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

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 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》 2013年3月《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》 2013年9月《大气污染防治行动计划》 2014年9月《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》 2014年3月《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》 2014年4月《大气污染防治行动计划实施情况考核办法（试行）》 2015年1月《环境保护法》生效：史上最严格的“按日计罚”制度 部分地区或省市等出台了更为严厉的污染物防治要求 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。

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 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 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 汞 GB 13223-2011 一般要求 30 新建锅炉：100 现有锅炉：200 100 0.03 2015年执行Hg控制 特别排放限值 20 50 煤电节能减排与升级改造行动计划 10（5） 35 东部11省：新建、在役30万千瓦 美国 184（效率大于95%） 135 0.02 欧盟 200 日本 50-100 N/A 2015年，河北、山西、陕西、河南等中西部地区。。。。。。

一、技术路线制定背景 2、地方法规——高于国家标准

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 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

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 一、技术路线制定背景 整合 整合技术力量专题攻关 调研 对各种环保技术的特点和应用情况进行充分调研 交流 与设备厂商和行业内专家进行深入交流 研究 研究行业内超低排放改造成功案例 分析 分析技术适用条件，制定重点项目方案 论证 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

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

二、超低排放技术改造原则 1、改造原则 2、改造前提 3、改造范围 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）

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 氮氧化物 50 50-100/200 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 二氧化硫 35 35-50 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） 烟尘 10 10-20 原除尘器改造+脱硫除尘一体化 20-30 原除尘器改造+脱硫除尘一体化+其他措施 5 5-20 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）

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 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。

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 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） 燃烧型式 无烟煤 贫煤 烟煤 褐煤⑴ Vdaf≤12% 12%≤Vdaf≤17% 17%≤Vdaf≤23% 23%≤Vdaf≤30% 30%≤Vdaf≤40% Vdaf≥40% 四角切圆 800 500 400 300 225 250 / 350 旋流对冲 — W型火焰 1000 900 注：（1）褐煤锅炉制粉系统如采用风扇磨煤机，宜选250 mg/Nm3；如采用中速磨煤机煤机，宜选350 mg/Nm3。 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）

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 A机组乙侧反应器 A机组催化剂磨损情况 B机组浓度场不均匀

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 100 脱硝运行关系曲线 脱硝效率 (%) NH3 未反应量 (ppm) 设计的脱硝效率 设计的 NH3未反应量 运行时 NH3/NOx 摩尔比 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%)

三、超低排放改造技术路线——NOx 液 态 固 态 气 态 氮氧化物控制技术重点关注问题——温度场 370 ℃ 130 ℃ SCR入口温度场偏差超过15 ℃ 液 态 固 态 气 态 207 ℃ 146 ℃ SO3+NH3+H2O NH3 和SO3 的体积浓度比小于2 : 1 时： NH3 + H2O + SO3 ® NH4HSO4

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 数值区间 预防措施 SO3 <5ppm 堵塞可能性极小 与煤中硫份大、催化剂活性高相关 NH3 <3ppm >3ppm NH3分布均匀，堵塞可能性极小 进行燃烧优化调整；喷氨优化调整；检查催化剂活性是否降低，必要时更换催化剂 烟气温度 >脱硝设计温度 <脱硝设计温度 堵塞可能小 加热烟气温度、提高给水温度 空预器 冷段或中间层较短 冷段或中间层较长 冷段较长 容易堵塞 较好 不容易堵塞（所有的沉积都在一层内） 催化剂 >300℃ <300℃ 钒钨钛催化剂效率高 催化剂改性

三、超低排放改造技术路线——NOx 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 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。 1、分级省煤器 2、省煤器烟气旁路 3、省煤器给水旁路 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 4、弹性回热

三、超低排放改造技术路线——NOx 全负荷脱硝技术 适用范围 调节特性 对机组的影响 危险点分析 省煤器分级 1、调节温度20-80℃ 2、脱硝反应器有足够空间。 不能调节，不可逆 1、对锅炉系统影响较大，特别是脱硝反应器尺寸和钢结构。 2、对锅炉效率基本无影响。 高负荷时反应器入口温度超温的危险。 省煤器烟气旁路 1、调节温度调节温度20-80℃ 调节性能取决于运行人员的水平。 1、需要烟道开孔，在对锅炉系统影响大； 2、一般使SCR入口烟气温度升高14℃，锅炉排烟温度上升5℃，锅炉效率降低约0.24% 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。 省煤器水旁路 1、调节温度一般不大于20℃。 2、对超临界锅炉效果更明显。 调节性能好 1、需要改造锅炉给水系统，对锅炉系统影响大； 2、排烟温度升高。 省煤器出口水存在汽化的风险。 省煤器流量置换 1、调节温度30-60℃ 2、亚临界锅炉效果更明显。 调节性能较好 1、需要改造锅炉给水系统，对锅炉系统影响较大； 1、省煤器出口水存在汽化的风险。 2、循环热水与给水可能混合不好，影响省煤器内传热，有在汽化的风险。 零号高加技术 1、调节温度不大于20℃（外三案例）； 2、超超临界机组。 1、需要增加零号高加，增设一套抽装置，对系统影响较大。 涉及到锅炉侧和汽机侧，调节复杂。 SO3吸附技术 1、调节温度20℃左右，对高硫煤效果更明显。 1、仅对选择的烟道位置开孔，系统基本无影响。 2、对锅炉效率无影响。 3、需要碱性物质的消耗。 SO3的检测困难

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 碱性物质+ SO3 HCL HF 盐类+H2O、CO2

三、超低排放改造技术路线——NOx 储料 喷射物料量 控制系统 SO3浓度 锅炉负荷 SO2浓度 S%

三、超低排放改造技术路线——NOx

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 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。 STACK Boiler AH 高效除尘FGD FGC WESP FGR 低（低）温 ESP SCR 可选 核心 高效电源技术：原除尘器比集尘面积大于100 m2/m3/s、改造前除尘器出口烟尘排放浓度小于100 mg/Nm3的机组 低温/低低温除尘器：锅炉全年平均排烟温度大于 140℃的机组，灰硫比大于100、煤种含硫量小于 1.5%的机组

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； 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； 5）挖掘除尘器减排潜力+末电场采用供电分区技术+电源新技术。 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 区技术+电源新技术。 50-100 mg/Nm3 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+本体增容技术+调质技术+电源新技术； 4）挖掘除尘器减排潜力+新增电场采用供电分区技术+电源新技术。 3）挖掘除尘器减排潜力+新增电场采用供电 分区技术+电源新技。 大于100 mg/Nm3 1）挖掘除尘器减排潜力+低温/低低温电除尘器技术+本体增容+电 源新技术； 2）挖掘除尘器减排潜力+本体增容技术+新增一电场采用分区技术 +电源新技术。 1）挖掘除尘器减排潜力+低温/低低温电除 尘器技术+本体增容技术+电源新技术； 2）挖掘除尘器减排潜力+本体增容技术+新 增一电场采用分区技术+凝并技术+电源新 技术。

三、超低排放改造技术路线——PM 优化流场设计使塔内烟气分布更均匀；采用新型喷嘴、改进除雾器性能，以拦截更多含固液滴及粒径增长后的烟尘颗粒。 SCR ESP AH FGD S T A C K FGC Boiler FGR WESP 降低烟气温度至90℃左右，达到酸露点以下，使SO3吸附凝结在飞灰颗粒上；提高除尘器入口烟尘粒径。 优化流场设计使塔内烟气分布更均匀；采用新型喷嘴、改进除雾器性能，以拦截更多含固液滴及粒径增长后的烟尘颗粒。 低低温条件下比电阻下降、击穿电压上升，烟气量降低，大幅提高除尘效率。 进一步去除残余的微小颗粒物（可选）。

三、超低排放改造技术路线——PM 协同除尘的前提条件是FGD入口烟尘浓度和脱硫塔内部优化 协同除尘的关键设备在除雾器

三、超低排放改造技术路线——PM 湿式静电除尘器 项 目 常规干式电除尘器 WESP 捕尘原理 电晕放电/库伦力 清灰方式 机械（振打） 项 目 常规干式电除尘器 WESP 捕尘原理 电晕放电/库伦力 清灰方式 机械（振打） 冲洗（连续/间断） 使用限制 温度 高于饱和温度 低于饱和温度 颗粒 仅为干颗粒 干或湿 比电阻 最关键的因素 不限 （104～1012Ω·cm） 排放 20～50mg/m3 ＜10mg/m3 湿式静电除尘器 烟气入口 水循环管道 水泵 烟气出口 细颗粒物脱除 颗粒物脱除 预处理塔 液滴核电矩阵 云生成室1 云生成室2

三、超低排放改造技术路线——SO2 第十条 二氧化硫排放控制技术路线 第十条 二氧化硫排放控制技术路线 （一）二氧化硫控制技术主要包括单塔单循环、单塔双区、单塔双循环、串塔等技 术，单塔单循环技术包括强化气液传质（优化喷嘴布置、增加均流构件、控制吸收 塔内部PH值）、提高液气比（增加喷淋层、优化喷嘴布置）。 （二）脱硫塔出口二氧化硫排放浓度小于50mg/m3时，可采用单塔单循环改造技 术满足排放要求；燃用低硫煤的机组，如原脱硫装置设计裕量较大，可通过进一步 控制燃煤含硫量，满足排放要求。 （三）脱硫塔出口二氧化硫排放浓度小于100mg/m3或200mg/m3时,可采用单塔 双区、单塔双循环、双塔双循环（串塔）技术，单塔单循环改造结合单塔双区或单 塔双循环改造，当脱硫塔直径较大、塔体较高时，也可采用单塔单循环技术改造， 满足排放要求。

三、超低排放改造技术路线——SO2 煤的含硫量S是烟气中SO2浓度的主要影响因素。含硫量S越大，烟气中SO2浓度的亦将越高，需要脱硫技术的效率更高。

四、超低排放改造管理 第十一条 环保设施改造性能测试 由集团公司科研院统一安排环保设施改造前后的性能测试，保证环保设施性能数据的全面、准确。 第十一条 环保设施改造性能测试 由集团公司科研院统一安排环保设施改造前后的性能测试，保证环保设施性能数据的全面、准确。 第十二条 环保设施运行状态诊断 根据环保设施设计条件、性能测试数据、同类相似边界条件环保设施的运行状态，诊断目前环保设施的运行状态，挖掘环保设施的最大潜力。 第十三条 超低排放改造工程可研报告编制 超低排放改造可研报告编制应在现场性能测试结果的基础上，充分考虑近几年煤种的变化，预测未来煤种的变化趋势，对燃煤、脱硝、除尘器、脱硫、引风机、烟道阻力情况、烟囱防腐、机组检修工期等现状进行综合评估，提出最佳改造方案。

四、超低排放改造管理

四、超低排放改造管理 第十四条 可研报告审查 超低排放改造可研报告经分子公司审查后，由集团公司科研院进行审查并出具审查意见。 第十四条 可研报告审查 超低排放改造可研报告经分子公司审查后，由集团公司科研院进行审查并出具审查意见。 第十五条 运行维护管理 发电企业应借鉴主机组设备运行维护管理的成功经验，进一步提高环保设施运行维护管理水平，在满足环保达标排放的同时兼顾节能效果，要充分考虑燃用煤种和机组工况的变化，确保实现各项污染物无条件稳定达标排放。 第十六条 煤种管理 发电企业应统筹做好配煤掺烧工作，控制燃用煤种满足各环保设施的设计要求。