火电厂烟气治理技术方案书

一、项目背景与治理需求火电厂作为能源供应的核心单元，烟气排放中含有的烟尘、二氧化硫（SO₂）、氮氧化物（NOₓ）及汞、二噁英等污染物，对区域空气质量、生态系统及人体健康构成显著威胁。随着《煤电节能减排升级与改造行动计划》等政策深化推进，“超低排放”已成为行业硬性要求——需通过系统性技术改造，实现污染物深度减排，同时兼顾运行经济性与系统稳定性。二、治理目标本方案以超低排放标准为核心，结合项目所在区域环保要求，明确治理后烟气中主要污染物排放浓度（基准氧含量6%）：烟尘：≤10mg/m³SO₂：≤35mg/m³NOₓ：≤50mg/m³汞及其化合物：≤0.03mg/m³（若涉汞控制）同步实现系统能耗降低（如引风机、循环泵电耗优化）、副产品资源化利用（如脱硫石膏综合利用），提升机组整体能效。三、技术选型与系统架构（一）污染物治理技术对比与适配性分析1.除尘技术电除尘器：适用于高粉尘浓度、大烟气量场景，除尘效率≥99%，但对细颗粒物（PM2.5）捕集能力有限，需配合后续净化。布袋除尘器：对PM2.5、重金属等细颗粒捕集效率≥99.9%，但受烟气温度、湿度及含硫量影响，需选用耐高温、耐腐蚀滤料（如PPS+PTFE复合滤料）。电袋复合除尘器：结合电除尘预捕集与布袋深度净化，兼具低阻、高效特点，适用于老厂改造或高粉尘负荷机组。2.脱硫技术石灰石-石膏法（FGD）：技术成熟、脱硫效率≥98%，副产物石膏可资源化，但需解决废水零排放、石膏雨防治问题。氨法脱硫：脱硫效率高（≥99%）、系统占地小，但氨逃逸风险需严格控制，适用于氨源充足或需回收硫资源的场景。海水脱硫：依托海水碱度吸收SO₂，适用于沿海电厂，需配套海水恢复系统以满足海洋生态要求。3.脱硝技术选择性催化还原（SCR）：脱硝效率≥85%，反应温度窗口320~420℃，需优化催化剂选型（如蜂窝式、平板式）以适配烟气成分（如砷、碱金属含量）。选择性非催化还原（SNCR）：无需催化剂，反应温度850~1100℃，脱硝效率≤60%，常作为SCR的补充或低氮改造过渡方案。SCR+SNCR联合脱硝：结合高温区SNCR预脱硝与低温区SCR深度净化，脱硝效率≥90%，降低催化剂用量与系统阻力。4.协同治理技术活性炭喷射+布袋除尘：通过活性炭吸附汞、二噁英等污染物，与粉尘同步被布袋捕集，实现多污染物协同脱除，适用于环保要求严苛的区域。（二）推荐技术路线结合项目煤种（烟煤/褐煤）、烟气量、现有设施及环保目标，推荐“高效电袋除尘+石灰石-石膏法脱硫+SCR脱硝+活性炭协同”联合工艺，具体架构如下：1.烟气预处理：引风机调节烟气流量，经GGH（烟气-烟气换热器）回收余热，控制进入脱硫塔的烟气温度（≤160℃）。2.脱硫系统：采用双循环吸收塔（一级除雾+二级喷淋），浆液pH值控制在5.5~6.0，氧化空气量按液气比（L/G）15L/m³设计，确保SO₂深度脱除。3.脱硝系统：在省煤器与空预器之间布置SCR反应器，采用“高尘区+中温催化剂”方案，还原剂（液氨/尿素）喷射量根据NOₓ浓度实时调控，氨逃逸≤8mg/m³。4.除尘与协同净化：脱硫后烟气经GGH升温（≥80℃，避免白烟），进入电袋复合除尘器（前级电除尘捕集粗颗粒，后级布袋捕集细颗粒），同步喷射活性炭（喷射量2~5mg/m³）吸附汞及有机物，最终烟气通过引风机排入烟囱。四、系统设计参数与关键设备选型（一）脱硫系统设计吸收塔：直径×高度=18m×35m，采用FRP/碳钢内衬鳞片防腐，喷淋层设4层（3用1备），喷嘴为空心锥型，覆盖率150%。浆液循环泵：流量3000m³/h，扬程25m，配变频控制以适应负荷变化。石膏脱水系统：真空皮带脱水机（带宽3m），石膏含水率≤10%，配套旋流器（分离粒度≥30μm）实现浆液浓缩。（二）脱硝系统设计SCR反应器：3层催化剂（2+1布置），单层催化剂体积150m³，活性成分V₂O₅-WO₃/TiO₂，设计寿命3年，脱硝效率≥88%。氨喷射格栅（AIG）：采用分区喷射+静态混合器，氨氮摩尔比控制在0.8~1.0，确保NOₓ均匀脱除。（三）除尘系统设计电袋复合除尘器：电场区收尘面积____m²，布袋区滤袋数量5000条（规格φ130×6000mm），过滤风速0.8m/min，清灰方式为脉冲喷吹（压力0.3~0.5MPa）。五、实施步骤与进度规划（一）前期准备阶段（1~2个月）1.现状调研：检测烟气成分、煤质分析、现有设备性能评估。2.方案优化：结合厂内空间、管网布局，完成施工图设计与设备选型招标。（二）工程建设阶段（3~6个月）1.土建施工：脱硫塔基础、脱硝反应器支架、除尘设备地基浇筑。2.设备安装：按“先脱硫、后脱硝、再除尘”顺序，同步推进管道、电气、控制系统安装。3.系统调试：单机试车→分系统调试→联动试车，重点验证各子系统协同性。（三）验收与优化阶段（1个月）1.环保验收：委托第三方开展168小时满负荷性能测试，确保污染物排放达标。2.运行优化：基于试运行数据，调整浆液浓度、氨喷射量、清灰周期等参数，降低能耗与药剂消耗。六、运行维护与成本分析（一）日常运维要点参数监控：实时监测烟气温度、压力、污染物浓度，脱硫浆液pH/密度，脱硝氨逃逸率，布袋压差等关键指标。设备巡检：每周检查滤袋破损、催化剂堵塞、浆液循环泵磨损情况，每月清理GGH换热元件积灰。（二）耗材更换与成本布袋：每2~3年更换一次，单条成本约200元，年费用约50万元。催化剂：每3年更换一层（共3层），单次更换成本约200万元。药剂消耗：石灰石粉（30~50元/吨）、液氨（2000~3000元/吨），年药剂成本约800~1200万元（依煤质硫分、氮含量调整）。（三）节能与资源化收益余热回收（GGH）可降低引风机电耗约15%，年节电约200万kWh。脱硫石膏年产量约5万吨，综合利用（如建材、水泥缓凝剂）可创收约200万元/年。七、环境与社会效益（一）环境效益项目投运后，年减排烟尘约800吨、SO₂约5000吨、NOₓ约3000吨，汞及其化合物约1吨，显著改善区域PM2.5、酸雨污染现状。（