘技术U型塔二氧化硫排放控制技术目标限值：35mg/m3选择低硫优质煤+高效湿法脱硫技术技术路线二氧化硫排放控制技术传统石灰石-石膏湿法脱硫工艺双塔串联工艺：指烟气依次经过两级逆流喷淋塔，对前塔出口的净烟气再次进行喷淋脱硫，以达到出口SO2浓度达到标准的目的。占地面积大、系统阻力大、投资高单塔多层喷淋工艺：在普通的逆流喷淋塔的基础上，通过增加喷淋层数的方式增加液气比，以提高脱硫效率。一般喷淋层总数达到5～6层，甚至达到7层。相应的需要增大浆池容积，同时氧化风机所需的压头也相应提高。节约了占地面积，但脱硫剂利用率降低、亚硫酸钙的氧化率不稳定单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫工艺经历了两次SO2脱除+两级浆液循环一级循环：在较低pH值条件下运行，保证吸收剂的完全溶解和石膏的充分氧化，为石膏脱水系统的运行提供了良好条件，能得到优质的石膏副产物，并降低氧化风机电耗二级循环：保证SO2最终的脱除效率，而不用追求亚硫酸钙的氧化和石灰石溶解的彻底性，同时也不用考虑石膏结晶大小问题2级循环分别设有独立的循环浆池、喷淋层技术路线二氧化硫排放控制技术相互独立的两级浆液循环过程，可以满足氧化、吸收不同阶段对不同浆液性质的要求，分步控制了工艺反应过程同时避免了影响运行的各工艺参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，能快速适应煤种变化和负荷变化对于高含硫量烟气或者对脱硫效率要求特别高的项目是非常适用的技术路线低氮燃烧器控制NOx生成

SCR技术脱除烟气中Nox低氮燃烧后NOx浓度250mg/m3+SCR脱硝效率85%

→NOx排放浓度37.5mg/m3燃用挥发份较高的烟煤时先进的低氮燃烧后NOx浓度200mg/m3以下+SCR脱硝

→NOx排放浓度30mg/m3以下目标限值：50mg/m3炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术加大运行过程中的脱硝喷氨量，可将脱硝效率提高5～7个百分点。催化剂填充模式：2+1或3+1

通常燃煤发电机组脱硝设施设计催化剂填充层共三层，新建投运的机组实际填充两层，一般在机组脱硝运行达到三年时增加对另一层的填充，再过三年更换最早填充的其中一层，依次每三年更换一层填充。在此条件下，脱硝效率不低于80%。实施三层均填充催化剂，并将更换周期调整为每年一层，三年全部更换一遍，可将脱硝效率提高5个百分点以上。控制氮氧化物：燃用高挥发分烟煤，采用先进的低氮燃烧技术，NOx产生浓度控制在200mg/m3以下，选择SCR脱硝技术，设计3+1层催化剂，确保3层运行氮氧化物排放控制技术技术路线

氮氧化物排放控制技术SCR（SelectiveCatalyticReduction）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

（1）2NO2+4NH3

+O2→3N2+6H2O

（2）在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx在烟气中的浓度较低，故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。技术路线超低排放路线的发展过程欧洲燃煤电厂超低排放路线热烟气通过SCR选择性催化脱硝，干式电除尘器DESP除尘前利用空预器使烟气温度降到120~140℃。为提高脱硫效率和控制水雾排放，在湿式脱硫FGD塔前后加装热交换器GGH，使烟气温度降到70~90℃再进入脱硫塔，脱硫后的烟气从60℃左右再加热到70~90℃排放。20世纪90年代初日本电厂超低排放路线日本为控制烟尘排放不高于10mg/m3，在传统工艺路线的基础上，加装了湿式电除尘WESP。WESP安装在脱硫塔FGD后、烟气加热交换器GGH前。技术路线在电除尘器前布置低温省煤器，具有节能的效果，是目前国内采用在电除尘器前布置GGH，将烟气温度降低，同时将烟气中回收的热量传送至湿法脱硫系统后的再加热器，提高烟囱烟气温度，该工艺路线在日本应用非常广。问题建议针对超低排放的质疑无法可依，无强制力目前，我国推行的火电厂大气污染物排放标准，没有对企业做出超低排放的要求。

一些观点认为可以通过修订标准，严格标准的途径迫使企业做到与燃气一样的排放标准——？我国目前的标准和特别排放标准均已经达到国际水平，严于其他很多国家标准的修订要根据社会发展的整体水平而定，要综合考量经济的可行性和技术的可达性，能够满足环境质量的要求等几项原则。而也就使得现阶段超低排放没有合适的法律