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.

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1 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

2 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

3 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 》 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。

4 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 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。。。。。。

5 一、技术路线制定背景 2、地方法规——高于国家标准

6 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

7 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

8 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

9 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）

10 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）

11 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。

12 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）

13 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

14 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%)

15 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

16 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

17 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

18 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

19 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（ ） 降低SO3 碱性颗粒注射技术 碱性物质+ SO3 HCL HF 盐类+H2O、CO2

20 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%

21 三、超低排放改造技术路线——NOx

22 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

23 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。 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。

24 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）。

25 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

26 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

27 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。

28 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。

29 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。

30 四、超低排放改造管理

31 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。

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