电厂超低排放改造

电厂超低排放改造（精选6篇）

电厂超低排放改造 篇1

工作方案

全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。

一、指导思想与目标

（一）指导思想 全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。

（二）主要目标 到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。

二、重点任务

（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，要求30万千瓦及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。其中，中部地区（山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8省）力争在2018年前基本完成；西部地区（内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团）在2020年前完成。力争2020年前完成改造5.8亿千瓦。

（二）不具备改造条件的机组要实施达标排放治理。燃煤机组必须安装高效脱硫脱硝除尘设施，推动实施烟气脱硝全工况运行。各地要加大执法监管力度，推动企业进行限期治理，一厂一策，逐一明确时间表和路线图，做到稳定达标，改造机组容量约1.1亿千瓦。

（三）落后产能和不符合相关强制性标准要求的机组要实施淘汰。进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。列入淘汰方案的机组不再要求实施改造。力争“十三五”期间淘汰落后火电机组规模超过2000万千瓦。

（四）要统筹节能与超低排放改造。在推进超低排放改造同时，协同安排节能改造，东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区现役煤电机组平均供电煤耗到2020年前达标。企业尽可能安排在同一检修期内同步实施超低排放和节能改造，降低改造成本和对电网的影响。2016-2020年全国实施节能改造3.4亿千瓦。

三、政策措施

（一）落实电价补贴政策 对达到超低排放水平的燃煤发电机组，按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格„2015‟2835号）要求，给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱；2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。2016年6月底前，发展改革委、环境保护部等制定燃煤发电机组超低排放环保电价及环保设施运行监管办法。

（二）给予发电量奖励 综合考虑煤电机组排放和能效水平，适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右，具体数量由各地确定。落实电力体制改革配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，将达到超低排放的燃煤机组列为二类优先发电机组予以保障。2016年，发展改革委、国家能源局研究制定推行节能低碳调度工作方案，提高高效清洁煤电机组负荷率。

（三）落实排污费激励政策

督促各地在提高排污费征收标准（二氧化硫、氮氧化物不低于每当量1.2元）同时，对污染物排放浓度低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的，切实落实减半征收排污费政策，激励企业加大超低排放改造力度。

（四）给予财政支持 中央财政已有的大气污染防治专项资金，向节能减排效果好的省（区、市）适度倾斜。

（五）信贷融资支持 开发银行对燃煤电厂超低排放和节能改造项目落实已有政策，继续给予优惠信贷；鼓励其他金融机构给予优惠信贷支持。支持符合条件的燃煤电力企业发行企业债券直接融资，募集资金用于超低排放和节能改造。

（六）推行排污权交易 对企业通过超低排放改造产生的富余排污权，地方政府可予以收购；企业也可用于新建项目建设或自行上市交易。

（七）推广应用先进技术 制定燃煤电厂超低排放环境监测评估技术规范，修订煤电机组能效标准和能效最低限值标准，指导各地和各发电企业开展改造工作。再授予一批煤电节能减排示范电站，搭建煤电节能减排交流平台，促进成熟先进技术推广应用。

四、组织保障

（一）加强组织领导 环境保护部、发展改革委、国家能源局会同有关部门共同组织实施本方案，加强部际协调，各司其职、各负其责、密切配合。国家能源局、环境保护部、发展改革委确定燃煤电厂节能和超低排放改造重点项目，并按照职责分工，分别建立节能改造和能效水平、机组淘汰、超低排放改造、达标排放治理管理台账，及时协调解决推进过程中出现的困难和问题。

各地和电力集团公司是燃煤电厂超低排放和节能改造的责任主体，要充分考虑电力区域分布、电网调度等因素编制改造计划方案，于2016年3月底前完成，报国家能源局、环境保护部和发展改革委。发电企业要按照《行动计划》相关要求，切实履行责任，落实项目和资金，积极采用环境污染第三方治理和合同能源管理模式，确保改造工程按期建成并稳定运行。中央企业要起到模范带动作用。地方政府和电网公司要统筹协调区域电力调度，有序安排机组停机检修，制定并落实有序用电方案，保障电力企业按期完成环保和节能改造。

（二）强化监督管理 各地要加强日常督查和执法检查，防止企业弄虚作假，对不达标企业依法严肃处理；对已享受超低排放优惠政策但实际运行效果未稳定达到的，向社会通报，视情节取消相关优惠政策，并予以处罚。省级节能主管部门会同国家能源局派出机构，对各地区、各企业节能改造工作实施监管。

电厂超低排放改造 篇2

燃煤电站超低排放改造的重点和关键在于粉尘的达标排放, 按照实现粉尘达标排放的不同技术分类, 将超低排放改造技术路线分为基于污染物末端治理理念的超低排放改造技术路线和基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线。第一种技术路线主要是在脱硫塔后增加了湿式电除尘装置。第二种技术路线主要是对电除尘器和脱硫塔进行升级改造从而实现粉尘协同脱除的目的。本文主要研究了这两种超低排放改造技术路线的具体实现方式并且对这两种不同的技术路线进行分析对比, 从而为燃煤火电厂实施超低排放改造提供选择依据。

1 超低排放改造技术路线

燃煤发电机组实现超低排放改造技术路线主要有两种, 第一种基于烟气末端治理的超低排放改造技术路线, 其技术路线如图1 所示, 主要包括SCR脱硝装置、干式电除尘器 (或者袋式除尘器、电袋除尘器) 、湿法脱硫装置和湿式电除尘器。该技术路线的主要特点是采用了湿式电除尘器, 可以保证粉尘达标排放。

另一种是基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线, 其技术路线如图2 所示, 主要包括SCR脱硝装置、低温电除尘器 (电除尘器、袋式除尘器或者电袋除尘器) 、协同除尘脱硫塔。该技术路线的主要特点是采用低温电除尘器和协同除尘脱硫塔, 该技术路线主要是通过改造脱硫塔内部结构和增加高校除雾装置提高脱硫塔的协同拖出粉尘的能力, 从而满足粉尘的达标排放[1]。

2 超低排放改造主要技术

目前, 超低排放改造技术主要涉及三个方面, 脱硝技术、脱硫技术和除尘技术, 以下对燃煤火电厂超低排放改造过程中主流的技术进行详细介绍。

2.1 脱硝技术

燃煤电站脱硝主要是除去烟气中的NOx, 脱硝方法主要有燃烧前脱除、燃烧中脱除和燃烧后脱除。燃烧前脱除主要是控制燃料中的氮含量, 但是根据我国的燃料特性, 采用这种方法难度较大成本较高, 因此还有待于进一步研究。

目前, 主要采用的脱硝方法有燃烧中脱除和燃烧后脱除。燃烧中脱除主要是采用低氮燃烧器控制燃料燃烧过程中NOx的生成, 该技术原理是控制燃烧过程中过量空气量, 使烟气中的过量氧减少, 从而降低燃烧过程中NOx的生成量。该技术工艺成熟, 投资和运行费用较低, 已在火电厂得到了广泛的应用。燃烧后脱除主要是指烟气脱硝技术, 即把生成的NOx还原为N2从而脱除烟气中NOx, 目前主流的燃烧后脱除技术为SCR脱硝技术, 在一些电厂也有采用SNCR技术或者SCR+SNCR混合脱硝技术[2]。SCR脱硝技术是在一定温度条件和催化剂作用下利用NH3将NOx还原成N2从而达到脱硝的目的。该技术的关键是催化剂的选型和设计, 催化剂的设计不仅要满足脱硝效率需求还要兼顾氨逃逸问题。SCR脱硝技术是国内应用最多、技术最成熟的烟气脱硝技术之一。为了满足旧的环保标准, 火电厂在SCR脱硝设计时都预留了催化剂备用层, 因此在进行超低排放改造时只需要增加一层催化剂, 即可达到超低排放的标准。SNCR技术是在没有催化剂的情况下, 在一定温度窗口内将NOx还原成N2和H2O, 该技术工艺与SCR类似, 但是脱硝效率较低, 大约为30% ~ 50%, 并且需要对反应温度进行精确控制, 若控制不好容易造成较大的氨逃逸。由于不需要催化剂, SNCR投资较低, 比较适用于环保改造要求不高的机组, 或者与SCR进行联合进行脱硝。

2.2 脱硫技术

脱硫技术在国内的发展时间较长, 技术也比较成熟, 技术种类也有很多, 尤其是为了应对超低排放改造的需求, 各环保技术公司又对现有技术进行改造升级, 又形成了一批改进的脱硫技术。目前, 脱硫技术可以分为喷淋空塔技术及其改进技术、单塔双循环技术和串塔技术。

喷淋空塔技术为国内主流的脱硫技术, 虽然具体实现形式略有不同, 但大体相似。根据公司引进的AEE脱硫技术设计标准, 当烟气中SO2浓度在2 500mg/Nm3以下时, 直接使用该技术即可达到50mg排放标准。当烟气中SO2浓度在2 500mg/Nm3~ 6 000mg/Nm3之间时, 通过增加喷淋层、增大液气比、优化喷淋层及喷嘴设计等方式, 采用传统的喷淋塔也可以达到, 但吸收塔能耗较大。据了解, AEE的德国Bo A项目SO2 进口浓度设计值为6 000mg/Nm3, 采用常规喷淋空塔技术, 出口保证值小于50mg/Nm3。为了达到超低排放改造的目的, 有些公司又提出了托盘塔技术、旋汇耦合塔技术和湍流管栅塔。托盘塔是美国B&W公司的专利脱硫技术。B&W托盘塔的设计标准中未明确界定该技术的适用范围, 通过增加托盘可以提高喷淋空塔脱硫效率。旋汇耦合技术是基于三相紊流掺混的强传质机理, 利用气体动力学原理, 使气体 ( 带有固体微尘及有害气体) 与液体充分混合, 增大气液接触的比表面积, 从而大大提高脱硫除尘效率。旋流器是旋汇耦合脱硫技术的核心设备, 吸收液从上注入, 含SO2、灰尘的烟气从下部进入, 通过旋流器, 使烟气产生高速旋流并带动上部注入的吸收液共同高速旋转充分混合, 从而使气液接触的比表面积最大化。旋流器由布置在圆筒内的24 片呈斜30°~ 45°布置的叶片组成。湍流管栅塔是通过增加一层湍流层, 提高气液传质效率, 从而可以满足超低排放的排放标准, 该技术成熟, 脱硫效果好, 并且具有一定的节能作用, 因此在多家电厂得到了应用。

单塔双循环脱硫技术原是德国诺尔公司的一种石灰石- 石膏湿法脱硫技术。由于德国诺尔公司已经被FBE公司收购, 现在的双循环脱硫技术属FBE公司所有。系统特点是将一个吸收塔分成上下两段, 分别控制两段在不同的PH值下操作。上段 (上循环) p H控制在6 左右, 下段 (下循环) 控制p H在4.5 左右。这样, 在上循环段, 高p H值的浆液有利于SO2的吸收, 在下循环段, 低PH值的浆液有利于硫酸钙和亚硫酸钙的溶解, 利于亚硫酸钙氧化成为石膏。每个循环的控制都是独立的, 并且易于优化和快速调整。对于一些不利的运行工况, 比如燃料或负荷变化, 能够迅速反应。上下两段分别控制通过吸收塔内设置集液斗来实现。集液斗吊在吸收塔内, 底部通过管道将上循环浆液输送至AFT旋流塔。AFT旋流塔内为防止结构, 采用低浓度运行, 浆液密度不大于1 080kg/m³。

串塔技术是电厂为适应煤质条件改变而选择的双级处理技术。采用二级脱硫塔分级处理, 烟气首先经过预洗塔, 然后进入吸收塔, 处理达标后排入烟囱。双塔间采用强制循环, 运行p H值相同。串塔技术主要适用于燃烧高硫煤的电厂。

2.3 除尘技术

燃煤火电厂传统的除尘技术主要有干式电除尘技术、袋式除尘技术和电袋复合除尘技术, 为了满足超低排放的标准, 出现了干式电除尘技术的提效改造技术和湿式电除尘技术。

电除尘技术是利用强电场电晕放电使烟气电离、粉尘荷电, 在电场力的作用下将粉尘从烟尘中分离出来的技术[3]。该技术除尘效率高, 处理烟气量大, 可用于高温场合, 并且阻力较小, 但是投资较大, 除尘效率受比电阻影响。袋式除尘器是利用纤维状编织物做成的袋式过滤元件来捕集烟尘的技术, 与电除尘相比, 该技术对烟尘适应性较大, 受锅炉负荷变化影响也较小, 除尘效率也较高, 但是它阻力较大, 并且由于需要定期更换滤袋, 因此运行成本也较大。因此, 为了兼顾除尘效率和运行成本, 一些公司提出了电袋复合除尘技术, 烟气首先通过电除尘, 然后再经过袋式除尘器, 这种设计兼顾了两种除尘技术的优点, 并在一定程度上克服了两者的缺点, 具有较好的应用效果。该技术不仅适用于新建项目, 也适用于现有设备的提效改造, 具有较好的除尘效果, 并且较单独采用电除尘或者袋式除尘器投资较低。

为了满足超低排放对粉尘排放的要求, 除尘技术形成了两种技术路线, 一种是对传统除尘技术进行升级改造, 其典型代表是低低温电除尘技术。低低温电除尘技术是通过降低进入电除尘器的烟气温度, 从而降低烟尘比电阻, 从而提高除尘效率, 同时还可脱除吸附在灰尘中的汞和SO3。另外, 低低温电除尘器还改变了原有烟气粒径分布, 有利用提高脱硫塔的协同除尘性能[4]。目前, 在采用协同控制实现超低排放改造的电厂基本都采用了低低温电除尘技术。另一种是湿式电除尘技术。湿式电除尘器在国外已经有多年的应用, 主要用于脱除湿法脱硫后粉尘和石膏浆液滴, 实现粉尘的达标排放, 并且对汞和SO3也具有较好的脱除效果。湿式电除尘器与干式电除尘器原理相同, 在直流高压的作用下, 将其周围气体电离, 使粉尘或雾滴粒子表面荷电, 荷电粒子在电场力作用下向收尘极运动, 并沉积在收尘极上, 清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下, 在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜, 将板上颗粒带。湿式电除尘器根据极板材质不同, 大致可分为金属极板湿式电除尘、导电玻璃钢极板湿式电除尘和柔性极板湿式电除尘几种类型[5]。目前, 该技术在国内超低排放改造工程中也有很多应用。

3 超低排放改造技术路线对比分析及选择建议

目前, 燃煤电厂进行超低排放改造已经成为共识, 各大发电集团和发电厂都在积极进行超低排放改造。超低排放改造技术路线主要分为两种, 一种是基于末端治理技术, 一种是基于污染物协同脱除思路。前者主要是在脱硫塔后增加了湿式电除尘器, 该技术路线从长期运行来看, 技术稳定性较好, 并且除尘效果也较好, 但是由于湿式电除尘技术引进国内时间较短, 一些核心技术还没有完全国产化, 采用该技术投资成本较高, 同时在运行过程中耗水量也大, 还需要配置一套废水处理装置, 因此运行成本也相对较高。后者主要是增加低温电除尘器同时对脱硫塔进行升级改造, 提高脱硫塔协同脱除粉尘能力。该技术投资和运行成本相对较低, 从短期来看, 该技术可以满足超低排放改造的排放要求, 但是由于其除尘性能和脱硫塔以及锅炉运行情况有非常密切的关系, 因此当前面工况变化时, 对除尘效果影响较大, 并且其长期稳定运行效果还有待于进一步研究。

在基于对超低排放改造技术研究以及现场调研的基础上, 对燃煤电厂超低排放改造技术选择提供以下三点建议。

1) 在选择技术路线时, 要具体问题具体分析, 要根据电厂自身燃煤情况和机组情况来选择适合的超低排放改造技术。

2) 超低排放改造技术选择不仅要考虑技术的先进性, 同时要兼顾技术经济性, 尤其要选择具有节能潜力的超低排放改造技术。

3) 通过提高管理和运行水平, 作为超低排放改造的技术补充。为了实现超低排放的目的, 技术是主要方面, 但是管理和运行水平也是很重要的一方面, 不能把所有的问题都依托于技术手段实现, 如果在采用适当技术手段的情况下, 同时提高管理和运行水平, 超低排放改造会更加经济, 效果会更好。

4 结论

本文主要是对火电厂超低排放改造技术路线以及超低排放改造过程中采用的脱硝技术、脱硫技术和除尘技术进行了详细介绍和分析, 最后基于技术研究和现场调研分析, 对超低排放改造的技术路线进行了对比分析, 并且给出了几点超低排放改造的建议。希望本文的研究内容对燃煤火电厂超低排放改造技术路线的选择具有一定的参考意义。

参考文献

[1]高翔, 吴良祖, 杜振, 等.烟气多污染物协同脱除的研究[J].环境污染与防治, 2009 (12) :84-90.

[2]夏怀祥, 段传和, 等.选择性催化还原法烟气脱硝[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[3]曲增杰, 赵丽妮.火电厂除尘技术的发展现状与技术改造建议[J].科技传播, 2012 (8) :109-111.

[4]崔占忠, 龙辉, 龙正伟, 等.低低温高效烟气处理技术特点及其在中国的应用前景[J].动力工程学报, 2012, 32 (2) :152-158.

电厂超低排放改造 篇3

对中小型燃煤电厂，对比当前国内开发的新除尘技术及其应用效果，进而选择合理的处理技术，来进行除尘、脱硫、脱硝处理，以达到国家规定的超低排放的要求。

关键词：中小型燃煤电厂 超低排放 除尘 脱硫 脱硝

中图分类号：TU993 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）05（b）-0037-02

在我国，绝大部分的发电厂主要是以燃烧煤炭发电为主。随着社会的不断发展，人们对环境也越来越重视起来，因此，相关部门发布了燃煤电厂大气污染物排放新标准，并且将“清洁高效发展煤电”作为能源发展计划的关键任务之一，这就使得能源清洁化以及保护环境的压力比较大，而中小型燃煤电厂要达到有关部门要求，实现超低排放，就需要集成各种先进并且高效的除尘技术、脱硫技术以及脱硝技术[1]。

1 中小型燃煤电厂除尘技术的选择

1.1 除尘技术介绍

1.1.1 干式电除尘器提效技术

干式电除尘器提效是一种比较成熟的除尘技术，其基本原理是使烟气中的灰尘带上电荷，然后在利用电除尘器进行捕获收集。其能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染[2]。

1.1.2 袋式除尘技术

袋式除尘技术是通过将纤维滤料制成袋状，然后来对烟气中的粉尘进行捕获。其优点是除尘效率高，并且适用于各类粉尘，对于亚微米级的粉尘具有很好的捕获效果，然而其受到的阻力比较高，因此滤袋的使用寿命不长。

1.1.3 湿式电除尘技术

湿式电除尘技术的原理同干式电除尘技术比较相似，湿式电除尘技术是利用水雾将烟气中的粉尘凝聚，然后再使粉尘在电场中共同荷电，一起被捕获，并且聚集在极板上的水汽将会形成一层水膜，使得极板保持清洁，再通过水流将灰尘冲洗，由于不需要振动设备，所以也不会产生二次灰尘，具有较高的除尘效率。

1.2 除尘技术的选择

通过上面对3种主要除尘技术的分析，袋式除尘技术在使用过程中由于受到的阻力很大，通常滤袋的使用寿命不长，这会增加除尘的成本，不适合中小型燃煤电厂。另外，湿式电除尘技术虽然具有较高的除尘效率，但一般用在大型的燃煤发电厂作为综合型的治理设备，一次成本高，也不适合中小型燃煤电厂。而干式电除尘器提效技术能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染，基于以上优点，中小型燃煤电厂可以选择干式电除尘器作为其除尘的首选。

2 中小型燃煤电厂脱硫技术的选择

2.1 脱硫技术介绍

2.1.1 湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术的特点是整个脱硫过程都是在湿态下进行，因此在脱硫过程中，整个系统的反应温度均不高于露点，然后脱硫以后的烟气再通过烟气再热器（GGH）加热后排放或者经过湿烟囱再排放。因为湿法烟气脱硫的整个反应过程是在气-液相中反应，所以该技术的脱硫反应速度相对的快，并且脱硫的效率很高。

2.1.2 干法烟气脱硫技术

干法烟气脱硫技术指的是脱硫过程中得到的最终反应产物都是干态的，而加入到锅炉尾部烟道中的脱硫剂可以为干态也可以是湿态，其特点是当烟气流过反应器时反应器会进行喷水，对烟气进行增湿，达到第二次脱硫的效果，提高了钙的利用率以及总脱硫效率。

2.1.3 烟气循环流化床脱硫技术

烟气循环流化床脱硫技术[3]将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，利用吸收剂对烟气的多次循环吸收，能够提高对脱硫吸收剂的利用率。如图1为烟气循环流化床的系统示意图，其特点在于能够过喷水将床温控制在最佳反应温度下，从而保证最佳的脱硫效率。

2.2 脱硫技术的选择

通过上面对3种主要烟气脱硫技术的分析，进行湿法烟气脱硫需要GGH，而GGH的成本高，维修和保养费用昂贵，不适合中小型燃煤电厂。干法烟气脱硫技术需要对锅炉进行改造，施工时间长，并且脱硫效果相比其他方法偏低，并且国内也没有成熟应用的经验，故中小型燃煤电厂也不适用。烟气循环流化床脱硫技术维护工作量和费用低，电耗量与耗量低，并且工艺简单可靠，不受燃煤含硫量限制。所以中小型燃煤电厂在脱硫过程中可以选取烟气循环流化床脱硫技术。

3 中小型燃煤电厂脱硝技术的选择

3.1 脱硝技术的介绍

3.1.1 高效低氮燃烧技术

高效低氮燃烧技术是利用低氮燃烧器将煤质、制粉系统快速燃烧，使得氮氧化物浓度降低，其具体实施方法为在炉内施加合适的燃烧温度以及停留时间，使煤粉快速着火、欠氧燃烧，并且在燃烧过程中，利用产生的氨基中间产物来抑制氮氧化物的产生，或者已经生成的氮氧化物进行还原。

3.1.2 SCR脱硝装置

通常情况下，SCR脱硝装置按60%～70%的脱硝效率来进行设计，通过增加催化剂用量和采用高效催化剂来实现脱硝的处理。

3.1.3 SNCR-SCR联合脱硝技术

SNCR脱硝技术的特点是把NH3与尿素等喷入锅炉的炉内高温区，高温区温度约为850 ℃～1 100 ℃，然后让NH3、尿素和氮氧化物进行反应，但是其效果受到很多因素的影响。而SNCR-SCR联合脱硝技术是利用两种技术的优点相结合，在系统前端是SNCR系统，后端是SCR系统，前端利用还原剂与氮氧化物反应，后端再对烟气进一步脱硝，极大提高了脱硝效率，并且使得SCR反应容积减少，节省了催化剂用量，还减少了投资和运行费用。

3.2 脱硝技术的选择

通过上面对3种主要脱硝技术的分析，SNCR-SCR脫硝技术采用了新型的联合脱硝技术，脱硝效率高，同其他两种技术相比较，其成本低，催化剂的用量少，运行费用也少，因此，对于中小型燃煤电厂而言，SNCR-SCR联合脱硝技术是更加合适的。

4 结语

对于中小型燃煤电厂而言，在缺乏资源与资金的情况下，要达到除尘、脱硫、脱硝的要求，应当对各类技术进行比较，充分考虑各种污染物间相互影响，利用治理污染物的协同效应来进行处理，以达到更好的经济效益。

参考文献

[1]吴玉生.燃煤电厂烟尘超低排放技术路线比选研究[J].能源与节能，2016（4）：5-7.

[2]肖创英.促进燃煤电厂烟尘超低排放[J].科技导报，2014（33）：12.

[3]陈永辉，李军，李习臣.中小型燃煤电厂烟气脱硫改造工艺技术路线的确定[J].能源工程，2008（6）：50-54.

电厂超低排放改造 篇4

河北省钢铁行业超低排放改造验收参照标准

（验收标准）

一、超低排放改造标准

炼铁厂烧结机机头（球团焙烧）烟气颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，其他工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、150mg/Nm3进行改造。铁矿采选、铸造企业烧结和高炉工序超低排放改造按照生态环境部相关要求执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。

二、烧结厂石膏雨及有色烟羽治理标准及规范 炼铁厂烧结机（含球团焙烧）烟气采取降温冷凝的，夏季（4月-10月）参照烟温降低8%以上，含湿量降低15%以上；冬季（11月-次年3月）参照烟温降低15%以上，含湿量降低30%以上。

注：排放烟气烟温降幅=[（改造装置入口温度-出口温度）/入口温度]×100% 排放烟气含湿量降幅=[（改造装置入口含湿度-出口含湿 量）/入口含湿量]×100%

三、炼铁长供料料场扬尘防治标准

1、铁精矿等原料储存场，煤、焦粉等燃料储存场，石灰（石）等辅料储存场，采用封闭料场（仓、棚、库），并采取雾炮喷淋（白灰除外）、清扫、吸尘等抑尘措施。

2、料场路面硬化无破损，出口配备车轮和车身清洗装置，或采取其他控制措施。

四、无组织排放治理标准

1、炼铁厂区内铁精矿、烧结矿、块矿等大宗物料及煤、焦粉等燃料采用封闭通廊或管状带式输送机等封闭式输送装置。

2、需用车辆运输的石灰等粉料采取吸排罐车等密闭输送方式；需用车辆运输的焦粉、煤粉等粉料，采取密闭措施；返矿、返焦采取密闭皮带输送装置。

3、禁止汽车、装载机露天装卸及倒运物料，汽车、火车卸料点设置集气罩、皮带输送机卸料点设置密闭罩，并配备除尘设施。

4、除尘器设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车、气力输送等方式运输除尘灰，保证除尘灰不落地。

5、炼钢车间设置屋顶罩，不应有可见烟尘外逸。铸铁机浇注工位设置集气罩，并配备除尘设施。高炉干渣堆积处 设置抑尘措施。各工序其他产尘点设置集气罩并配备有效除尘设施。烧结、球团竖炉、炼钢、轧钢等主要生产车间以及高炉出铁场、钢渣处理设施应密闭，对焦炉炉体在确保安全的前提下实施封闭。

6、企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。

五、清洁生产标准

烧结（球团）工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.16kg/t、0.4kg/t、0.5kg/t；高炉炼铁工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.1kg/t、0.02kg/t、0.2kg/t；炼钢工序颗粒物不高于0.06kg/t；热轧工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.02kg/t、0.04kg/t、0.13kg/t；冷轧工序颗粒物、氯化氢、氮氧化物分别不高于0.043kg/t、0.0017kg/t、0.079kg/t。

六、污染源在线监测标准

严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，增设DCS系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,中控数据保存一年以上，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建有监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、烧结环冷区域、高炉矿槽区域、炼钢区域等易产尘点，安装视频监控。采取烟温控制的，在“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。

七、其他

1.所有排气筒高度应不低于15米。

2.二噁英类、氟化物、铅及其化合物、挥发性有机物等其他大气污染物及无组织排放浓度应满足河北省《钢铁工业大气污染物排放标准》（DB13/2169—2015）要求。

3.按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。

4.实施高炉冲渣乏汽“消白”项目，减少蒸汽排放，有效回收热能。

5.各钢铁企业在厂区门口或明显位置设置电子显示屏，主动分开主要污染物排放信息。附件

河北省关于焦化行业超低排放改造验收参照标

准

一、超低排放改造标准。焦炉烟囱、燃用焦炉煤气的粗苯管式炉、氨分解炉等烟气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、30mg/Nm3、100mg/Nm3，焦炉装煤颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3，精煤破碎、焦炭破碎、筛分及转运、推焦、硫铵结晶干燥工序颗粒物排放浓度参照不高于10mg/Nm3，干熄焦颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3。其他工序污染物排放于2019年10月1日起执行《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012）特别排放限值。生态环境部有更严要求按其规定执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。

二、石膏雨和有色烟羽治理要求。采取烟温控制等有效措施进一步减少焦炉烟气中的可凝结颗粒物。鼓励采取降温冷凝方法减少污染物排放、石膏雨和有色烟羽。

三、料场扬尘防治标准

煤场采用全封闭煤场或大型筒仓，并配备移动式或固定 式喷水抑尘装置；煤场路面硬化。原料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。

四、无组织排放治理标准

1、运输系统

炼焦煤、焦炭等大宗物料采取封闭通廊、管状带式输送机等密闭输送装置。破、粉碎机进、出料口处设置密闭罩，并配备除尘设施。除尘装置设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车或气力输送等方式运输，实现煤尘和焦尘不落地。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。

2、装煤出焦

焦炉炉盖采用密封结构，装煤后用泥浆密封；装煤过程采用良好密闭的导烟设施或除尘系统。干熄炉顶的装入装置、预存室事故放散口、预存室压力自动调节放散口和干熄炉底的排出装置、运焦带式输送机受料点等产尘点设置集气罩，并配备除尘设施。筛焦楼、贮焦槽及转运站设置集气罩，并配备除尘设施。焦炉装煤、出焦除尘系统采用除尘地面站。

3、焦炉炉体

上升管盖、桥管与阀体承插采用水封装置；上升管根部采用铸铁底座，耐火石棉绳填塞，泥浆封闭；焦炉炉门采用弹簧炉门、厚炉门板、大保护板。正常炭化期间，大、小炉门应密封、不冒烟。常规焦炉、热回收焦炉设置炉头烟捕集系统。

4、化产

化工物料罐、槽的排放气体应收集至煤气系统回收，或净化设施。建立泄露与检测修复（LDAR）制度，加强开停车、检（维）修、生产异常等非正常工况污染控制，减少颗粒物、VOCs无组织排放。

五、清洁生产标准

新建焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.017kg/t、0.071kg/t、0.265kg/t、0.027g/t。现有焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.028kg/t、0.089kg/t、0.307kg/t、0.09g/t。

六、其他

1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，在环保设施入口和总排口安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、焦炉炉体等易产尘点，安装视频监控。“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。

2、按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口 编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。

3、焦化企业设立主要污染物排放情况实时电子显示屏，向社会公开污染物排放信息。附件3

河北省燃煤电厂深度减排验收参照标准

一、燃煤电厂锅炉深度减排验收标准。电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于5mg/Nm3、25mg/Nm3、30mg/Nm3（W型火焰炉膛燃煤发电锅炉氮氧化物排放浓度不高于50mg/Nm3）。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。

二、石膏雨和有色烟羽治理要求

1、燃煤电厂应采取相技术降低烟气排放温度和含湿量，通过收集烟气中过饱和水蒸汽中水分，减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。

2、燃煤电厂锅炉烟气采取烟温控制及其他有效措施，基本消除石膏雨和有色烟羽现象。烟温控制采取降温冷凝方法的，正常工况下，夏季（4-10月）冷凝后烟温达到48℃以下，烟气含湿量11.0%以下；冬季（11月-次年3月）冷凝后烟温达45℃以下，烟气含湿量9.5%以下。采取其他方法的，由各市环境保护主管部门确定验收标准。

3、鼓励燃煤发电企业利用回收余热或其他方式对烟气 再加热，以提高排烟温度，抬升排烟高度，尽量减少石膏雨和有色烟羽。

三、料场等无组织排放扬尘防治标准

燃煤电厂路面硬化。料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。煤粉储存入棚或入仓，棚内设有喷淋装置和防雨天窗，在物料装卸时洒水降尘；其他原辅料入棚，禁止露天堆放；炉渣、粉煤灰分别建有专门的炉渣仓、粉煤灰库存储。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。

四、其他

1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。采取烟温控制的燃煤电厂石膏雨和有色烟羽治理装置后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。

2、按照要求规范化排污口，设置明显标识，注明排污 口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。

电厂超低排放改造 篇5

我国火电厂烟气排放连续监测装置现状及对策建议

调研、分析了我国75家代表性火电厂的101套烟气排放连续监测装置(CEMS)的安装和使用现状;分析了10个国家层面上的有关CEMS的法规、政策.从法规、政策要求可以看出:装设CEMS是火电厂排放标准的强制性要求;CEMS经验收合格后,其监测数据为法定数据;火电厂装设CEMS是电厂环境监督管理和政府环保部门管理的需要,也是实现环保电厂优先发电调度的需要等.指出了火电厂已装CEMS存在的.主要问题:市场不规范、疏于管理、企业重视不够、资金浪费大、环保部门监管手段落后、缺乏配套的管理办法、电力行业组织没有发挥应有的作用等;提出了尽快出台相关配套的管理规定、清理整顿CEMS市场、加快恢复已装CEMS的正常运行、探索有效的CEMS管理新模式和加强行业自律等建议.

作 者：潘荔 王卓昆 王志轩 PAN Li WANG Zhuo-kun WANG Zhi-xuan 作者单位：中国电力企业联合会环保与资源节约部,北京,100761刊 名：环境科学研究 ISTIC PKU英文刊名：RESEARCH OF ENVIRONMENTAL SCIENCES年，卷(期)：18(4)分类号：X851关键词：火电厂 烟气排放连续监测装置 现状 问题 对策

电厂超低排放改造 篇6

1 燃煤电厂现行标准

2011年7月29日, 国家修订发布了GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准, 要求现有燃煤电厂自2014年7月1日起执行烟尘30 mg/m3、二氧化硫200 mg/m3、氮氧化物100 mg/m3的污染排放浓度限值, 比旧标准所规定的烟尘50 mg/m3、二氧化硫400 mg/m3、氮氧化物650 mg/m3分别控低40%, 50%, 85%。2013年2月27日, 国家环保部发布了《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》, 要求位于大气污染重点控制区的燃煤电厂自2014年7月1日起执行20 mg/m3限值, 将烟尘排放浓度再控低1/3。

2 燃煤电厂特别排放限值及燃气电厂标准

GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准对燃煤电厂的特别排放限值和燃气电厂的排放浓度限值也一并予以明确。燃煤电厂的特别排放限值为烟尘20 mg/m3、二氧化硫50 mg/m3、氮氧化物100 mg/m3, 其中烟尘、氮氧化物特别排放限值与大气污染重点控制区燃煤电厂现执行标准一致;燃气 (天然气) 电厂的排放浓度限值为烟尘5 mg/m3、二氧化硫35 mg/m3、氮氧化物50 mg/m3, 均严于燃煤电厂的特别排放限值。

3 国内有关燃煤电厂污染排放按燃气标准控制的要求与研究

2013年12月浙江省政府发布的《浙江省大气污染防治行动计划 (2013-2017年) 》中要求, 在2017年年底前, 所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术, 现有60万k W以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造, 达到燃气轮机组排放标准要求。2014年2月广州市政府审议通过的《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》中提出, 将按照天然气排放标准对全市燃煤电厂进行“超洁净排放”改造, 到2020年改造全部完成后各煤电企业各项污染物排放将比2013年大幅削减60%~70%。

4 常规燃煤电厂环保设施配置及污染物排放浓度水平

在此, 以已配置常规环保设施的燃煤电厂作为常规燃煤电厂, 如图1所示。常规燃煤电厂使用的除尘设施大多数为电除尘器, 脱硫工艺也大多为石灰石—石膏法, 控制氮氧化物排放的技术措施已基本形成“锅炉低氮燃烧+SCR脱硝”模式。不考虑对煤质的特殊控制, 即以未对煤质因素 (灰分、硫分、挥发分等) 进行特别要求为前提, 已配置前述常规环保设施的燃煤电厂, 在按污染物脱除效率设计水平正常运行情况下, 烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别达到30 mg/m3, 200 mg/m3, 100 mg/m3的排放浓度限值基本上没有问题, 但烟尘难以稳定满足20 mg/m3的特别排放限值要求, 同时二氧化硫也难以达到50 mg/m3的特别排放限值水平。如仅以达标排放为目标, 位于大气污染重点控制区的燃煤电厂须进行除尘改造, 一般可选择高频电源电除尘改造、旋转电极电除尘改造、低温电除尘改造、电袋复合除尘改造等技术方案。但要实现“污染物超低排放、排放水平达到燃气电厂排放标准”的目标, 必须选择高效、可行的技术路线, 进一步实施提效措施。

5 常规燃煤电厂达到燃气电厂排放标准的技术路线分析

结合在某电厂300 MW机组进行的环保提效调控情况, 不考虑煤质因素 (灰分、硫分、挥发分等) 对各类污染物原始产生浓度的影响, 对比部分新建燃煤电厂超低排放技术应用实例, 按照充分挖潜环保设施现有潜力后再对瓶颈环节实施充分利旧改造的思路, 对常规燃煤电厂达到燃气电厂排放标准的技术路线分析如下。

5.1 氮氧化物超低排放

以已基本形成的“锅炉低氮燃烧+SCR喷氨脱硝”控制氮氧化物排放模式为基础, 实现氮氧化物超低排放可通过提高脱硝喷氨量和增加脱硝催化剂更换频次两项措施进行运行提效。某电厂300 MW机组建设有SCR喷氨脱硝设施, 实施锅炉低氮燃烧技术改造后, 实际脱硝喷氨量比未实施锅炉低氮燃烧技术改造前低一半时, 脱硝效率可保持在76%左右, 氮氧化物排放浓度可不超过85 mg/m3;加大脱硝喷氨量, 氮氧化物排放浓度进一步降低。经测算, 在“锅炉低氮燃烧+SCR喷氨脱硝”基础上加大运行过程中的脱硝喷氨量, 可将脱硝效率提高5个~7个百分点。通常燃煤发电机组脱硝设施设计催化剂填充层共三层, 新建投运的机组实际填充两层, 一般在机组脱硝运行达到三年时增加对另一层的填充, 再过三年更换最早填充的其中一层, 依次每三年更换一层填充。在此条件下, 脱硝效率不低于80%。实施三层均填充催化剂, 并将更换周期调整为每年一层, 三年全部更换一遍, 可将脱硝效率提高5个百分点以上。两项措施实施可实现86%~88%的脱硝效率, 达到氮氧化物50 mg/m3的燃气电厂排放标准已为可行。

5.2 二氧化硫超低排放

采用石灰石—石膏法脱硫工艺的燃煤电厂, 提升石灰石品质、添加脱硫增效剂以及对脱硫设施增容改造是脱硫系统提效的主要技术措施。某电厂300 MW机组配置有石灰石—石膏法脱硫设施, 设计脱硫效率不低于96.5%以上, 正常运行中二氧化硫排放浓度可控制在90 mg/m3的水平上。经实施所有浆液循环泵全部运行的模式, 加大浆液喷淋量, 脱硫效率可提高至97%以上;在此条件下再添加脱硫增效剂, 脱硫效率可提高至98%以上, 二氧化硫排放浓度可控制在50 mg/m3左右, 基本达到燃煤电厂二氧化硫特别排放限值水平。因此, 二氧化硫超低排放可采取先调控再改造的推进思路。首先, 在浆液循环泵全部运行情况下添加脱硫增效剂, 并通过使用细度更高的脱硫石灰石粉 (一般石灰石粉越细, 脱硫效率及石灰石的利用率就越高) 进行运行调控。再者, 在运行调控基础上, 就增高吸收塔、增建串联或并联型副塔方案研究确定其中之一实施改造, 即可实现超低硫排放的稳定可控, 达到二氧化硫35 mg/m3的燃气电厂排放标准水平。

5.3 烟尘超低排放

某电厂300 MW机组配置有五电场高效电除尘, 优化供电调控后烟尘排放浓度可满足20 mg/m3的特别排放限值要求, 但离超低排放目标差距较大。现以超低排放为目标的新建电厂基本选择在湿法脱硫后再增加湿式电除尘的技术方案。为实现更佳效果, 其脱硫前电除尘有旋转电极技术或管式换热低温技术的应用。已达到烟尘特别排放限值水平的燃煤电厂, 在脱硫后增加湿式电除尘为相对较好的烟尘超低排放技术路线。且湿式电除尘还可有效收集微细颗粒物 (PM2.5尘、SO3酸雾、气溶胶等) 和重金属 (汞、铅等) , 其对汞的脱除可有效保障汞的达标排放 (从2015年1月1日起燃煤电厂要执行0.03 mg/m3的汞排放标准) 。当然, 如有条件, 对脱硫前电除尘实施必要的技术改造, 则对烟尘实现5 mg/m3的燃气电厂排放标准水平更有保障。

参考文献

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