燃煤机组烟气治理工艺路线选择及超低排放工程情况介绍教学内容

燃煤机组烟气治理工艺路线选择及超低排放工程情况介绍

燃煤电厂烟气治理工艺未来发展的几点思考

二四2

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择1113

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

美国、德国已有烟气治理技术效率和可用率的不断提高；多污染物进行高标准排放控制的综合能力。日本

新型烟气治理工艺技术发展和应用。4

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

1、美国美国燃煤机组烟气处理技术发展随着环保法规的不断严格，其发展经历了3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。5一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择第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，针对燃煤机组粉尘、NOX及SO2排放提出了较严格的控制要求，各种烟气处理技术在燃煤机组得到工程应用及大发展，工程中应用比较主要性的烟气治理工艺如下：6一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

（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，保证进入电除尘器之前与烟气实现最佳混合效果。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。7一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择8一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择（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%以上，目前在美国大约有36％的燃煤机组采用了布袋除尘器，其主要在配半干法烟气脱硫工艺及多污染物联合脱除时使用。9一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择美国堪萨斯州CouncilBluffs4号790MW机组布袋除尘器

10一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

（3）旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在美国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。11一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择美国790MW机组旋转喷雾半干法烟气脱硫装置12一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择（4）湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺

对燃中、高硫煤机组，采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺。早期的湿法烟气工艺采用吸收塔串塔技术，后随着烟气脱硫技术研究与脱硫效率的提高，主要采用单塔技术，其主要代表作为托盘塔技术。13一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择（5）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。14一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择美国堪萨斯州CouncilBluffs4号790MW机组活性炭烟气脱汞工艺投射点15一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择活性炭脱汞工艺储罐16一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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，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，即高效烟气治理技术发展阶段。其中对脱硫装置的要求如下：新上燃煤机组当采用石灰石－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％；17一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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%。18一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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示范装置。19一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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，将应用到国内近500个老燃煤机组，机组容量在50MW600MW之间，这是美国在烟气综合治理方面一个重要的尝试。20一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

美国燃煤机组低低温电除尘器研究工作

2009年我们与日本三菱公司谈判，探讨低低温电除尘器在中国应用可行性，三菱公司提出当时要与美国开展合作，在燃煤机组完成低低温电除尘器项目,其后美国公司也确实开展了一些研究和试验。21安装地点

(Illinois)一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

ESPHouseFGDESPHouseU.S.IllinoisPowerPlant(400MW)23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-ESP24GGH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18:0015:0018:0021:000:0025

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

美国南方电力公司通过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。26

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

美国某项目评价腐蚀方法

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

湿式电除尘器在美国燃煤机组发展美国在2006年废除了PM10要求,专门对PM2.5提出控制要求。此后在燃煤机组建了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28

火电厂装机容量(MW)设计煤种烟气处理技术ElmRoad2x670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/WESPSpurlock电厂1号机:340,2号机:550ESP/WFGD/WESP

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择29

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

为什么大多数燃煤机组要采取布袋除尘器+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+湿式电除尘器工艺路线

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

美国燃煤机组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2011年5月颁布的新的污染物控制标准，对燃煤机组颗粒物排放浓度控制要求折成我们用的单位为12.3mg/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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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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；颗粒物控制设备平均脱汞率/%烟煤次烟煤褐煤静电除尘器36（0—63）9（0—18）1（0—2）布袋除尘器90（84—93）72（53—87）无测试数据32

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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；颗粒物控制设备平均脱汞率/%烟煤次烟煤褐煤静电除尘器36（0—63）9（0—18）1（0—2）布袋除尘器90（84—93）72（53—87）无测试数据33

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2、德国

德国目前燃煤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。34

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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200mg/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。35

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在FGD可靠性方面：德国标准要求机组每年不带FGD运行在100120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，德国目前在目前燃煤机组采用的主要代表工艺如下：36

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（1）高效电除尘器大容量燃煤机组主要采用的是高效电除尘器。为保证高效电除尘器+烟气脱硫工艺后烟尘颗粒浓度20mg/Nm3，采取的主要对策：增大比集尘面积、对电除尘器电源和控制部分优化、烟气流场改进。据介绍，实际高效电除尘器本身除尘效率就可达到99.9%以上，除尘器出口浓度可控制在20mg/Nm3以下。373839404142

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

德国公司在著名的黑泵电厂(2800MW机组）、Boxberg电厂（2800MW机组）和Niederaussem电厂（11027MW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，采用低NOX燃烧器+SCR烟气脱硝+高效电除尘器＋湿法烟气脱硫＋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。443、日本

在2000年前大容量机组主要采用常规静电除尘设备，2000年后随着燃煤机组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），2012年进行了第2次修订，变成JEAG3603-2012。

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45《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。

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2、脱硝、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。

按我们的提法：炉后大系统协同控制

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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。

按我们的提法：一炉一策

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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

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496、技术路线选定的思路

过去烟尘浓度控制要严格按照低低温EP方式+湿式EP方式进行，由于系统的简化，系统的构成大多采用低低温EP方式。

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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）脱硫装置的除尘性能。（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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52在日本目前运行的除尘方式：

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（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

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54一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

低低温电除尘器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。55低低温电除尘器工艺流程图56一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择低低温高效烟气处理技术工艺原理

在锅炉空预器后设置MGGH（热媒水热量回收系统），使进入除尘器入口的烟气温度降低，提高烟气处理技术性能。脱硫装置出口设置MGGH(热媒水烟气再热系统)。通过热媒水密闭循环流动，将从降温换热器获得的热量去加热脱硫后净烟气，使其温度从50℃左右升高到90℃以上。

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通过这种除尘+湿法烟气脱硫工艺方式达到高效除尘、脱硫，使烟囱入口烟尘排放质量浓度大大降低的目的。按此流程，烟气经过MGGH后，温度从135℃降到90℃左右，烟气中的SO3与水蒸气结合，生成硫酸雾，此时由于未采取除尘措施，被飞灰颗粒吸附，接着被电除尘器（ESP）捕捉，被飞灰吸附的SO3随飞灰排出，保证更高的除尘效率，从而解决了下游设备的防腐蚀难题，并实现了系统的最优化布置。

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

58低低温高效烟气处理技术工艺技术特点节能效果明显。

对1台1000MW机组低低温电除尘系统的节能效果计算分析，烟气温度降低30℃，可回收热量1.64×108kJ/h，减少湿式脱硫系统水耗，同时，烟气温度降低后，实际烟气量大大减少，这不仅可以降低下游设备规格，而且可使风机（IDF）的电耗约减小10%，脱硫用电率由原来的1.2%减小到1.0%。59低低温高效烟气处理技术工艺技术特点可去除绝大部分SO3。在该系统的除尘装置中，烟温已降到露点以下，而烟气含尘质量浓度很高，一般为15000～25000mg/m3左右，平均粒度仅有20～30μm，因而总表面积很大，为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。60干－湿界限湿润条件干燥条件SO3

浓度

(ppm)

烟尘浓度

(mg/m3N)先进的排烟处理系统的运行范围D/S:Dust(烟尘浓度)/SO361低低温高效烟气处理技术工艺技术特点

通常情况下，灰硫比（D/S）大于100，烟气中的SO3去除率可达到95%以上，SO3质量浓度将低于3.72mg/m3。另外，FGD入口烟气含尘量的降低还有利于石膏质量的提高。对煤种适应性强，能提高高效烟气处理技术的除尘性能；改善湿烟囱工作环境。解决了湿法脱硫工艺中SO3腐蚀的难题，有良好的经济效益。62低低温高效烟气处理技术工艺技术特点

除尘效率高。

比电阻下降。低低温电除尘器将烟气温度降低到酸露点以下，由于烟气温度的降低，特别是由于SO3的冷凝，可大幅度降低粉尘的比电阻，消除反电晕现象，从而提高除尘效率。这种模式下可以省略湿式ESP。通过湿法脱硫装置保证出口烟尘浓度小于10mg/Nm3排放。低低温高效烟气处理技术工艺技术特点

击穿电压上升。

排烟温度降低，使电场击穿电压上升，除尘效率提高。排烟温度每降低10℃，电场击穿电压上升约3%。可以实现最优化的系统布置。64

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工程应用情况

三菱公司在1997年开始研究将低低温高效烟气处理技术应用，并已成功应用于9台机组。日本石川岛公司工程应用有4台机组。日本日立公司在碧南2台1000MW燃煤机组有工程应用业绩。65

橘湾电厂保证值和考核试验结果

（11050MW机组）项目设计值测试结果FGD入口烟气流量(湿态/干态)/(m3·h-1)2851000/26429002882000/2660100烟气温度/℃9096SOX质量浓度/（mg·m-3）24451070H2O的体积分数/%7.37.7粉尘质量浓度/（mg·m-3）24.03.7FGD出口烟气流量2964000/26501003043000/2667300烟气温度/℃90106SOX质量浓度/（mg·m-3）129.034.3H2O的体积分数/%10.612.3粉尘质量浓度/（mg·m-3）51

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采取了高效烟气处理技术，橘湾电厂的实践证明进入高效烟气处理技术的烟气温度降低，烟气体积变小，烟速降低，同时烟尘比电阻也有所减小，因而提高了除尘效率，采用三电场除尘器代替五电场除尘器,除尘器，出口粉尘质量浓度控制在30mg/m3以下，同时日本认可的烟气脱硫装置除尘效率70%90%，烟囱入口质量浓度已小于5mg/m3以下。

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术，在日本已有近20年的应用历史，投运业绩超过20个电厂，机组容量累计超15000MW。68

日本典型电厂低低温电除尘器应用情况

电厂名称东京电力公司广野电厂5#机组常陆那珂电厂1#机组橘湾火力发电站2#机组碧南电厂4#、5#机组制造厂家三菱重工石川岛播磨日本电源开发日本日立机组大小600MW1000MW1050MW1000MW烟气温度90℃92℃设计：90℃实测：96℃设计：80℃～90℃低低温ESP出口烟尘浓度设计值：30mg/m3实测16.4mg/m3实测：30mg/m3（入口：15g/m3）设计值：24mg/m3实测：3.7mg/m3实测：＜30mg/m3WFGD出口烟尘浓度设计值：5mg/m3实测值：3.4mg/m3实测值：＜8.0mg/m3实测值：1.0mg/m3实测：3.05.0mg/m3WFGD除尘效率实测值：79.27%实测值：73.33%实测值：72.97%实测：83.33%90%投运时间2004年7月2003年2000年12月2001年、2002年备注配备离线振打采用混煤/采用移动电极，脱硫后配备WESP69---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。

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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收尘极板通过顶部驱动轮的旋转，以极慢的速度进行上下移动，带电粉尘在集尘区域内被收集。附着在极板上的的粉尘在非集尘区域内，被夹住收尘极板的两把旋转电刷刮落。旋转电刷按照与收尘极板移动方向相反的方向旋转，防止粉尘的飞散，同时将粉尘刮落到料斗中。

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

724.03.02.01.010111012101310145.0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

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

73相马共同火力发电（株）敬启/新地1号（1994年,1000MW机组）

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一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

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%碧南1、2、3号3台700MW机组污染物控制对于燃煤电厂，主要作为烟气复合污染物控制的精处理技术装备。75

一、国外燃煤电厂烟气治理技术发展及工艺路线选择

碧南4、5号机组21000MW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%

76二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况11177

二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

1、除尘

从国内相关环保企业通过自主研发、技术引进和成立合资公司的方式，掌握了低低温电除尘器和湿式电除尘器等核心技术，电除尘用高压供电技术也得到了长足的进步，各电力集团、各大电厂也积极试点，技术推广应用已取得重大突破。各种技术主要应用情况如下：78（1)高效电除尘器

采用包括：增大比集尘面积、电源控制、流场优化、凝聚器（经过相反极性的核电后的粉尘，依靠库仑力作用相互吸引碰撞凝结为加大的颗粒，提高除尘器效率）等，对电除尘器采取多项提效措施，能够满足国家环保排放标准粉尘控制要求。二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况79二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况改造实例1：

我国南方某135MW机组，对原一、二、三电场进行加高、加宽改造更新，新增第四电场为常规电场，新增第五电场为移动电极电场，并在除尘器进口增设双极荷电凝聚器，优选国产优质高频电源。要求：保证除尘器效率：99.925%；除尘器出口粉尘浓度：30mg/Nm3（停凝聚器）；25mg/Nm3（凝聚器启动后）。80二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

实际运行检测除尘器效率：99.935%；除尘器出口粉尘浓度：22.3mg/Nm3（停凝聚器）；17.8mg/Nm3（凝聚器启动后）。81二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

改造实例2：

我国南方某1000MW机组，神府东胜煤，校核煤种采用大同混煤，属低灰、低硫煤，原设计采用四电场，后对电除尘器电源部分改造，并采取降低烟气流速（降低氧量、减少漏风）等配套改进措施，2012年全年平均运行粉尘排放浓度11.03mg/Nm3。82二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况（2）低低温电除尘器

低低温电除尘器与电厂热力系统及脱硫系统结合，具有综合节能、节水、环保的效果，并能满足燃中、低灰分煤条件下国家环保排放标准的粉尘的控制要求。

我国从2006年开始加大对低低温电除尘技术的研究，目前已有多套机组投运，并有1000MW机组业绩，现已全面掌握低温腐蚀、二次扬尘、提效幅度及对WFGD协同除尘效果的影响等核心问题，并取得一定的工程经验，提出了防止低温腐蚀、二次扬尘的对策措施。83

二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况案例1:大唐福建某电厂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。84

二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

85二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况86二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况在烟温为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。87二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况（3）移动极板电除尘器

移动极板电除尘器具有高效收集高比电阻粉尘、运行较稳定、节能、节省空间、易操作、低损耗、维护少的特点，相当于在传统电除尘器基础上增加一些特殊功能。目前该技术国内已有21000ＭＷ机组分别于2013年8月和11月分别投运，除尘效率及粉尘排放指标均达到设计值，预计该技术将来还会有一定的发展空间。88二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况89二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况（4）布袋除尘器及电袋除尘器

火电厂可考虑布袋除尘器及电袋除尘器进行除尘。根据目前国内布袋除尘器及电袋除尘器制造技术发展水平，选择布袋除尘器或电袋除尘器除尘效率可达99.9%以上，能够满足国家环保排放标准粉尘控制要求。

90二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

电袋除尘器改造实例:电袋除尘器2010年起在贵州燃高硫煤地区多台135MW、200MW、300MW机组改造表明，电袋复合式除尘器能满足除尘器出口烟尘含量≤30mg/Nm³的排放要求，电袋除尘器在合理选择新型过滤材料（PTFE基布+无纺层PTFE与PPS混纺系列的布袋对高硫量的煤质有较好的适应能力，能适应各种极端的运行工况，维护量较小，技术上可行）条件下，能够满足电袋除尘器后侧布袋的保证使用寿命及较恶劣的运行工况。

布袋除尘器改造实例：江苏某电厂2号630MW机组，布袋除尘器改造出口粉尘浓度17.3mg/m3。91二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况（5）湿式电除尘器

燃煤机组在石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置后采用湿式电除尘器，也是保证粉尘达标排放的一个解决方案。该除尘器的特点是能除去SO3

酸雾，并除去石膏雨中二水硫酸钙粉尘以及硫酸铵粉尘、PM2.5粉尘和重金属等。

我国环保企业从2010年开始进行WESP的研究和开发，通过自主研发或引进技术，已在核心技术上实现了突破。WESP的研发也得到国家科技部的高度重视和大力支持，被列入国家863计划和国家国际科技合作专项，通过自主研发或技术引进基础上的二次创新，形成了适合我国国情的具有自主知识产权的湿式电除尘技术。92二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况湿式电除尘器投运项目山东某电厂8号机组（1300MW机组）湿式电除尘器测试情况2013年12月25日该机组湿式电除尘器投运，现已运行300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10m393二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况94二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况（6）利用吸收塔出口设置除雾器提高除尘效率

我国南方某21000MW机组在初步设计阶段就考虑在吸收塔内设置两级屋脊式除雾器基础上，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，烟囱入口烟尘排放浓度17.3mg/Nm3。95二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况96二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况2、脱硫

目前国内主流的脱硫改造中采用的单塔技术（包括喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术）、串联塔技术。97二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况单塔技术

单塔技术方案包括单塔单循环和单塔双循环技术，单塔单循环技术根据吸收塔型式的不同又包括喷淋空塔、托盘塔、填料塔等，其中喷淋空塔是应用最普遍的吸收塔型式。

对于燃用中低硫煤的火电机组，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比（增设喷淋层，提高浆液循环泵流量）或者采取增强气液传质（增设托盘持液层、湍流层、聚气环等）的措施，可大幅提高吸收塔的脱硫效率，满足“超低排放”要求。98二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况喷淋空塔技术

影响烟气脱硫系统脱硫效率的因素很多，包括烟气参数、吸收塔结构设计、运行参数控制、吸收剂品质等。在吸收塔结构设计上影响脱硫效率的因素主要包括塔内烟气流速、烟气停留时间、液/气比、喷嘴雾化效果、喷淋覆盖率等。通过优化吸收塔设计，如适当降低塔内烟气流速，延长塔内烟气停留时间，增加循环浆液流量，提高液气比，增加喷淋覆盖率等手段可以提高吸收塔脱硫效率，满足环保排放要求。99二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况工程案例：华能河北某电厂300MW燃煤机组新建烟气脱硫装置

采用逆流喷淋空塔。设计入口SO2浓度：5000mg/m3，设计脱硫效率：97%。设计吸收塔尺寸：13.5m（直径）×39.2m（高度），塔内烟气流速：3.29m/s，液/气比(吸收塔出口，标准状态)：25.8l/Nm3，浆池容积/浆液循环停留时间：3896m3/4min。喷淋层数/层间距：5/2m，每层喷淋层喷嘴个数：110。100二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

吸收塔塔内流速仅为3.29m/s，远远低于一般常规设计的3.84m/s流速，且液/气比（吸收塔后，标准状态)达到了25.8l/Nm3，喷淋层间距及喷淋覆盖率设计均处在相对较高值，充分保证了气液接触时间及气液传质过程。2012年该脱硫装置投运，在满负荷工况下，入口SO2浓度4000mg/m3左右时，脱硫效率99%以上，净烟气SO2排放浓度低于35mg/m3。101二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况托盘塔技术

托盘塔为美国巴威公司技术，在吸收塔内最下层喷淋层和吸收塔入口烟道上沿之间位置设置一两层合金托盘。合金托盘能有效改善吸收塔内烟气分布，烟气和浆液的流场分布直接决定着吸收塔内的传质、传热和反应进行程度。102二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

设置托盘后，进入吸收塔的气体流速得到了很好的均布作用，大部分气体流速处在平均流速范围内；而没有托盘时，气体的流速分布比例分布范围较宽。托盘上的持液层使烟气在吸收塔内的停留时间增加，当烟气通过托盘时，气液充分接触，强化了气液传质，从而有效降低液气比，提高脱硫效率。103二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况104二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况工程案例：600MW超临界机组脱硫装置改造项目。

改造前设计煤质含硫量1.21%，吸收塔为逆流喷淋空塔，设置四层喷淋层（每层喷淋层对应浆液循环泵流量8375m3/h）。因实际燃用煤质变化，对该机组脱硫装置进行了增容提效改造。改造后设计煤质收到基含硫量Sar=2.1%，设计入口SO2浓度5500mg/m3；设计烟气量233.0×104m3/h；设计脱硫效率97.27%。105二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

因改造设计入口SO2浓度及脱硫效率均增加较多，吸收塔系统更换了四台大容量浆液循环泵(流量12500m3/h)，改造后液/气比(吸收塔出口，标准状态)增加至19.9l/Nm3，更换了4层喷淋层及喷嘴，优化喷嘴布置，提高喷淋覆盖率。同时在吸收塔入口烟道顶部至最底层喷淋层间增加一层合金托盘持液层。因浆液循环量增加，相应抬高了吸收塔浆池液位，增加了浆池容积。其他氧化风系统、除雾器及石膏排出系统等进行了相应改造。106二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

目前该脱硫增容改造工程已完成性能验收试验，各项性能指标满足设计要求。在吸收塔入口SO2浓度3300mg/m3左右时，脱硫效率99%以上，净烟气SO2排放浓度低于35mg/m3。107二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

托盘塔是目前某火电集团脱硫改造采用较多的技术方案。托盘塔相对于喷淋空塔因增加了一层合金托盘，可有效降低浆液循环量和液气比，可不增加浆池容积或增加较少。同时，合金托盘可以作为喷淋层检修平台，在塔内件进行检修时，不需将塔内浆液全部排空搭设临时检修平台，运行维护人员站在合金托盘上就可对塔内部件进行维护和更换，减少运行时维护的时间。108二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况三、国内燃煤机组烟气治理新技术应用情况109二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况单塔双循环技术

单塔双循环技术是在一座吸收塔内完成了两次脱硫，达到了双塔串联效果，其主要特点和双塔双循环类似。两级循环分别设有独立的循环浆池，喷淋层，根据不同的功能，每级循环具有不同运行参数，可以分区控制pH值。110二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

烟气首先经过一级循环，一级循环pH值控制在4.5到5.3之间，有利于石灰石的溶解和石膏的结晶，能够得到品质很高的石膏。经过一级循环的烟气直接进入二级循环，此级循环实现主要的脱硫洗涤过程，二级循环pH值控制在5.8到6.4之间，相对单塔单循环可以一定程度上降低所需液气比，减少需要的浆液循环量，能够得到较高的脱硫效率。每个循环独立控制，易于优化和快速调整，能适应含硫量和负荷的大幅变化。111单塔双循环工艺流程图112二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况工程案例：广州恒运电厂两台300MW机组脱硫装置。

采用单塔双循环技术对机组进行改造。改造后设计煤种收到基含硫量Sar=1.5%，设计入口SO2浓度3846mg/m3，设计烟气量114.1×104m3/h，设计脱硫率不低于98.7%，净烟气中SO2含量≤50mg/m3。吸收塔共设置5层喷淋层，对应5台流量为5000m3/h的浆液循环泵，其中一级循环设置两层喷淋层，二级循环设置三层喷淋层。吸收塔配套设置除雾器及氧化空气系统。113二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

两台机组分别于2013年5月和2014年4月完成168小时试运行，168h试运期间在设计入口SO2浓度条件下，净烟气SO2浓度低于35mg/m3，达到“超低排放”要求。114二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况串塔技术

串塔技术是将两座吸收塔串联运行，中间通过联络烟道连接。根据现场位置及现有吸收塔设计参数，既可利用现有吸收塔作为一级吸收塔，新建二级吸收塔串联运行，也可利用现有吸收塔作为二级吸收塔，新建一级吸收塔串联运行。115二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

串塔改造方案可以通过控制一、二级吸收塔的pH值实现分区控制，一级吸收塔低pH值运行，利于石膏氧化结晶，二级吸收塔高pH值运行，利于高效脱硫。一般一级吸收塔设计脱硫效率8090%，控制一级吸收塔出口SO2浓度500700mg/m3，二级吸收塔设计脱硫效率9395%左右，通过两级吸收塔后，控制净烟气SO2排放浓度在35mg/m3以下，达到“超低排放”要求。116串塔技术工艺流程图117二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况双循环脱硫技术

采用的一个浆池，水平衡控制容易；公共备用一台循环泵，电厂可根据实际运行情况进行启停和切换，运行灵活性和经济性非常高。118二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况

前塔用液柱的方式脱硫率控制在60～75%，采用2～3台浆液循环泵进行供浆，根据吸收塔入口SO2浓度控制循环泵投入数量，通过控制液柱高低达到不同的脱硫效率。后塔用喷淋方式，采用3～4台浆液循环泵进行供浆，前塔与后塔公共备用一台循环泵，根据负荷及SO2浓度进行灵活切换，达到最经济的运行效果。119二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况中电投重庆某电厂4号机660MW扩建工程高效SCR脱硝+烟气余热回收系统+低低温电除尘器（配置高频电源）+高效湿法脱硫；未设置湿式静电除尘器。120二、国内燃煤电厂烟气治理新技术应用情况设计脱硫率：98.6%。测试结果：入口SO2浓度2179.3mg/Nm3，粉尘浓度为11.66mg/Nm3；出口SO2浓度：14.4mg/Nm3脱硫效率：99.34%出口粉尘浓度：7.98mg/Nm3除尘效率：99.93%121

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题122三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

燃煤电厂满足GB13223-2011要求和“超低排放”烟气治理主要技术路线选择：1、以湿法烟气脱硫工艺为主的烟气治理技术路线

技术路线一：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；

技术路线二：低NOX燃烧器+SCR+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器。

技术路线系统三：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）；

123三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

技术路线一：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；

目前已有数台机组按照该技术路线完成改造，实现“超低排放”。主要投运业绩包括：浙能嘉华电厂7、8号机组、神华国华惠州电厂300MW机组、扬州第二电厂630MW等。124三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

技术路线二：低NOX燃烧器+SCR+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器。目前也已有数台机组按照该技术路线完成改造，实现“超低排放”，其高效除尘器或采用优化后的电除尘器或采用电袋除尘器。主要投运业绩包括：华能白杨河电厂2300MW机组、华能黄台电厂9、10号2300MW机组、大唐黄岛电厂5、6号2670MW机组、山西瑞光电厂300MW机组、广州恒运电厂9号炉330MW机组、石家庄热电厂等。125三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

技术路线三：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）；目前已有多台机组按照该技术路线完成新建或改造，实现“超低排放”。主要投运业绩包括：华能金陵电厂21030MW机组、华能长兴电厂2660MW机组、重庆合川电厂2660MW机组、华能玉环电厂2号1000MW机组、宁夏鸳鸯湖电厂660MW机组以及中电投上海漕泾电厂2号1000MW机组等。126国内部分燃煤电厂技术路线-----（1）浙能集团浙能嘉兴发电厂除尘：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＜17.5mg/Nm3脱硝：采用“超低NOx燃烧器+增加预留层新型改性催化剂”，烟囱出口NOx浓度＜39mg/Nm3浙能六横发电厂除尘：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。脱硫：采用石灰石-石膏湿法脱硫系统（托盘技术+增效环），烟囱出口SO2浓度＜25mg/Nm3。脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度＜26mg/Nm3。三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题嘉华百万千瓦燃煤机组烟气超低排放示范项目

环保性能评估

2014年10月29日，火电环境保护中心专家委员会组织了《嘉华百万千瓦燃煤机组烟气超低排放示范项目环保性能评估报告》评审。浙江浙能嘉华发电有限公司为实现烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别低于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3的超低排放要求，采用全国首创的多种污染物高效协同脱除技术，对嘉兴发电厂三期工程7、8号燃煤机组实施了脱硝、除尘、脱硫系统提效改造工程。128三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

中国环境监测总站和浙江省环境监测中心负责超低排放中所规定的气态污染物（包括NOx、SO2和Hg）、烟尘颗粒物、以及烟气排放参数（包括烟气流速、温度、压力、湿度、氧含量等）的测试工作。国电环境保护研究院负责非常规污染物SO3、液滴、PM2.5等项目的监测工作。测试位置包括：脱硝装置进出口、静电除尘器进出口、脱硫装置进出口、湿式静电除尘器出口与烟囱总排放口等位置。129三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

7号机组、8号机组烟气污染物排放浓度按小时均值进行评判，是世界上最为严格的评判方法，基本达到了超低排放限值要求。建议可按欧盟、美国的燃煤电厂烟气污染物的达标评判方法，进一步评估超低排放工程的达标效果。130国内部分燃煤电厂技术路线---（2）神华集团1）国华电力国华舟山发电厂350MW机组除尘：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＜2.55mg/Nm3脱硫：采用高效海水脱硫技术，烟囱出口SO2浓度＜2.86mg/Nm3脱硝：采用低NOx燃烧器及SCR脱硝工艺。烟囱出口NOx浓度＜20.5mg/Nm3三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

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。132三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题133三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题存在的主要问题：该项目是神华集团实现“超低排放”的第1个项目，参加168h,没有进行详细的总结，提出了更低的排放指标。134

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

除国华舟山电厂外，国华电力“超低排放”改造主要采用低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器技术路线。135

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

提出前置式低（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，136

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

2）神华国能宁夏煤电有限公司主要采用：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）技术路线。

137

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

主要案例：鸳鸯湖电厂#2660MW机组“超低排放”改造项目

干式电除尘采用低低温电除尘器+三相电源，脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，吸收塔设置3层喷淋层，不设烟气旁路，配有低温省煤器；不设GGH。吸收塔为带有托盘的喷淋原脱硫吸收塔除雾器采用三级屋脊式菱形布置。

1）吸收塔出口固体颗粒物(烟尘)排放浓度：<4.5mg/Nm3

138

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

2）吸收塔出口液滴的固体排放浓度。139

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

脱硫高效除雾除尘一体化超低排放技术提供喷淋层喷嘴差异化布置或设置气流均布及预捕集装置，降低烟气中携带液滴量及固体颗粒物。

通过具有专利的除雾器叶片形式，其特点为改变叶片间气相流场分布及固体颗粒及液滴颗粒的浓度分布，达到细微颗粒在叶片间的运动轨迹的目的，从而加强了细微颗粒的团并，在保证除雾器不堵塞的情况下，可收集8.6um以上粒径的固体颗粒，大大提高了除雾器的性能，有效控制了脱硫后烟囱的固体排放浓度。140

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

141

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

国内部分燃煤电厂技术路线---（3）华能集团华能集团已经完成与环保改造有关的指导意见或方案2个：（1）华能火电厂烟尘达标排放技术指导意见；（2）华能集团重点控制区燃煤机组烟气清洁化实施方案。142

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

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。

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。143

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

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。144

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

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。145

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8090%，控制一级吸收塔出口SO2浓度到500700mg/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。三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

146

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

3）脱硝技术方案

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。147三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题1）华能国际股份

完成了指导意见及燃煤电站烟气协同治理关键技术及集群化工程应用课题，包括西安交大、武汉凯迪、浙大网新、浙江菲达及我们集团中南院参加完成。主要采用：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）技术路线。148三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题重点是低低温电除尘器、降温换热器、湿法烟气脱硫协同除尘

通过热回收器，烟气温度降低至酸露点以下，此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度很高，比表面积很大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，对SO3去除率一般不小于80%，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热湿法脱硫装置后的净烟气。149三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

烟气协同治理技术路线中，低低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，普通电除尘器出口烟尘平均粒径一般为1μm～2.5μm，低低温电除尘器出口粉尘平均粒径大于3μm，低低温电除尘器出口粉尘平均粒径明显高于低温电除尘器。当采用低低温电除尘器时，脱硫出口烟尘浓度明显降低，可有效提高湿法脱硫系统协同除尘效果。150三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题高脱硫、除尘效率的湿法烟气脱硫装置（WFGD）

主要功能是实现SO2的高效脱除，同时实现烟尘、SO3的协同脱除。

采用单塔或组合式分区吸收技术，改变气液传质平衡条件，优化浆液PH值、浆液雾化粒径、氧硫比、液气比等参数，优化塔内烟气流场，改善喷淋层设计，提高除雾器性能等提高脱硫效率。151三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

湿法脱硫装置出口的液滴中含有石膏颗粒等固体颗粒，要达到颗粒物的超低排放，提高其协同除尘效率的措施：

a）较好的气流分布；

b）采用合适的吸收塔流速；

c）优化喷淋层设计；

d）采用高性能的除雾器,除雾器出口液滴浓度为20mg/m340mg/m3。152三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

相关研究表明，石膏浆液为悬浮浆液，石膏浆液中26.5μm以下直径的颗粒占总粒径的重量比小于37.57%，而一般屋脊式除雾器的极限粒径为22μm24μm左右，超过限粒径的液滴全部被除雾器捕获。153三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

吸收塔内石膏浆液含固量通常为20%，假设小粒径段颗粒在浆液中均匀分布，即大、小液滴中小粒径段颗粒的浓度相等，通过除雾器的小液滴中只能含有小粒径段的石膏颗粒，则通过除雾器的液滴含固量理论值应为20%×37.35%=7.5%，而并非国内业界一直认为的除雾器出口雾滴含固量等同于塔内石膏含固量。当除雾器厂家可保证脱硫出口液滴浓度分别小于75mg/m3、40mg/m3、20mg/m3时，雾滴对烟尘贡献分别仅为5.6mg/m3、3mg/m3、1.5mg/m3。154三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题案例1：华能山西榆社电厂2330MW机组除尘器改造项目

该2300MW机组采用低低温电除尘技术烟气协同治理技术路线，系统中不设置WESP，原电除尘器改造前出口烟尘浓度约100mg/m3，实际燃用含硫量约2%左右的高硫煤，采用低低温电除尘技术，将烟气温度降至90℃左右，同时将第1、2电场工频电源改造为高频电源。2014年8月上旬投入运行，经测试，电除尘器出口烟尘浓度为18mg/m3，经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度为8mg/m3。155三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

案例2：华能浙江长兴电厂2×660MW机组新建工程

该2×660MW机组采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，系统中不设置WESP，每台炉配套2台双室五电场静电除尘器，设置高频电源电除尘系统确保除尘器的除尘效率稳定性；设计烟气温度为90℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值为15mg/m3，要求经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度≤5mg/m3。156三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

该项目与2014年12月投运，除尘部分经测试，ESP出口烟尘浓度值约12mg/m3。粉尘经过吸收段后，喷淋层出口的粉尘浓度为0.0015mg/Nm3，说明粉尘几乎全部被捕集。高性能除雾器携带含固量2.65mg/m3。157三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题现场测试结果：测试方机组测试时间SO2（mg/Nm3）NOX（mg/Nm3）烟尘（mg/Nm3）浙江省环境监测中心#12014.12.162.9113.63.64浙江省环境监测中心#22014.12.275.9115.83.32158三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

该技术路线（技术路线一和技术路线三，采用低低温电除尘器）存在的主要问题：

由于采用低低温电除尘器后引起一电场的灰量增加以及灰中SO3增加，引起的流动性变差，造成输灰困难，已有几个工程出现上述问题，应该在以后的输灰系统设计时引起重视。159

2）华能山东分公司

主要采用：低NOX燃烧器+SCR+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器技术路线。

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

160主要案例：华能山东黄台电厂300MW机组烟气脱硫改造项目

脱硫部分：改造前设计煤质收到基硫份Sar为2.2%，FGD入口SO2浓度5547mg/Nm3，设计脱硫效率大于97%，出口SO2浓度为小于166mg/Nm3。为达到超低排放要求，电厂对现有装置进行了“超低排放”提效改造。

三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

161三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

改造方案本着充分利旧的原则，利旧现有吸收塔作为一级吸收塔，新建一座吸收塔作为二级吸收塔。新建二级吸收塔直径12.5m，高29m，吸收塔内烟气流速3.5m/s，设置三层喷淋层，层间距2m。新建二级吸收塔配套设置除雾器和氧化风系统。

该脱硫增容改造工程已通过168h试运投入运行，改造后设计入口/出口SO2浓度：5750/32mg/m3（标准状态，干基，6%含氧量），设计脱硫效率达到了99.44%。162三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

湿式电除尘器改造：WESP为立式复合材料收尘极，设计除尘效率不低于83%，进口含尘浓度30mg/m3，出口浓度保证≤5mg/m3。该机组于2014年9月投运，经测试，WESP除尘效率大于85%，出口烟尘排放为2.6mg/m3。163三、“超低排放”技术应用情况、经验及存在的问题

国内部分燃煤电厂技术路线---（4）华电集团

华电集团项目和华电国际项目三个技术路线均有采用业绩：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器、低NOX燃烧器+SCR+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器、低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）均有采用。相对而言华电国际采用低NOX燃烧器+SC