燃煤电厂超低排放技术路线对比分析

燃煤电厂超低排放技术路线对比分析2014年9月12日，国家发改委、国家环保部、国家能源局联合发文“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”中要求，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(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。针对“行动计划”，国内火力发电集团提出了“超净排放(50、35、5(氮氧化物、二氧化硫、烟尘浓度))”、“近零排放”、“超低排放”、“绿色发电”等类似的口号。

二、目前主流的超低排放技术介绍

(一)脱硝改造

1、低低氮燃烧器改造常规低氮燃烧器约75%的NOX是在燃尽风区域产生的，低低氮燃烧器是通过改造燃烧器，调整二次风和燃尽风的配比，增加燃尽风的比例，大幅度减少燃尽风区域产生的NOX，从而有效降低NOX排放。

图1 低低氮燃烧器改造的优势分析

2、脱硝催化剂增加备用层催化剂加层是简单有效的提高脱硝效率、降低NOX排放的方法，目前在各大电厂超低排放改造中广泛使用。通过增加催化剂和喷氨量，可以进一步增加烟气中NOX和氨的反应量，减少NOX排放。

小结：两种改造方式投资都比较高，相比之下，燃烧器改造的一次性投入大，而催化剂加层的运行成本很大，远期投资要比低低氮燃烧器要大得多。低氮燃烧器改造用于四角切圆直流燃烧器的比较多，改造也都比较成功，而用于对冲布置的旋流燃烧器的案例较少，而且经常会带来屏过结焦严重、超温等影响锅炉安全运行的问题，对于炉膛出口烟温和排烟温度较高、容易结焦的锅炉来说不是太合适。

相比之下脱硝催化剂加层的效果是比较确定的，脱硝加层会带

来100-150Pa的阻力增加，影响不大，但是单纯依靠加层和增加喷氨量来提高脱硝效率，将会带来氨逃逸的增多，同时SO2转SO3的数量也会增大，逃逸的NH3与SO3反应生成NH4HSO4，该物质在150-190℃时为鼻涕状粘稠物质，增加的 NH4HSO4可能会造成空预器差压上升甚至造成堵塞，影响空预器的运行效率和运行安全。

(二)脱硫改造

1、脱硫除尘一体化技术单塔一体化脱硫除尘深度净化技术是国内自主研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。

超净脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备，应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。

旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强化传质机理，通过产生气液湍流，大大提高传质速率，从而达到提高脱硫效率的目的。CFD模拟结果显示，加装耦合器后塔内的烟气分布更加均匀。

图2 下图为管束式除尘器示意图及流场模拟结果

除了旋汇耦合器，脱硫除尘一体化技术还通过管束式除雾器、增加喷淋层等方式提高脱硫、除尘效率;脱硫除尘一体化技术主要具有如下优势：

1)效率高。在一个吸收塔里同时完成脱硫除尘，目前可以达到现阶段最严格的深度超净脱除的要求，二氧化硫达到35mg/m3以下，粉尘5mg/m3以下。

2)费用低。该技术在保证高性能的前提下，尽量降低能耗，比同类技术运行费用电耗低20-30%左右。

3)投资少。该技术可以在原有装置基础上进行改造完成，对于新建电厂，不会额外增加占地和新建费用，投资比传统技术低40%左右。

4)运行维护简单。该技术在设计研发过程中尽量简化操作，保证零件质量，降低更换频率，从用户角度减少零件的运行和维护压力。

2、单塔双分区高效脱硫除尘技术目前市面上的脱硫吸收塔浆液区基本都采用单区设计，单区设计具有如下限制：

1)pH采用折中值5-5.5，一定程度兼顾吸收和氧化要求

2)牺牲吸收能力，脱硫效率明显受限

3)降低石膏结晶效果，石膏副产物长大受阻。

浆液双分区浆液池设计，将浆液池分隔成上下两层(上层低PH 值区和下层高PH值区)，上层主要负责氧化，下层主要负责吸收，通过功能分区可以明显提高脱硫效率。双分区设计具有如下优点：

1)适合高含硫或高效率场合，效率可达99.3%

2)浆池pH分区，氧化区4.9-5.5生成高纯石膏，吸收区5.3-6.1高效脱除SO2

3)浆池小，停留时间可为3min，并且无任何塔外循环吸收装置

4)配套专有射流搅拌措施，塔内无转动搅拌设施，检修维护方便

5)吸收剂的利用率高、石膏纯度最高

6)烟气阻力小

除了浆液分区，该技术通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器和等措施进一步提高脱硫效果;另外该技术采用多级高效机械除雾器，包括采用多级除雾器、管式除雾器、烟道除雾器的组合式除雾器，并在原烟道处设置喷雾除尘系统以提高除尘效果。

3、双托盘技术双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，从而起到脱硫增效的作用。(如果原来没有设计托盘，则需安装2层托盘)。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。

1)双托盘的气流均质作用

烟气进入吸收塔后，首先通过塔内托盘，并与托盘上的液膜进行气、液相的均质调整，在吸收区域的整个高度以上可以实现气体与浆液的最佳接触。双托盘的气液相调整充分，气相均布好，脱硫增效很明显。

2)提高烟气与浆液的接触功效

由于托盘可保持一定高度液膜，增加了烟气在吸收塔中的停留

时间。当气体通过时，气液接触，可以起到充分吸收气体中部分污染成分的作用，从而有效降低液气比，提高了吸收剂的利用率。双托盘比单托盘多了一层液膜，气液相交换更为充分，从而增加了脱硫效率。

双托盘技术效果可靠但是最大的劣势是阻力太大。另外双托盘一般是用于原有单托盘吸收塔的升级改造，如果对没有托盘的吸收塔改造双托盘，则喷淋层甚至整个辅机系统可能都要重新设计，成本大幅提高。

4、双塔双循环技术双循环技术源于德国，其目的是解决单吸收塔湿法脱硫的一个矛盾，湿法脱硫的反应分为两个阶段，即吸收阶段和氧化阶段，在SO2的吸收阶段要求PH值越高，吸收效果越好，而在Ca(HSO3)2的氧化阶段，要求PH值越低氧化效果越好。但是在同一个吸收塔浆液池内，无法二者兼顾，因此双循环技术在吸收塔外另设一个罐体用于SO2的吸收，而吸收塔浆液池则负责氧化。这与双分区技术异曲同工。

双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔，利用双循环技术，同时设置喷淋层和除雾器，使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。当然，双塔双循环的占地和辅机增设就更大了。单塔双循环的效果难以达到超低排放的要求，双塔双循环能够稳定达到要求，但是占地很大，不适合布置比较紧凑的电厂，且辅机增设较多，运营成本高。

(三)除尘技术

1、低低温电除尘低低温电除尘是在电除尘前增设热回收器，降

低除尘器入口温度，利用了烟气体积流量随温度降低而变小和粉尘比电阻随温度降低而下降的特性。随温度降低，粉尘比电阻减少至1011Ω˙cm以下，此时的粉尘更容易被捕集;同时，随着烟气温度降低，烟气体积流量下降，在电除尘通流面积不变的情况下，流速明显降低，从而增加了烟气在电除尘内部的停留时间，所以，烟气流经电除尘器的温度范围在80~100℃之间时，除尘系统效率将会明显提高。

回收的热量目前主要有两种用法，一种是MGGH，即在吸收塔后增加再加热器，利用烟气余热抬升烟气温度，防止下游设备腐蚀，无烟气泄露，可以基本消除白烟及石膏雨。另一种是低温省煤器，即将回收的热量用于加热汽机房凝结水。两种改造路线各有优势，MGGH 具有很好的环保效果，而低温省煤器则可以有效降低煤耗，提高经济性。

2、湿式电除尘湿式电除尘器是一种用来处理含微量粉尘和微颗粒的新除尘设备，主要用来除去含湿气体中的尘、酸雾、水滴、气溶胶、臭味、PM2.5等有害物质。

湿式电除尘器和与干式电除尘器的收尘原理相同，都是靠高压电晕放电使得粉尘荷电，荷电后的粉尘在电场力的作用下到达集尘板/管。干式电收尘器主要处理含水很低的干气体，湿式电除尘器主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。在对集尘板/管上捕集到的粉尘清除方式上WESP与DESP有较大区别，干式电除尘器一般采用机械振打或声波清灰等方式清除电极上的积灰，而湿式电除尘器则采用定期冲

洗的方式，使粉尘随着冲刷液的流动而清除。

湿式电除尘器还可分为横流式(卧式)和竖流式(立式)，横流式多为板式结构，气体流向为水平方向进出，结构类似干式电除尘器;竖流式多为管式机构，气体流向为垂直方向进出。一般来讲，同等通气截面积情况下竖流式湿式电除尘器效率为横流式的2倍。

沉集在极板上的粉尘可以通过水将其冲洗下来。湿式清灰可以避免已捕集粉尘的再飞扬，达到很高的除尘效率。因无振打装置，运行也较可靠。

3、电袋复合除尘电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点，通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器，它充分发挥电除尘器和布袋除尘器各自的除尘优势，以及两者相结合产生新的性能优点，弥补了电除尘器和布袋除尘器的除尘缺点。该复合型除尘器具有效率高，稳定的优点，目前在国内火力发电机组尤其是中小型机组应用较多，最近国内部分大型机组也开始上马电袋除尘。

电袋复合除尘器近年来持续发展，目前出现了超长滤袋和覆膜过滤等技术，过滤精度和使用性能都有所提升，已经能够达到5mg以下烟尘超低排放的标准。

但是从已经投产的电袋复合除尘器来看，其主要面临的几个问题仍然难以解决：

1)差压比较高，并且随着时间的增加逐渐上升。由于布袋除尘采用的是过滤原理，本身的阻力高达1000pa左右，同时随着过滤孔

被逐渐堵塞难以清理，每年会有200-300pa的阻力增加，这会造成电耗增加，甚至影响风机运行安全;

2)布袋寿命较短，维护费用高。布袋每年会有一定的破损率，一般保证每年≤1%，但由于单台机布袋数量高达一万多个，而每个布袋价值上千块，每年仅布袋更换费用就要近十几万;

3)一旦布袋发生破损，局部失去过滤作用，将会导致烟尘浓度上升;

4)设计寿命仅约3万小时，用4-5年后全部更换滤袋的成本十分高昂，约在2000万左右，折合每年400万以上。

4、电除尘高频电源改造电除尘高频电源改造由于成本较低，且效果明显，成为目前在各个电厂超低排放改造中普遍使用的一种辅助除尘增效改造方式。高频电源相比普通工频电源具有如下优势：

1)更好的节能效果

高频电源具有高达93%以上的电能转换效率，在电场所需相同的功率下，可比常规电源更小的输入功率(约20%)，具有节能效果。有更好的荷电强度,在保证了粉尘充分荷电的基础上,可以大幅度减少电场供电功率,从而减少无效的电场电功率。

2)可提高电晕功率

高频电源的输出电压纹波系数比常规电源小(高频电源约1%，而常规电源约30%)，可大大提高电晕电压(约30%)，从而增加电场内粉尘的荷电能力，也减小了荷电粉尘在电场中的停留时间，从而可提高除尘效率。电晕电压的提高，同时也提高了电晕电流，增加了粉尘

荷电的机率，进一步提高除尘效率，特别适用于高浓度粉尘场合。

3)更好的电源适应性

与工频电源相比，高频电源的适应性更强。高频电源的输出由一系列的高频脉冲构成，可以根据电除尘器的工况提供最合适的电压波形。间歇供电时，供电脉宽最小可达到1ms，而工频电源最小为10ms,可任意调节占空比，具有更灵活的间歇比组合，可有效抑制反电晕现象，特别适用于高比电阻粉尘工况。

4)更好的火花控制特性：

高频电源的火花关断时间<10μs，而工频电源需10ms，火花能量很小，电场恢复快，提高了电场的平均电压，从而可提高了除尘效率。

湿式电除尘和低低温电除尘都具有十分明显的除尘效果，并且都能去除部分SO3，湿式电除尘还具有脱汞、去除酸雾、水滴、气溶胶、臭味等作用，但另一方面在使用过程中也会产生废水。二者的比较详如下表。单纯从除尘方面的投资和运行维护的角度来讲，湿电除尘略占优势，但是低低温电除尘施工工期较短，如果采用MGGH，就能去除“白烟”，对于改善电厂的形象具有非常正面的作用，MGGH 能够减少烟气冷凝，大大减缓强酸性冷凝水对烟囱的腐蚀速度，解决电厂目前烟囱腐蚀严重的问题，大大减少维护成本、提高设备安全性。而如果采用低温省煤器，则可以在提高除尘性能的同时回收烟气余热，降低煤耗，效果也很明显，但是无法解决白烟和烟囱腐蚀的问题。同时，用低低温电除尘降低吸收塔入口烟温，可以大大减少吸收塔的

蒸发量，节水效果十分明显。

表1 低低温电除尘和湿电除尘的比较

低低温电除尘尤其是MGGH虽然具有明显的优势，但是其存在一个较大的隐患，即烟气低温腐蚀问题。一旦将排烟温度降低到100℃以下，达到酸露点以下，管道、电除尘、风机、烟道等可能会比较严重的腐蚀。目前主流的管道用钢为316L和ND钢，虽然耐酸性能优良，但是由于MGGH在国内应用时间短，能否长期低于硫酸的腐蚀，尚未得到验证。

表2是整理的各种改造项目的投资、工期和带来的阻力上升情况，由于各个电厂改造时间、现场状况、改造单位等的不同，其投资、工期和阻力上升情况差别都会比较大，只能作为电厂改造选择的一个参考。

表2 各种改造项目的投资、工期和带来的阻力上升

三、组合路线的选择

1、投资最省的路线脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造，单机投资5000万-1亿，可以节约大量投资，同时运行阻力很低，设备增加很少，运行维护成本都最小化，停机工期最短可以控制在40天以内，各方面优势十分明显。

由于该技术投入应用不久，虽然很快受到市场的认可，但是长期除尘稳定性尚待验证，有一定的风险。

2、性能稳妥、投资和运维成本相对较低的路线1)脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH

单台机投资大约1-1.5亿，停机工期40天，可以确保脱硫、除尘、脱硝全面、长期达到超低排放要求，同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题。

2)脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘

单台机投资约1-1.3亿，停机工期50天，可以确保脱硫、除尘、

脱硝全面、长期达到超低排放要求，终端除尘效果会比线路1更加低，同时能够脱除酸雾、水滴、气溶胶、臭味等，但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题。

3)单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH

投资与路线1)接近，停机工期50天，由于MGGH具有良好的除尘效果，因此该技术也能够达到超低排放要求，也能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题。不过由于该技术的除尘效果相对较差，相应对于石膏的脱除效果也会比较差，因此从吸收塔携带的石膏将会影响最终的固体颗粒排放值，是否能够持续控制在5mg/Nm3以下有待考验。

4)单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘

为了解决路线3)的问题，可以将MGGH改为湿电除尘，可以解决末端烟尘排放较高的问题，投资有所下降，停机工期50天，缺点是不能解决白烟和烟囱腐蚀问题。如果同时上马湿电除尘和低低温除尘器，可以同时解决上述问题，但是投资和运维成本又太高。

5)同上路线，但在低低温电除尘上选用低温省煤器，停机工期50天，可以降低煤耗，缺点是不能解决白烟和烟囱腐蚀问题。

3、全面、稳妥的技术路线早期改造的超低排放线路，在除尘上很多都采用低低温电除尘+湿式电除尘的改造方式，余量较大，但是工程量、投资和运维成本都很高。

小结：自从2014年国内开始大面积快速上马超低排放技术以

来，在巨大的市场利益驱动下，超低排放的技术本身也在快速发展，主要表现在3个方面：

1、排放越来越高效;

2、技术种类越来越丰富，同一类技术的创新越来越多样化;

3、多种污染物治理的集成度越来越高，尤其是在脱硫系统集成粉尘治理的方面。

值得注意的是，这些进步还在不断发展变化中，这使得实现超低排放的成本快速下降，而排放效果却越来越好，这将有利于电厂今后改造的实施。

四、几个需要关注的问题

(一)设备腐蚀问题

1、低低温除尘器的腐蚀问题。如前所述，使用低低温除尘器降低烟温后，管式换热器、烟道、电除尘和风机等都可能出现腐蚀。目前的低低温除尘器宣称自己采用的材料能够抵御酸腐蚀，同时换热器降低烟温，SO3冷凝后大部分将被灰尘吸附(95%以上)，并被电除尘脱除，从而避免电除尘和烟道、风机等的腐蚀。但实际效果仍待时间检验。目前投产的MGGH投用时间基本都只有半年多，一方面时间较短，另一方面作为生产单位也没有公开腐蚀情况的意愿(如果腐蚀的话)，因此该问题将成为电厂改造调研的一个难点;

2、湿电除尘的腐蚀

湿电除尘布置在吸收塔的下游，经过吸收塔脱硫后，烟气中的SO2大为降低，但是吸收塔对于SO3的脱除是很有限的，加上烟气中

水分大为增加，SO3基本都以硫酸的形式存在，因此对设备的腐蚀能力是很强的。目前湿电除尘外壳主要采用碳钢喷涂玻璃鳞片，极板、极线等内部设备主要采用316L或导电玻璃钢，316L虽然耐酸性较好，但是长期使用的仍会发生腐蚀，使用寿命有待评估。因此从耐腐蚀的角度考虑，导电玻璃钢的性能更优，但是其使用效果需要进一步验证。

3、烟囱的腐蚀

如果使用MGGH，则烟囱烟温可以抬升到80℃左右，基本消除白烟，同时由于烟温较高，水汽在烟囱壁上的冷凝量大大减少，可以很大程度上缓解烟囱内筒的腐蚀问题，大大减少烟囱的维护成本，提高安全性。但受限于烟温，烟气冷凝仍然无法完全消除，因此腐蚀仍然无法完全避免。

(二)改造后阻力上升问题

现有超低排放改造的大部分项目都会导致烟气阻力上升，因此在确定改造线路时必须同步评估烟气阻力的上升量和现有风机的余量，确定是否需要进行引风机增容改造。目前部分电厂在进行引风机扩容时同步进行了增引合一的改造，节电效果明显，建议同步考虑。

五、超低排放改造工作的建议

1、加快调研进度，逐步启动可研招标工作要进行调研工作, 确定主要考虑的线路，同时对同类线路的投产机组开展深入调研，了解改造效果和经验教训，为后续工作开展提供参考;同时，可研的招标/委托在程序上也需要占用较多时间，应尽快启动可研的招标/委托工作，确保可研工作的顺利开展。

2、进一步发挥超低排放小组的专职攻关作用由于超低排放改造工程浩大，各电厂一般从前期就成立超低排放工作组专职开展改造相关工作, 但由于电厂生产任务较重，很可能一直没有人专职从事改造工作。随着时间的日益紧迫，建议电厂考虑适时调整调配人力，确保改造的相关工作进度。

3、持续关注超低排放技术的发展变化，及时作出调整改进。从发改委2014年9月份发布超低排放行动计划以来，至今不到1年，在这么短的时间内，超低排放项目大量上马，各种改造路线的实施效果还没有得到持久的检验，问题也没有充分的暴露;同时各大厂商为了占领市场，也在加大投入进行技术攻关，相关技术更新换代很快，因此在剩余2-3年内，电厂仍要持续关注领域内的技术革新情况，关注各电厂相关技术应用的情况，吸取经验教训，确保超低排放的效果。

4、超前考虑

在可研和设计上要超前考虑，为今后进一步降低排放指标和汞等重金属的脱除留下余地。

大唐集团公司燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线

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 第一章总则 第一条为落实国家《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” ），规范集团公司环保设施改造工作管理，指导企业确定烟气污染物超低排放改造技术方案，确保各项烟气污染物治理设备安全、稳定、经济、环保运行，制定本指导意见。 第二条编制依据 GB13223-2011 《火电厂大气污染物排放标准》关于执行大气污染物特别排放限值的公告（环保部2013 年第14 号）关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）的通知》（发改能源[2014]2093 号） 关于印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》的通知（发改价格[2014]536 号） 《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》（环保部2014 年第18 号）《火电厂除尘工程技术规范》（环保部2014 年第17 号）燃煤电厂除尘技术路线指导意见（中电联2014 ）中国大唐集团公司燃煤发电企业烟尘排放控制指导意见（试行）（2014 ）中国大唐集团公司脱硫设施建设与生产管理办法（181 号〔2013 〕） 中国大唐集团公司脱硝改造工程安全质量管理办法（95 号〔2013 〕）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）（2011 ） 第三条超低排放技术改造实施后，在干基准氧含量6% 的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度限值为10mg/m 3、35 mg/m 3、50 mg/m 3。特殊地区烟尘排放浓度限值为5mg/m 3。 第四条本指导意见适用于中国大唐集团公司单机容量 300MW 及以上燃煤机组气污染物超低排放改造工程，其它机组可参照本指导意见执行。 第二章改造原则 第五条企业需结合国家及地方环保政策、法规、标准的要求，并结合企业自身发展的特殊需求，合理制定烟气污染排放目标。 第六条实施超低排放改造的企业，需对现有环保设施进行充分诊断分析，结合环保设施实际运行状况、现场条件，并综合考虑引风机扩容、烟道优化降低阻力及烟气冷却器回收烟气余热等技术的实施和应用，经过充分技术经济比较后，制定系统化改造方案。 第七条超低排放改造技术方案应统筹考虑低氮燃烧器、脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的协同影响关系，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。 第八条超低排放改造应充分挖掘管理减排的潜力，优先考虑

燃煤电厂脱硫废水零排放技术

燃煤电厂脱硫废水零排放技术 1 脱硫废水零排放技术 1.1 脱硫废水的水质特点 第四阶梯的脱硫废水在烟道内被浓缩，成分复杂，污染物浓度高，具有以下特点。 1) 高含盐：溶解固体含量10000～40000mg/L，以SO42?，F?、Cl?、Mg2+和Ca2+为主； 2) 高浊度：悬浮物含量10000～30000mg/L，以飞灰、石膏晶粒、氟化钙和酸不溶物为主； 3) 高硬度：钙、镁离子浓度高，易结垢； 4) 腐蚀性：氯含量20000mg/L左右，腐蚀性较强； 5) 重金属：包含铅、铬、镉、铜、锌、锰和汞等，污染性强； 6) 不稳定：发电厂负荷波动、季节、煤质对脱硫废水成分影响大。 脱硫废水零排放工艺可以分为预处理单元、浓缩减量单元和固化单元。每个单元都有多种成熟技术可供比选。电厂可根据当地气候条件，经济预算，技术论证选取适合电厂本身的技术路线。 1.2 预处理单元 预处理过程是实现脱硫废水零排放的第一步，用于去除废水中的部分悬浮物及硬度、重金属离子。脱硫废水常规预处理：中和/反应/絮凝三联箱+澄清池。深度预处理：碳酸钠/氢氧化钠澄清池或管式微滤、纳滤、电驱动膜。常规预处理方法操作相对简单，费用低，处理能力有限，预处理出水硬度及重金属离子浓度大，对后续设备运行不利。深度预处理出水水质效果良好，减少后续设备结垢，但是用于去除硬度使用的碳酸钠用量大，费用高，有工艺用价格便宜的硫酸钠代替碳酸钠去除硬度，可以有效降低费用成本。 1.3 浓缩减量单元 浓缩减量单元中的各种水处理技术现已应用广泛，浓缩减量单元工艺的选取要依据固化单元可处理的水量。目前，脱硫废水处理方法主要是膜浓缩工艺。常用的膜浓缩处理方法包括反渗透、正渗透、电渗析和蒸馏法，其中反渗透技术应用最为广泛。 1.3.1 反渗透

燃煤电厂烟尘超低排放技术

燃煤电厂烟尘超低排放技术 前言 十二五期间，我国平均雾霾天数逐渐增多，空气污染加剧，霧霾严重影响人们身体健康和正常工作、生活秩序。而雾霾天气的形成与一次细颗物PM2.5的排放及环境空气中的二次细颗粒物的形成密切相关。我国的能源消费主要以煤炭为主，发电方式在很长的一段时间内是以燃煤发电为主。《火电厂大气污染排放标准》( GB 13223-2011) 要求在一般地区烟尘排放限值30 mg /m3，重点地区烟尘排放限值20 mg /m3。基于这样的原因，许多大型电厂都安排了电袋复合除尘器，基本上达到了排放要求。2014年9月12日，国家发改委、环境保护部、能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014-2020)》的通知中，强调严控大气污染物排放，东部地区11个省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，在基准含氧6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50 mg /m3，中部地区8 省则要求接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区接近或达到燃气轮机组排放限值。 1.成熟的除尘器技术 目前国内比较成熟且适用于各级容量机组的除尘技术主要是静电除尘器和袋式除尘器。 (1)静电除尘器使用周期长、维护费低且适用性较广泛，国内电除尘器出口烟尘浓度限制为20 mg /m3时，50%以上的煤种适用常规电除尘器; 但静电除尘器耗电量大，设备复杂、占地大并且对粉尘比电阻要求较高。对除尘效率低于99.8%，通常选用电除尘器。像神府东胜煤、晋北煤等电除尘器适应性较好的煤种，宜选用电除尘器。 (2)布袋式除尘器对粉尘气流量的变化适宜性强，具有除尘效率高，运行稳定，适用范围广，操作维护容易并且可处理高温、高比电阻的粉尘，但布袋除尘寿命主要取决于滤袋的使用寿命，不适宜于黏结性强及吸湿性强的粉尘，特别是烟气温度不能低于露点温度，否则会产生结露，致使滤袋堵塞。像准格尔煤、宣威煤、澳大利亚煤等电除尘器适应性差的煤种，不宜选用常规电除尘器，可选用布袋除尘器。 2.高效除尘技术方案 2.1湿式电除尘器 湿式电除尘器是直接将水雾喷向电极和电晕区，水雾在芒刺电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化，在这里电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并，共同对粉尘粒子起捕集作用，最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是：湿式电除尘器则是将水喷至集尘极上形成连续的水膜，采用水清灰，无振打装置，流动水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。湿式电除尘器对酸雾、有毒重金属以及PM10，尤其是PM2.5 的细微粉尘有良好的脱除效果。 2.2低低温静电除尘器技术

燃煤机组超低排放技术路线探讨

燃煤机组超低排放技术路线探讨 发表时间：2016-09-26T15:50:32.823Z 来源：《电力设备》2016年第13期作者：杨超英毛燕蒋廉颖 [导读] 随着我国环境问题的日益凸显，环保问题已经成为了一个国民性话题。 （ 1浙江浙大网新机电工程有限公司浙江杭州310012；2浙江浙大网新机电工程有限公司浙江杭州，310012；3中国空分工程有限公司浙江杭州 310051） 摘要：要达到超低排放要求，需要集成各种先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术，优化工艺流程，充分发挥其协同脱除功效，我们将烟尘、二氧化硫和氮氧化物等多种污染物高效协同脱除集成技术称为超低排放技术。 关键词：燃煤机组；超低排放；协同控制技术 引言 随着我国环境问题的日益凸显，环保问题已经成为了一个国民性话题。雾霾、酸雨的频繁出现使得国家对于工厂排放指标的要求逐年提高，而传统燃煤机组则成为了国家环保部门监控的重点对象之一。随着国家控制火电厂烟尘排放政策的日益严格、烟尘排污收费力度的增大和排放权交易制度的试行，火电厂实施烟尘微量排放的必要性进一步增大。为此，各大电力企业均对燃煤机组的节能减排改造投入了大量人力、物力，各种先进的减排技术也不断涌现，协同控制就是其中之一。协同控制技术，是指通过低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等干式除尘技术，通过脱硫塔协同脱除粉尘，同时控制出口石膏液滴浓度以及液滴的含固量，实现出口排放小于5mg/Nm3。 一、超低排放的概念 超低排放，是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过5mg/Nm3、35mg/Nm3、 50mg/Nm3，比《火电厂大气污染物排放标准》中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降50%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。 二、燃煤机组超低排放技术路线 目前而言，通过干式除尘及新技术与湿式除尘的不同组合，以及干式除尘与湿法脱硫协同除尘，可以得到3种烟尘超低排放工艺路线。 第一种技术路线是采用湿式电除尘器进行末端控制。其中脱硫塔前端的干式除尘器可采用低低温电除尘、电袋复合除尘、高频电源等技术，在脱硫塔后加装湿式电除尘器，以保证烟尘小于5mg/Nm3。 第二种技术路线是采用脱硫除尘一体化技术：单塔一体化脱硫除尘深度净化技术是国内自主研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。 第三种技术路线是干式除尘器和湿法脱硫协同控制，不上湿电。其中干式除尘器可选用低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等技术，通过脱硫塔协同脱除粉尘，同时控制出口石膏液滴浓度以及液滴的含固量，可实现出口排放小于5mg/Nm3。这种工艺可以避免在烟气处理系统尾部增设湿式电除尘器，节省投资和占地，降低运行费用，在简化系统的同时大大提高系统可靠性。 针对第一种技术路线工艺，目前，我国正在建设和已投运的湿式除尘器已超过国外投运数量的总和，部分投运项目经测试虽达到“超低排放”要求，但也逐渐暴露一些缺陷。比如包括三氧化硫在内的酸性气体遇水后对设备产生腐蚀的现象开始显现;从湿式除尘器中排出的泥浆造成二次污染;在严寒地区由于防冻措施不到位，严重影响设备的正常运行。此外，金属板式湿式电除尘器耗水量大，以60万千瓦机组为例，日耗水量在300吨以上。我国是一个缺水国家，人均水资源仅为世界的四分之一，在缺水地区，湿式电除尘器的应用受到一定限制。 第二种技术路线，目前在建和头晕项目也比较多。优点是投资少、改造项目改动量小，占地小，施工进度快，适合工期较紧的改造项目。缺点是低负荷工况下性能不够稳定，SO3、汞等脱除效果不理想。 第三种技术路线为除尘器和湿法脱硫协同处理，适用范围较广。可以避免在烟气处理系统尾部增设湿式电除尘器，不会新增电厂用水点；同时能保证低负荷工况下的处理性能稳定，通过低低温电除尘改造可以很好地对SO3进行很好地脱除；节省投资和占地，降低运行费用，在简化系统的同时大大提高系统可靠性。 因此，对于新建和技改燃煤机组应制定不同的技术路线。新建燃煤机组宜优先考虑协同控制技术，技改燃煤机组由于受到现有环保设施和场地的限制，一炉一策，提出最优化的技改方案，避免一刀切。 三、超低排放协同控制主要除尘技术 1、电除尘高频电源改造 由于成本较低，且效果明显，成为目前在各个电厂超低排放改造中普遍使用的一种辅助除尘增效改造方式。高频电源相比普通工频电源具有如下优势：更好的节能效果、可提高电晕功率、更好的电源适应性、更好的火花控制特性。 2、电袋复合除尘技术 电袋复合除尘器是静电除尘和过滤除尘机理有机结合的一种复合除尘器，综合了电除尘器和袋式除尘器的优点。目前，国内一般采用“前电后袋”串联式一体化结构，通过前级电场使粉尘预荷电并收集下大部分粉尘，而剩下的比电阻比较高、颗粒比较细而难以捕集的粉尘进入后级滤袋区，可以发挥布袋除尘器对细微粉尘的高效捕集特点，而前级电场的预除尘作用和荷电作用提高了后级滤袋区的过滤性能，使得过滤阻力大大降低，清灰周期也大大延长。目前的国家标准要求电袋复合除尘器出口烟气含尘浓度低于30mg/Nm3，一般可以长期稳定在20mg/Nm3以下。 3、低低温电除尘技术 低低温静电除尘技术是指在空气预热器和电除尘器之间有烟气换热器，其运行温度由通常的低温状态（120~170℃）下降到低低温状态（90~110℃左右），这种烟气换热器和电除尘器的组合称为低低温电除尘器。其工作原理是：烟温降低，使得粉尘比电阻降低，粉尘的荷电性能提高；烟气量减少，电除尘器电场风速也得以降低，从而增加了烟气在电除尘内部的停留时间；烟气中颗粒及气体分子热运动能

火电厂超低排放技术

火电厂超低排放技术注意点 一、目前烟气超低排放的形式 2015年12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰、关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。对超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主。对于超低排放，目前国内比较普遍的概念是指，燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(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、50mg/m3)，尤其东部近城市重要地区要求排放烟尘要低于5mg/m3，这就对超低排放提出了更严格的要求，也对我们运行人员的技术素质提出了更高的标准。 二、脱硫超低排放的新技术 1、脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备，应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。 2、单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔，浆液采用双分区浆液池设计，将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区)，上层主要负责氧化，下层主要负责吸收，同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果，并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。 3、双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，双托盘比单托盘多了一层液膜，气液相交换更为充分，从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。 4、双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔，利用双循环技术，同时设置喷淋层和除雾器，使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大，不适合布置比较紧凑的电厂，且辅机增设较多，运营成本高。 三、超低排放除尘新技术 为达到火电厂大气污染物排放标准(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准，对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场等技术被广泛应用。在进行超低排放改造中，除尘系统主要采用以下几种方法： 1、湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同，其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质，除尘效率高，运行也较可靠。

MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用

MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用分析 尹涛叶明强曾毅夫 （凯天环保科技股份有限公司湖南长沙410100） 摘要：MGGH系统具有高效的环保性能，在日本得到了很好的发展。本文介绍了MGGH 的发展情况、工艺原理以及技术优势，并对其在燃煤电厂超低排放中的作用进行了分析。结果表明MGGH具有较大的经济优势，同时能够提高超低排放系统的稳定性能。关键词：燃煤电厂、超低排放、MGGH The effect analysis of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant Yin tao Ye mingqiang Zeng yifu （Kaitian Environmental tech，Changsha，410100） Abstract：MGGH is of high-efficient environment protection property and has been used in Japan in recent years. The development and principle of process and technology advantages of MGGH were introduced. The effect of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plant is analyzed. The results show that the MGGH has a great economic advantages and improve stability of Ultra-low emission system. Key Words：Coal-fired power plant, Ultra-low emission, MGGH 1、前言 目前，在我国燃煤电厂湿法烟气脱硫工艺中，未经湿法烟气脱硫装置处理前的烟气温度一般为100~130℃，经吸收塔洗涤降温后的烟气温度会降低到47~50℃，烟气温度较低，水分基本处于饱和状态烟囱排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降，不利于烟气扩散[1-3]。目前比较普遍的解决办法是在脱硫装置烟气进出口设置机械回转式气气换热器（Gas-Gas-Heater，以下简称GGH），将烟囱排烟温度提高，实现干烟囱运行，并可有效提高烟气抬升高度。但从我国燃煤电厂已投运的GGH装置来看，多数存在污染物逃逸，从而导致SO2超标排放、换热片腐蚀、积灰结垢、烟气堵塞、阻力大、运行及维护费用高等系列问题，故障严重时甚至影响系统的正常运行[4-6]。 针对上述问题，美日等国家和地区在环保排放控制综合要求不断提高的推动下，开发应用了余热利用低低温烟气处理技术。其中，日本三菱公司于年研发了可以取代上述GGH的MGGH（全称为Mitsubishi Gas-Gas Heater）技术。即在电除尘器湿法烟气脱硫工艺（单一除尘、脱硫工艺）的基础上，开发了采用无泄漏管式热媒体加热器的湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺在该工艺系统中，原烟气加热水后，用加热后的水加热脱硫后的净烟气。当锅炉燃烧低硫煤时，该工艺具有无泄漏，没有温度及干湿烟

燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨

燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨 发表时间：2019-07-08T16:30:02.417Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：毛睿 [导读] 摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。 （宁夏枣泉发电有限责任公司宁夏回族自治区 750000） 摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。 关键词：燃煤电厂；超低排放 当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。从 2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。 1.超低排放改造的原则 燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的基本原则，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准;超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/(kW?h)，因此超低排放改造应考虑其经济性;现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术;超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。 2.燃煤电厂超低排放存在的主要问题 2.1部分超低排放改造项目投资过高、厂用电率过高 部分项目急于实现超低排放改造，因此将各种技术堆积在一起，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但投资运行成本过高，且烟气治理部分能耗较高，厂用电率的提高无疑使全厂供电煤耗增加。 2.2超低排放改造仅按满足目前的要求进行排放控制 火电厂烟气污染物排放标准还在完善和发展阶段，在这一阶段，更要注意前瞻性分析和研究，否则对技术路线的发展将十分不利，包括对SO3、重金属、PM2.5等的控制应该是我们综合考虑的问题。举例：某2′300MW机组“超低排放”改造项目，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但未考虑协同治理，结果测试SO3排放浓度在100mg/Nm3以上。而SO3是造成低温腐蚀、设备结垢的元凶。 2.3采用低低温电除尘器技术应注意的主要问题 低温电除尘器+高效湿法烟气脱硫协同控制由于理念先进，节能及综合环保性能好有望成为环保治理技术的主流工艺路线（包括对燃中硫中灰以上工程应用）。但应注意对低低温电除尘器除尘体系进行细致设计。目前已有电厂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。 3.除尘系统增效改造技术 3.1低低温电除尘技术 低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热器将除尘器入口烟温降至酸露点以下，一般在90℃左右。该技术的特点有：1）烟气温度降至酸露点以下，SO3在粉尘表面冷凝，粉尘比电阻降低至108～1011Ω?cm，可避免反电晕现象，提高除尘效率；2）由于排烟温度下降，烟气量降低，可减小电场内烟气流速，增加粉尘停留时间，能更有效地捕获粉尘；3）SO3冷凝后吸附在粉尘上，可被协同脱除。在国际上，日本对低低温电除尘技术研究较为深入，其多家电除尘器制造厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例，据不完全统计，日本配套机组容量累计已超15000MW。我国对该技术的研究虽然起步较晚，但多家电站成功采用低低温电除尘器技术进行除尘，如华能长兴电厂2×660MW机组除尘系统采用该电除尘技术除尘，经测试，该厂电除尘器出口烟尘浓度约为12mg/m。 3.2湿式电除尘技术 湿式电除尘器运行原理与干式除尘器基本相同，但清灰方式与干式电除尘器的振打清灰不同，湿式电除尘器无振打装置，而是通过在集尘极上形成连续的水膜将捕集到的粉尘冲刷到灰斗中。通过该方式进行清灰可以有效避免二次扬尘和反电晕问题，对酸雾和重金属也有一定协同脱除的效果。 4.烟气脱硝技术 目前，比较常用的烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原(SCR)技术和选择性非催化还原(SNCR)技术。SCR技术是催化剂存在的条件下，利用还原剂将NO；还原成N：和H：0，是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。其中，催化剂是SCR反应器的核心元件，通过增加催化剂和喷氨量，可以有效地提高脱硝效率，减少NO。的排放，但运行成本较高。SNCR技术又被称为热力脱硝，是没有催化剂作用的条件下，利用炉内高温(900℃～1200℃)驱动来完成还原反应。与SCR技术相比，由于不使用催化剂，运行成本相对较低，但NH，的逃逸量较多，脱硝效率也不高。随着NO，排放标准的不断提高，低氮燃烧+SNCR+SCR的组合路线开始受到关注。前期的低氮燃烧可减轻后续系统的脱硝压力，而SNCR和SCR的组合，将SNCR的还原剂直喷炉膛技术同SCR利用逸出NH，进行催化反应结合起来，进行两级脱硝，降低成本的同时获得了较高的脱硝效率，减少了NH，的逃逸。 5.二氧化硫超低排放 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300MW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 90mg/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50mg/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

达国IV排放标准三条技术路线

达到国IV排放标准柴油车有三条技术路线 中国汽车报2007-2-28 9:02:05 2007年1月1日起，北京开始对轻型柴油车实施国Ⅳ排放标准。轻型车率先实施国Ⅳ是一个信号，表明重型车实施国Ⅳ标准的时间也不会太久远。 对柴油车实现欧Ⅳ(等同于国Ⅳ)排放，现在公认比较成熟、能够实现重型柴油车欧Ⅳ排放的技术路线有三种：EGR+POC(废气再循环＋微粒催化氧化器)、EGR+DPF(废气再循环＋微粒捕集器)和SCR(选择性催化还原)。 由于柴油机工作的特点，使微粒和氮氧化物两种主要排放污染物的生成出现了此消彼长的现象。在排放标准达到欧Ⅳ之前，开发设计人员在控制柴油机燃烧时，可以在两者之间进行平衡，达到氮氧化物和微粒排放都不超过限值。但排放标准提升到欧Ⅳ之后，则需要机内控制结合机外后处理方式才能达标。 EGR+POC和EGR+DPF这两种技术路线，是采用控制燃烧温度等手段在机内减少氮氧化物生成，再利用POC(微粒催化氧化器)或DPF(微粒捕集器)对生成的微粒进行后处理。SCR技术是通过强化发动机机内燃烧来降低微粒的生成，然后利用尿素溶液对氮氧化物进行机外催化氧化。 从技术特点看，EGR技术可以有效降低燃烧过程中氮氧化物的生成，但需要改动原有欧Ⅲ发动机的结构，增加废气再循环系统。由于引入温度很高的废气，增加了整个发动机的热负荷，不仅对发动机进气过程的冷却提出了更高要求，而且整个发动机的冷却系统散热能力也需要提高。同时，由于需要控制氮氧化物生成，对燃烧过程的最高温度和持续时间都必须进行严格控制，因此对发动机效率和经济性会产生一定的负面影响。 在后处理方面，DPF通过采用微孔吸附性材料对废气中的微粒进行过滤，可以有效降低废气中微粒的含量。但捕集器在使用一段时间后会被堵住，这时需要对其进行再生。再生方式是通过装在车上的再生控制装置向捕集器内喷射少量燃油，将捕集器内积攒的微粒物质烧掉。这种技术的缺点是安装微粒捕集器的同时，还必须加装相应的再生控制系统，除行驶之外还需要额外的燃油用于微粒捕集器再生。此外，微粒捕集器对燃油的含硫量有严格要求，而且再生后的微粒捕集器使用寿命有限，需要定期更换。 POC主要通过催化氧化方式降低废气中微粒的含量。这种后处理装置与DPF和SCR相比，产品体积最小，而且不需要消耗额外燃油进行再生。但相比DPF，POC降低废气中微粒含量的能力较差。如果要达到与DPF同样的排放效果，则要求发动机内生成的微粒总量较低，增加了发动机控制的难度。除要求发动机的喷油压力更高，严格控制燃油含硫量外，对产生微粒的另一个重要因素--润滑油的稳定性和杂质含量的要求也更苛刻。 SCR技术在机内燃烧过程中不处理氮氧化物，而是通过强化燃烧降低微粒的生成。使用这种技术的发动机比采用EGR技术的发动机在动力性和经济性上要好，节油所带来的费用节省与使用的尿素溶液费用相当。与欧Ⅲ车型用车成本也基本相同，动力性能还得到优化。SCR 技术由于仅优化燃烧过程和加装后处理装置，并不需要增加过多的设备，对原有欧Ⅲ发动机

燃煤电厂废水零排放技术

燃煤电厂废水零排放技术

燃煤电厂废水零排放技术 莱特莱德专业从事无废水处理及回用，拥有诸多成功案例，其中1600m3/h 矿井水脱盐及回用项目设计的膜处理系统采用大错流高循环设计，结合Neterfo 极限分离系统，提高系统耐受性的同时，可相对降低膜系统清洗频率。降低清洗频率，充分恢复膜系统性能，保证系统处理效果的同时，提高系统的使用寿命，从而实现系统的长期、稳定运行。工艺选择及系统设计考虑余量问题，有较大的灵活性及调节余地，以适应短期水质、水量的波动。 项目水质情况 系统处理后回用水水质满足《生活饮用水卫生标准》(GB5749-2006)。外排水达到《山东省流域水污染物综合排放标准》(DB37/3416.1-2018)的要求。无水硫酸钠品质达到“GBT 6009-2014 工业无水硫酸钠”标准中的I类一等品标准要求(同时满足业主技术资料中对部分指标的限值)。 项目核心工艺 Neterfo极限分离系统是莱特莱德专门针对高溶解性固体、高硬、高COD废水和中高浓度物料研发的一套深度处理膜系统，系统搭载了错流PON耐污染技术、POM宽流道高架桥旁路技术等多项莱特莱德技术，实现了超高回收率和极低能耗，是废水回用、零排放减量、物料浓缩分离等领域的不二选择。 PON耐污染技术：

膜片一次成型，增加机械强度 膜表面更细腻，大幅降低污染的倾向 POM宽流道高架桥旁路技术： 平行宽流道，阻力更小，能耗更低 更高的分子交联架桥，呈现弱极性 更高的孔隙率，降低污染物接触附着的 项目工艺流程 来水→高密度澄清池→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水池→反渗透装置→产水池→回用 来水经过高密度澄清池（PON，POM），再经过自清洗过滤器到超滤装置和超滤水池，再到反渗透装置和产水池，最后回用。 反渗透装置 根据排水及回用水要求，系统一级处理采用反渗透装置，其产水可满足回用标准，且剩余部分与其他部分进行混合排放，反渗透装置高回收率设计使大部分的水满足排放要求，减低后续处理水量，整体将盐分进行高度浓缩。 序号项目原水反渗透系统 1 膜元件类型抗污染膜元件 2 系统回收率80% 3 系统设计通量22.1

火力发电厂超低排放技术探讨及展望

火力发电厂超低排放技术探讨及展望 摘要：随着经济快速发展，无论在大气污染、水污染、还是噪音污染方面，都不断研究解决办法，我国重视固定污染源的排污改革。中国虽煤炭资源十分丰富，但是在发电行业中所占比例很小，利用电能发电成为市场主流，但是排污问题一直需要不断提高。针对火力发电厂中存在的排放问题，结合国家污染物排放标准，分析火力发电厂中现有超低排放技术，对排放技术进行探讨与展望，开发多样性经济型排污技术。 关键词：火电厂排放技术循环经济 引言 为推动火力发电行业的发展，国家出台政策，加强对煤电节能减排的改造计划。近年来，我国很多发电企业环保意识增强，电力工业结构的调整成为重要发展方向，火电技术的发展存在着弊端，空气、粉尘、烟雾等排放物的污染严重，国家火电污染排放的新标准从2012年正式开始实施，对烟尘、二氧化硫、重金属等排放标准严格要求，目前国内环保形势紧张，针对火电行业的排放措施不断探究。

1.火电厂的发展现状 目前国家火电建设的发展项目自两千年开始，审批项目将近500个，全国发电量持续发展速度持续增长，作为重要能源加工企业，对人们的生活产生十分重要的作用，火电厂清洁生产和环境优化是可持续发展道路上必不可少的环节。目前国内发电厂主要是以燃气、燃煤、余热、垃圾等为发电来源，还有在技术上使用凝汽式汽轮机发电，不少企业也应用燃气轮机、蒸汽燃气轮机发电等。为提高燃煤的效率，很多大型火电厂燃烧煤粉，在生产过程中，存在着一些隐患导致环境的污染，生产中粉尘具有职业危害，多生产人员造成人身安全。因此，在生产过程中需要对排放技术不断研究探讨。 2.国家环保部对火电行业的大气污染排放新标准 2.1修订新标准的根本原因 国家最新修订了对火电厂污染物排放标准，对大气污染的控制力度加大，新的标准的使得火电行业门槛提高，特别在减少减低排放物上严格按照指标行事。我国在加快火电行业的产业结构及优化上不断采取新兴排放技术。为了推动电力产

什么是火电机组超低排放

什么是火电机组超低排放 所谓的超低排放，简而言之，就是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准。 燃煤电厂是烟尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOX)等大气污染物的主要排放源。根据环保部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月联合发布的火电大气污染物排放国家标准，大气污染物特别排放限值如下表： 大气污染物特别排放限值。天地公司技术研发部提供 浙能集团在满足现行国家排放标准的基础上，进一步自我加压，实施更为严格的排放标准，要求燃煤机组的大气主要污染物排放标准达到天然气燃气机组的排放标准，即烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/Nm3，氮氧化物50mg/Nm3。 超低排放技术路线 燃煤机组达到燃气机组的排放标准对电厂的环保设备提出了更高的要求。天地环保公司采用多污染物高效协同控制技术，对浙能集团现有的脱硝设备、脱硫设备和除尘设备进行提效，并引入新的环保设备和环保技术对汞和三氧化硫进行进一步脱除，使电厂排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞和三氧化硫达到清洁排放的要求。 针对二氧化硫，主要是对FGD脱硫装置进行改进，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环和脱硫添加剂等方式，实现脱硫提效。 针对氮氧化物，通过实施锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术措施实现脱硝提效。 针对烟尘、三氧化硫和汞，采用SCR脱硝装置、低低温除尘、FGD脱硫装置、湿式电除尘等协同脱除实现高效脱除和超低排放。

技术路线图如下： 超低排放技术路线图。天地公司设计研发部提供 锅炉排出的烟气经过SCR高效脱硝后，经过空预器出口的烟气通过新增的管式换热器(降温段)后降温至90℃左右，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机、增压风机后 进入吸收塔进行湿法高效脱硫，吸收塔出口的烟气进入新增的湿式静电除尘器作进一步除尘，再进 入新增的管式换热器(升温段)升温至80℃以上后通过烟囱排放。 浙能集团超低排放项目实施的总体部署 国务院在9月10日发布了《大气污染防治行动计划》，要求长三角区域到2017年细颗粒物 浓度下降20%、并明“确除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目”。 在这样的背景下，煤炭的清洁燃烧和清洁排放技术成了燃煤电厂未来发展的新空间、新蓝海，谁在这一技术上能突破，必然能给整个燃煤火力发电行业带来发展新机遇。 浙能集团走在了政策前面，于2013年在全国率先启动“燃煤机组烟气超低排放”项目建设， 并首先在已投产的嘉电三期7、8号两台百万燃煤机组，由天地环保公司负责改造实施。在建的六 横电厂2×100万千瓦、台二电厂2×100万千瓦燃煤机组烟气超低排放项目也随机组同步建造。 目前，浙能集团已经着手开展300MW等级及以上燃煤机组超低排放改造的相关前期准备工作，将从2014年下半年陆续开展此项改造工程，计划用3年时间全面完成改造工作。预计仅600MW机 组改造总投资将达近40亿元。 在面对节能减排压力与雾霾威胁的背景下，超低排放技术的广泛运用将进一步提高我国以煤 炭为主的能源结构的清洁化水平，而且也为煤电的生存与发展提供了一种新思路。

超洁净排放技术简介2016

超洁净排放技术简介 随着经济的发展和地区环境容量的限制，国家对提高了燃煤机组火电机组排放标准，即排放废气中粉尘、SO2和NO X分别小于 5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。以较少污染物的排放，改善当地环境。针对我国燃煤电厂超低排放需求，我公司研发自己的超低排放技术路线及产品，用低成本和简洁可靠的技术使SO2及粉尘的排放达到超低要求。下面就我们的超低排放技术的两种技术进行简要介绍。 一、SO2超低排放技术：加装双气旋气液耦合脱硫增效装置 1、常规湿法喷淋式吸收塔在进一步提高脱硫效率时存在的几个问题：1）吸收塔内烟气偏流造成烟气短路（俗称：烟气爬壁）导致脱硫效率低。 2）浆液与烟气接触时间短、接触频率低，为提高脱硫效率得增加喷淋层。 3）喷淋层下部区域烟气温度过高，不利于浆液对二氧化硫的吸收

2、湿法喷淋式吸收塔加装双气旋气液耦合器对提高浆液吸收二氧化硫效率的理论依据： 1）浆液吸收二氧化硫过程可分三个步骤（见下图1） （1）溶质(二氧化硫)由气相（烟气）主体扩散到气液两相界面；（2）气相（烟气）穿过液相（浆液）界面； （3）气相（烟气）由液相（浆液）界面扩散到浆液主体。 图一 因此，如果能使气相（烟气）穿透液相（浆液）液膜，便可使吸收反应加快。由于在液相中任一点化学反应都是平衡状态，二氧化硫一旦到达气液界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面发生中和反应，使其液相（浆液）的钙离子浓度相应减少，而反应物（亚硫酸钙）浓度相应增加。因此，二氧化硫在气液界面平衡分压必较浆液主体要高一些，这就在气液界面液膜中溶解了未被完全反应的二氧化硫，溶解的二氧化硫形成了向浆液主体扩散和继续反应的倾向。 反应速率方程可表达为取单位面积的微元液膜，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx，（见图2）

燃煤火电厂超低排放解析

燃煤火电厂超低排放解析 【摘要】燃煤火电厂在生产过程中，燃料燃烧排放大量烟尘、SO2、NOx，对环境造成了严重破坏。随着社会环保意识的加强，对热电厂污染排放的要求也越来越高。本文就热电厂超低排放展开分析。 【关键词】超低排放；脱硝；脱硫；除尘 根据数据显示，2014年以来，全国平均雾霾天数为52年来之最，安徽、湖南、湖北、浙江、江苏等13地均创下“历史纪录”。大气污染在京津冀地区、长三角尤为严重。为遏制日渐严峻的大气污染物排放形势，2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发了“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，提出了新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的行动目标。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，业界称其为超低排放，以下就燃煤火电厂中的超低排放进行分析。 1 燃煤火电厂大气污染物排放现状 燃煤火电厂的大气污染主要是二氧化硫、二氧化碳和一些硫化物、NOx及烟尘等。二氧化硫、硫化物、NOx排入空气中之后，会形成酸雨，进而破坏土壤和建筑；二氧化碳是引起温室效应的主要气体，排入空气中后，会进一步加强温室效应现象；而烟尘进入空气中后，主要是以悬浮物、尘埃形式存在的，会造成空气中细颗粒物浓度较高，影响大气环境质量，甚至形成雾霾等现象。 目前，燃煤火电厂大气污染物排放执行的最新标准是《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），该标准2012年1月1日起执行。并于2013年2月27日发布了《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》（公告2013年第14号），明确了重点地区范围，要求重点地区范围内的火电燃煤机组自2014年7月1日起执行烟尘特别限值标准。结合前述的超低排放指标，各排放标准对比见表1： 表1 各排放标准对比 序号污染物项目环保部现行标准（mg/Nm3）重点地区排放标准（mg/Nm3）超低排放标准（mg/Nm3） 1 烟尘30 20 5 2 二氧化硫100 50 35 3 氮氧化物

燃煤电厂废水零排放系统的应用

燃煤电厂废水零排放系统的应用 随着社会经济的快速发展，人们生活质量提高，工业也得到了迅猛进步，因而在日常生活生产中对水资源的需求也在逐渐加大。作为水资源紧张的国家，水资源供需矛盾和水资源污染问题一直是国家重点关注的问题。 为了提高水资源的利用率，加快对水资源的保护，在工廠生产中应该采取废水循环利用策略，加快对工业废水的优化处理。现阶段，电厂作为水资源需求量大且废水生产量大的主要场所，加快电厂废水零排放处理，不但可以解决废水排放的问题，而且可以使水资源得到循环利用，减少水源的浪费。 不过废水零排放处理会增加处理成本，且关于废渣处理和落实的有效性也有待进一步探索研究，所以如何优化废水处理工艺是当下火电厂生产运营中需要重点考虑的问题之一。 1传统处理技术 早期国家对燃煤电厂脱硫废水处理的限制较少，传统的处理工艺较为粗放，主要有煤场喷洒、灰场喷洒与水力冲灰等。煤场喷洒和灰场喷洒是出于安全和抑尘等目的将脱硫废水喷洒入煤场和灰场，在实际应用中存在废水用量小的问题，其次由于工艺未对污染物本身进行任何处理，在其转移过程中容易对周边环境造成一定的污染。 水力冲灰是将脱硫废水混入水力除灰系统，能同时对灰分起到输送和中和作用，但该工艺不能用于气力清灰等类型机组，对废水的用量较少，难以消纳每小时数吨甚至十余吨的新生废水，而且由于氯离子含量高，会对相关的金属管道造成一定的腐蚀。 2脱硫废水处理技术 为了保证石膏品质和脱硫系统稳定运行，需要排放一定量的脱硫废水以严格控制氯离子浓度<2×104mg/L。以尚未投入生产的工程进行参考，比较常用的处理技术，即混凝沉淀法、废水回用法、预处理+浓缩结晶+固体废物处理法、烟道处理法、微滤/超滤+反渗透法用于实际工程的优缺点，选出最经济高效的废水处理技术。 2.1混凝沉淀法

三部委对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策

三部委对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策 发改委网站9日发布消息表示，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合发布《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》，决定对2016年1月1日以前和以后并网运行的机组每千瓦时分别补贴1分和0.5分 (含税). 通知指出，为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税)；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。 省级能源主管部门负责确认适用上网电价支持政策的机组类型。超低排放电价政策增加的购电支出在销售电价调整时疏导。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。 通知明确，超低排放电价支持政策实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。省级环保部门于每一季度开始之日起15个工作日内对上一季度燃煤机组超低排放情况进行核查并形成监测报告，同时抄送省级价格主管部门。电网企业自收到环保部门出具的监测报告之日起10个工作日内向燃煤电厂兑现电价加价资金。 通知强调，对符合超低限值的时间比率达到或高于99%的机组，该季度加价电量按其上网电量的100%执行；对符合超低限值的时间比率低于99%但达到或超过80%的机组，该季度加价电量按其上网电量乘以符合超低限值的时间比率扣减10%的比例计算；对符合超低限值的时间比率低于80%的机组，该季度不享受电价加价政策。其中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。燃煤电厂弄虚作假篡改超低排放数据的，自篡改数据的季度起三个季度内不得享受加价政策。 上述规定自2016年1月1日起执行，此前完成超低排放建设并经省级环保部门验收合格的，无论是否已经开始享受电价加价政策，自2016年1月1日起均按照新规定的加价政策执行。 通知全文： 国家发展改革委 环境保护部 国家能源局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