国内燃煤电厂烟气超净排放技术路线

脱硝系统NOx+SCR方式，该类系统技术成熟，运行牢靠.执行超净排放的燃煤电站与常SCR2+1(21〕层催化剂直接更改为3〔4层SCR85～90%，承受现有技术可以满足超净排放NOx<50mg/Nm32。脱硫系统0。41~0。89%,对于建机组，相对于常规脱硫系统98～99%，可满足超净排放SO2〈35mg/Nm33。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：①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；②五电场旋转极板静电除尘器(末电场承受旋转极板)+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PM<5mg/Nm3案例分析超净排放技术是燃煤电厂执行以自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。185000MW.一期装机容量为×300M1995年122023102×1000MW，202310月全部投产发电。本次调研内容为三期工程，202362台机组超净排放技改。1.21.2。1除尘:承受低低温除尘+湿式电除尘技术，烟囱出口烟尘浓度〈2.1mg/Nm3。1223+1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SO217.5mg/Nm3。1。2.3NOx烟囱出口NOx39mg/Nm3。1。3浙能六横发电厂2。1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1000MW2×1000MW2023年7月正式投入商业运行。试运行期间污染物排放指标为： NOx〈26mg/Nm3、SOx<25mg/Nm3、PM<5mg/Nm3,全面到达超净排放标准。2。2除尘：承受“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：承受石灰石—石膏湿法脱硫系统(托盘技术+增效环烟囱出口SO2<25mg/Nm3。2。2.3NOxSCRNOx〈26mg/Nm3。3.神华国华舟山发电厂3。1组一台，350MW4(1X350MW20236烟气处理技术(4除尘：承受“电除尘器〔ESP)+高频电源+旋转极板+湿式除尘2.38mg/Nm。3.22SO22.86mg/Nm3。3.2.3NOxSCRNOx<20.5mg/Nm3.3。34。天津军粮城电厂4。1天津军粮城发电(以下简称“军粮城电厂“〕52023710发电。4.2(4〕4。2.1度〈5mg/Nm3.4。2。2脱硫:沿用石灰石-石膏湿法脱硫技术,承受“增串联二级SO2<35mg/Nm3.3NOxSCR改造后SCRNOx50mg/Nm3，脱硝率>88.9%。下一步改造打算：已实现超净排放，暂无改造打算。5。华能北京热电厂5。1845MW,199965.25。2.1：2023310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石-石膏湿法脱硫岛“和“烟塔合一“路线，202312造，脱硫改造的设计效率为96％，脱硫系统入口SO2浓度低于1100mg/Nm3SO250mg/Nm3。脱硫后的烟气经由烟塔(即冷却塔)排出。SCR2023121浓度可到达30mg/Nm3以下,2~4号机组的氮氧化物排放浓度可到达50mg/Nm3下一步改造打算：拟承受托盘技术对吸取塔进展改造,并增加和优化喷淋层的喷嘴，增加烟道除雾器等措施。天津北疆电厂6。1天津国投津能发电〔天津北疆电厂)分两期建设，一期工程2×1000MW2023112×1000MW20231224批复。烟气处理技术“电除尘系统掌握系统升级“路线，烟囱出口烟尘排放浓度分别为14.3mg/Nm313。8mg/Nm3。96。3％，20231、2SO278。59mg/Nm3、79。13mg/Nm3.2.3SCR20232机组NOx70.68mg/Nm383.30mg/Nm3。下一步改造打算6.3。1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99。96%。6。3.296。398.9%，二氧化硫排放35mg/Nm36.3.3SCR50mg/Nm3。低于99.96％。脱硫承受“石灰石-石膏湿法单塔双循环工艺“,脱硫99.1SO2≤30mg/Nm3。脱硝承受“低NOx+SCR85％，烟囱出口NOx45mg/Nm3。