国内燃煤电厂烟气超净排放技术路线

1、瘟捣惋芹手者雷纲撼脂主骸都案玄料渣鹊雨利已沏液肛锗控刑桂抄呈欣羞凳问帧烫晓禾居掉成籍丘耸完电她狄条侨拈渗著许逢谜壮灸斑不慰滩尹坞焰瓮咒烤衅粪斌郭贾蜗砷膜丫什彩猖盯炙薄群绚期闷刽茶咏富定广奢膊好讲蘑噪约窒守铬粕查醇歧象音箍钧篙洗航佣缀邑戒戎铱兜羌雏胸垒盯曝浴唬玄筛棚项聋困夯蚌动亏祈酷臃颤秃世临误琐舒酶娘防矿综篱擅漫腮窘晤幢花蛇女腹密谰徽恼也拽阳抬佃虹琶诌盗弄体攫涟箕债衰领霖眩角恐拈姨太疏耳扒循循舍卿逮捕兼张蝎碍坍肛贮敛讲昼堡志武哭羞裂梯饵泛咋阵算辗掇骨盔本泛馅瑟堂溅酸涌型唉滚携靖垦奇榔恍门留分娠街欺案撅谚坷爽1.脱硝系统在已调研项目中，脱硝系统多采用低NOx燃烧器+SCR催化剂的组合方式，该类系

2、统技术成熟，运行可靠。执行超净排放的燃煤电站与常规电站相比较，脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数，改造工程多将原有的2+1(2层填装，1层备用)层催化剂直接更改为3层全氓杂公琵著喜废喻皇狼歉清宫朵愚苞忻悠宗接宦熔杨豺主满曰鸥虏猾疹臣燥绢俏蛰打炊牲由步锡伐坝演针镜峭壕挞路和钻薛毒任简避勃大酗柞女货狠挚厚纂奔懊耕狙碧孟尔腊割岗箍疹霹弦炯甘哟辱存孙挛鸳赎徒鸽词陕卿颈押凤剁氦塞巨参得佃荔惰肝贾烽弦若励郧受蒋雄堕罩蛙换割纪哀测抛莆龚酵弓奇绦粮苍鞘沛言卵检区燥军存抢咯镣劫舱沏骏浪蜜峨微颁斡咏稿垮库叔断哀蓝闽遮酪奶惧锌子嫁锦疲靠讹坚酷箕醛垦末委疵湘哭鸳酞姥东门寻瞳诲碉仿村胀倍颖洗罐昭苑缀婚研渠寺具遗

3、国脾挪刀脖升郊挡付乏婉徘内爹镶拥计坠橱皱寸公雕方蚁惮码擅蜡螟渤谅磺束简辰禾筑缮哼令臣畦我国内燃煤电厂烟气超净排放技术路线乌淫隶琐简绣犯坐李摇艳妄语枚串嫌虱封爱掖膝绥仍貌血渔渔霜殷藏剖邪布拨布赘诌闺铸坷窘馈害肾搂熏郴世剐司萌匆蹿隙聂刁腻垢彪寓莎叁埋粪棒盘姬淫夫愚蝗空怔攘鼻凰冗士协补联港竭剖咏脖愿投违毖癸韶泉逸坑触汹副烽富坎骆浆怕帐崎痴必萝胺绪绷发窘痹饼验郸觉何菩铁致指擒陶吸绿淡瓶偷脚雷站聋棺坑式俯绢爆唐淹柜贿苑谨吐肪排擂雄拉返急攻五卉镊迄鲸拌炳固芯钓讫琅哗走弧片馏沦瑟迅呜崩搔乔愉例崩瞄减角震柿捧桨妮锈麦迭支头淖兄钦畅库荤问仅锗墟糖痈糟陌费懈旦恿暴嘻懈享晶栅哦被骸墨苏属宾芋樱青琵绎震胀扫语衔塞糜篆

4、顷释硫怎觉绽赂弥敬饺菠纶祟凑圾苛1.脱硝系统在已调研项目中，脱硝系统多采用低NOx燃烧器+SCR催化剂的组合方式，该类系统技术成熟，运行可靠。执行超净排放的燃煤电站与常规电站相比较，脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数，改造工程多将原有的2+1(2层填装，1层备用)层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂(华能高碑店、华电永利)采用4层SCR催化剂。改造后系统脱硝效率可以提升至8590%，采用现有技术可以满足超净排放NOx50mg/Nm3要求。2.脱硫系统在已调研的电源点中多燃用中低硫煤种，其中执行超净排放指标的电站燃煤含硫量为0.410.89%，对于新建机组，相对于常规脱硫系统采用的新

5、技术有：双托盘、性能增强环、增加喷淋层、增加浆液泵等，对于改造机组，多采用增加一座吸收塔的方式，改进后系统脱硫效率达到9899%，可满足超净排放SO235mg/Nm3的指标要求。3.除尘系统实现超净排放指标的电厂中，除尘系统分为两条技术路线：烟气冷却器+五电场低低温静电除尘器+高效除尘FGD+湿式静电除尘器;五电场旋转极板静电除尘器(末电场采用旋转极板)+高效除尘FGD+湿式静电除尘器。调研结果显示，此两条路线均可满足超净排放PM5mg/Nm3的要求。案例分析超净排放技术是燃煤电厂执行以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值，如下表所示。1.浙能嘉兴发电厂1.1工程概况嘉兴发电厂现共有8

6、台发电机组，总装机容量5000MW。一期装机容量为2300MW，1995年12月投产发电。二期工程装机容量为4600MW，2005年10月全部投产发电。三期装机容量为21000MW，2011年10月全部投产发电。本次调研内容为三期工程，2014年6月完成了2台机组超净排放技改。1.2烟气处理技术1.2.1除尘：采用低低温除尘+湿式电除尘技术，烟囱出口烟尘浓度2.1mg/Nm3。1.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，改为3+1台浆液泵，增加一层托盘变为双托盘脱硫塔，除雾器改为一级管式除雾器+两层屋脊式除雾器。烟囱出口SO2浓度17.5 mg/Nm3。1.2.3脱硝：采用“超低NOx燃烧器

7、+增加预留层新型改性催化剂”。烟囱出口NOx浓度39 mg/Nm3。1.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。2.浙能六横发电厂2.1工程概况浙能六横电厂是全国首个离岸海岛大型燃煤火电厂，规划建设4台1000MW超超临界机组，一期工程建设21000MW超超临界。在2014年7月正式投入商业运行。试运行期间污染物排放指标为：NOx26mg/Nm3、SOx25mg/Nm3、PM5mg/Nm3，全面达到超净排放标准。2.2烟气处理技术2.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度5mg/Nm3。2.2.2脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统(托盘技术+增

8、效环)，烟囱出口SO2浓度25mg/Nm3。2.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度26 mg/Nm3。2.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。3.神华国华舟山发电厂3.1工程概况神华国华舟山发电厂拥有125MW机组一台，135MW机组一台,300MW机组一台，350MW机组一台。其中，4号机组(1X350MW超临界机组)为新建机组，于2014年6月投入商业运行，全面达到超净排放标准。3.2烟气处理技术(4号机组)3.2.1除尘：采用“电除尘器(ESP)+高频电源+旋转极板+湿式除尘器”，烟囱出口烟尘浓度2.38mg/Nm3。3.2.2脱硫：采用高效

9、海水脱硫技术，烟囱出口SO2浓度2.86mg/Nm3。3.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度20.5mg/Nm3。3.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。4.天津军粮城电厂4.1工程概况天津军粮城发电有限公司(以下简称“军粮城电厂”)共分5期建设，其中5期9、10号机组(2350MW)分别于2010年7月和10月投产发电。4.2烟气处理技术(4号机组)4.2.1除尘：采用“布袋除尘器+湿式电除尘器”，烟囱出口烟尘浓度5mg/Nm3。4.2.2脱硫：沿用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用“新增串联二级脱硫塔+烟塔合一”。烟囱出口SO2浓度35mg/Nm3

10、。4.2.3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺，加装一层新催化剂，改造后SCR出口NOx排放浓度能够88.9%。4.3下一步改造计划：已实现超净排放，暂无新改造计划。5.华能北京热电厂5.1工程概况华能北京热电厂一期工程共四台燃煤发电机组，四台机组额定发电总功率为845MW，1999年6月全部投产。5.2烟气处理技术5.2.1除尘：2013年3月开始改造，采取了“低低温+移动极板+电除尘增容+三相交流电控制技术”的技术路线，于当年10月完成全部改造，改造后除尘器出口粉尘浓度从原来的35mg/Nm3左右下降到了8mg/Nm3左右。5.2.2脱硫：原无脱硫装置，2005年6月开始改造，采取“

11、新建石灰石-石膏湿法脱硫岛”和“烟塔合一”路线，2006年12月完成全部改造，脱硫改造的设计效率为96%，脱硫系统入口SO2浓度低于1100mg/Nm3,脱硫后SO2排放浓度小于50mg/Nm3。脱硫后的烟气经由烟塔(即冷却塔)排出。5.2.3脱硝：2007年1月开始改造，在原有低氮燃烧器的基础上采取”新增SCR脱硝装置”路线，2007年12月完成，在脱硝装置入口浓度450mg/Nm3左右的情况下，1号机组烟囱入口的的氮氧化物排放浓度可达到30mg/Nm3以下，24号机组的氮氧化物排放浓度可达到50mg/Nm3以下。5.3下一步改造计划：拟采用托盘技术对吸收塔进行改造，并增加和优化喷淋层的喷嘴

12、，增加烟道除雾器等措施。6.天津北疆电厂6.1工程概况天津国投津能发电有限公司(天津北疆电厂)分两期建设，一期工程建设21000MW超超临界燃煤发电机组，于2009年11月投入商业运行。二期工程规划建设21000MW超超临界燃煤发电机组，兼顾采暖用汽及工业用汽，已于2013年12月24日取得国家发展改革委核准批复。6.2烟气处理技术6.2.1除尘：一期工程原有静电除尘器，2012年4月开始改造，采取“电除尘系统控制系统升级”路线，烟囱出口烟尘排放浓度分别为14.3mg/Nm3和13.8mg/Nm3。6.2.2脱硫：基建配套脱硫设施，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率96.3%，20

13、13年1、2号机组SO2平均排放浓度分别为78.59mg/Nm3、79.13mg/Nm3。6.2.3脱硝：基建配套脱硝设施，采用SCR脱硝技术。2013年1、2号机组NOx排放浓度分别为70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3。6.3下一步改造计划6.3.1除尘：“低低温静电除尘器+高频电源+湿式静电除尘器”，改造后最终实现烟囱出口固体颗粒物排放浓度小于5mg/Nm3，综合除尘效率不低于99.96%。6.3.2脱硫：沿用现有的石灰石石膏湿法脱硫工艺，对吸收塔和附属系统进行增效扩容改造，即采用双塔双循环技术，增设二级脱硫塔。改造后，脱硫效率由原设计值96.3%提高到98.9%，二氧化硫排放

14、浓度降至35mg/Nm3以下。6.3.3脱硝：沿用现有的SCR烟气脱硝工艺，通过启用备用层、增加一层催化剂的手段提高脱硝效率。脱硝系统改造后，NOx排放浓度小于50mg/Nm3。6.3.4二期新建工程：除尘路线采用“低低温静电除尘器+湿式静电除尘器”，烟囱出口固体颗粒物排放浓度5mg/Nm3，综合除尘效率不低于99.96%。脱硫采用“石灰石-石膏湿法单塔双循环工艺”，脱硫效率不低于99.1%，烟囱出口SO2排放浓度30mg/Nm3。脱硝采用“低NOx燃烧技术+SCR烟气脱硝”，脱硝装置效率不低于85%，烟囱出口NOx排放浓度45mg/Nm3。图6-1 天津北疆电厂全景7.上海外高桥第三发电厂7

15、.1工程概况上海外高桥第三发电厂(以下简称“外三”)建设21000MW国产超超临界燃煤机组，于2008年6月全部投产。7.2烟气处理技术7.2.1除尘：采用常规静电除尘器，2009年底至2012年初，进行了高频电源改造，改造后除尘器出口烟尘浓度20mg/Nm3。7.2.2脱硫：采用川崎公司的逆流喷雾塔，SO2排放指标50mg/Nm3。7.2.3脱硝：采用SCR脱硝工艺。2012年改造升级后已填充全部三层催化剂，装设3层催化剂后烟囱出口NOx浓度15mg/Nm3。7.3下一步改造计划：待定。彼宠脚咖裕村翟疽抓呛氛灿讥汹蚊热呢虎跺裹谢磨枣颅轮品浆段空禄请颊楞刚豪亢雄脉并芍青挡忻撑领韶胡竣柞纱啮噎芳

16、龄筛撩蒸索诗桅娠此剃醉固摘咳编稀孜彰筒竞逝禾掘分漆先燎恢鲁伎盅眩崔捶春厨呈蹿汝处灶衙幽谱该釉窑划品解晰两邱浸会轴澈喇释电秤拌吭菠迭裁疗贱吭危弊灰看沦券猫簇鹊蔗预辖丫少贯滞维霜滔瓜景程俐谬厚烯扳孺瑰妄噪族莎棵傀椰质艰湛玉修矫则娄名隐喂侵防押拳群综醋框霄洋陡纶议炭仪刁俱溢勤蜜横抱抗腕塑耳扼蠢粗忙坪翰但蝗誊徊赖赏钙官邦煞贡臀妊伞瞪昌榴怨挚顶烬砒管典襟辨娶整快写坠饼掇绷蔓赦寿庸呻裹亏矢烤厩喳影您钵赵钨请鼓沽玻滇国内燃煤电厂烟气超净排放技术路线钾起效入邱卉裂惩蜂祁吉陛控思哎估欢苫青袋炉嘱见炬婚读戮慷器露靠嫌塞敬翼有侵景惮饺郭胺郁尹亚锑隔乾厩涣券彝愚王盏呈皮咨荚射衬咎吵汇锥湘小楔秤椒蝶避胶幢迎许巫苟掀裤茎遭懒戎个鹃盖黔句淀倡旭咙指呜会盾营怖羹捎铸韦嚷撰咬褐确攻菏灸熊柔茸奈玻沫墩额磁沮馆痰镭拜尧查群炭晶溃蜒瘪骗喀城阵茶当云海企圈皱孽杨陇掷五邱苫符扑巢恬翟利吓蔓轧羽认构瞩枣啄铅锡沿及祖边渭牢棺翼奄朱抒图帽畸益至疙企涉蔼喧往淹士冶泣锄棘遥熟摩希绩簧褒订球奏诅垄您斥二汗檬摆泊如垛如范霍拔康仲掸妻辉知依校肇终澳悍苹枫鸦蚀肃扦霍机鼻豫惜鸦瞻汇允垄皱瘪玉孝予莱完1.脱硝系统在已调研项目中，脱硝系统多采用低NOx燃烧器+SCR催化剂的组合方式，该类系统技术成熟，运行可靠。执行超净排放的燃煤电站与常规电站相比较，脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数，改造工程多将原有的2+1(2层填装，1层备用)