超低排放技术介绍0120

超低排放技术介绍超低排放技术介绍2015012020150120 主要内容一、超低排放有关政策二、超低排放技术路线三、科技公司超低业绩技术情况简介 第一部分 超低排放有关政策 超低排放有关政策（一）三部委2093号文（1）2014年9月12日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局联合下发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）（发改能源（2014）2093号）（以下简称“节能减排行动计划”），要求加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平。其指导思想为：全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。超低排放有关政策（一）三部委2093号文（2）行动目标为：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300g/kWh(标准煤)；东部地区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，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11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（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3），中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。超低排放有关政策（一）三部委2093号文（3）重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，燃煤发电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施改造升级，确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。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，2014年启动800万千瓦机组改造示范项目，2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上。鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。因厂制宜采用成熟适用的环保改造技术，除尘可采用低（低）温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器等装置，鼓励加装湿式静电除尘装置；脱硫可实施脱硫装置增容改造，必要时采用单塔双循环、双塔双循环等更高效率脱硫设施；脱硝可采用低氮燃烧、高效率SCR（选择性催化还原法）脱硝装置等技术。超低排放有关政策（二）欧美国家排放标准 注：1.美2005年清洁空气汞法规；2.烟煤汞排放值；3.欧盟大型燃烧装置大气污染物排放限制指令（2001/80/EC）超低排放有关政策（三）燃机标准 根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）,以天然气为燃料的燃气轮机组特别排放限值为：SO2 :35mg/Nm3 NOx:50mg/Nm3 尘尘 ：5mg/Nm3 燃机基准含氧为15%，燃煤机组为6%超低排放有关政策（四）特点1.政策无差异化：与炉型、燃煤成份（输入）等无排放差异（例如燃用无烟煤、贫煤差异等）；与投产时段无差异。2.排放补偿：国家暂无具体明细。江苏地方补偿政策：2014年，为鼓励火电企业超低排放改造，规定对达到“超低排放”的机组实行电价加价政策，暂定为每千瓦时加价1分(烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别为0.4、0.4、0.2分)。山西地方补偿政策：1）资金支持。列出专项资金，对现役机组一次性改造投资给予5%10%的资金支持。2）成本分摊。积极争取国家对我省超低排放机组电价补贴政策。对达到超低排放标准发电机组新增的运营成本，要制定由全省燃煤火电企业分摊政策。超低排放有关政策（四）特点3）电量奖励。积极推进发电权交易，探索节能调度试点工作。对达到超低排放标准的机组，每年给予不低于200小时的电量奖励。3.地方要求：更严格。超低排放有关政策（五）供电标煤耗（一）供电标煤耗（一）典型机组可研阶段供电煤耗设计指标(单位：单位：g/kWh）超低排放有关政策（五）供电标煤耗（二）供电标煤耗（二）节能减排行动计划要求：新建项目：新建项目：全国燃煤发电机组平均供电煤耗低于300g/kWh;现有项目：现有项目：到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗 低于310g/kWh，其中现役600MW及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300g/kWh。大唐集团大唐集团2014年前三季度实际运行情况：年前三季度实际运行情况：供电煤耗319.42g/kWh；综合厂用电率5.9%。第二部分超低排放技术路线 超低排放技术路线超低排放技术路线(一一)-NOx)-NOx控制（控制（1 1）脱硝工艺采用低氮燃烧+SCR方式，脱硝还原剂的选择视当地实际情况而定。锅炉省煤器出口烟尘浓度30g/m3时，宜优先考虑采用蜂窝式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度40g/m3时，宜优先考虑使用平板式催化剂；当锅炉省煤器出口烟尘浓度在30-40g/m3之间时，应根据项目实际情况选择蜂窝式或平板式催化剂。对于燃用烟煤、贫煤机组，建议采用催化剂“2+1”方案或“3+1”方案；对于燃用无烟煤机组，根据具体情况，建议催化剂布置采用“3+1”或“4+1”方案。超低排放技术路线超低排放技术路线(一一)-NOx)-NOx控制（控制（2 2）严格控制锅炉燃烧NOx生成量。煤粉锅炉必须采用低氮燃烧技术，有效降低锅炉炉膛出口烟气中的NOx含量。超低排放技术路线超低排放技术路线(一一)-NOx)-NOx控制（控制（3 3）注：1.SCR入口NOx设计选取值，是根据目前国内装设低氮燃烧器锅炉实际运行情况而选取。2.节能减排行动计划中要求“炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mg/Nm3以下”，但在实际运行过程中，由于锅炉负荷调整、煤质变化、运行操作等因素，难以实现，故根据实际测试情况进行了调整。超低排放技术路线超低排放技术路线(二二)-SO)-SO2 2控制（控制（1 1）1.有效控制脱硫装置入口SO2浓度：脱硫装置出口SO2浓度控制与煤质中含硫量、脱硫装置脱硫效率等密切相关。其中合理控制煤质中的含硫量，可以有效降低脱硫装置的工程投资和运行费用，更为科学合理的控制SO2排放。在国务院办公厅2014年5月15日关于印发2014-2015年节能减排低碳发展行动方案的通知国办发201423号文中，要求“加快推进煤炭清洁高效利用，在大气污染防治重点区域地级以上城市大力推广使用型煤、清洁优质煤及清洁能源，限制销售灰分高于16%、硫分高于1%的散煤”。超低排放技术路线超低排放技术路线(二二)-SO)-SO2 2控制（控制（2 2）超低排放技术路线超低排放技术路线(二二)-SO)-SO2 2控制（控制（3 3）超低排放技术路线超低排放技术路线(二二)-SO)-SO2 2控制（控制（4 4）从以上数据可以看出，广东、江苏、山东、河北等东部地区、以及河南、安徽等中部地区以及陕西、新疆等西部地区，锅炉出口SO2浓度绝大部分均在2500mg/Nm3以下。根据以上分析以及国家及地方有关燃料煤硫份控制数据，建议如下：东、中部地区所有新建机组，采用合理配煤方式，力争控制锅炉出口SO2浓度2500mg/Nm3；西部地区锅炉出口SO2浓度3500mg/Nm3。集团公司对SO2裕度值的控制：设计煤种的20%。超低排放技术路线超低排放技术路线(二二)-SO)-SO2 2控制（控制（5 5）新建机组的脱硫工艺，建议采用石灰石石膏法，不设置GGH换热器。工艺系统设置按照以下原则进行：1.对于锅炉出口SO2浓度2500mg/Nm3机组，建议采用一级单塔脱硫方式，脱硫装置（含浆液制备、脱水系统等公用设施）按照脱硫装置出口SO2浓度35mg/Nm3一次建成；2.锅炉出口SO2浓度25003500mg/Nm3机组，建议采用单塔脱硫方式。吸收塔本体按照SO2浓度50mg/Nm3设计，同时吸收塔预留将SO2浓度提高到35mg/Nm3的增效措施（PLUS、湍流装置等），公用系统（含浆液制备、脱水系统等）按照脱硫装置出口SO2浓度35mg/Nm3一次建成。超低排放技术路线超低排放技术路线(三三)-)-粉尘控制（粉尘控制（1 1）当燃煤电厂的出口排放粉尘浓度10mg/Nm3，甚至5mg/Nm3的要求时，仅在湿法脱硫前采用高效除尘器的工艺方案（同时考虑脱硫装置脱除部分粉尘份额）是不能满足要求的。因此，需要采用除尘技术组合方能达到。建议组合方案如下：1.当排放浓度要求10mg/Nm3时，脱硫系统前采用高效除尘技术：静电除尘器+高频电源、低低温静电除尘（低温省煤器）、旋转电极除尘、布袋除尘、电袋除尘器等。脱硫塔入口粉尘浓度控制在50 mg/Nm3；脱硫系统后采用单电场湿式电除尘器，除尘效率75-80%，可以满足排放浓度10mg/Nm3的要求。2.当排放浓度要求5mg/Nm3时，脱硫系统前的除尘器出口达到更低的、稳定的排放浓度。煤质和烟气粉尘特性适中的条件下，脱硫系统前采用高效除尘技术：静电除尘器+高频电源、低低温静电除尘（低温省煤器）、布袋除尘、电袋除尘器等。脱硫塔入口粉尘浓度控制在30 mg/Nm3；脱硫系统后采用两电场湿式电除尘器，除尘效率80-90%，可以满足排放浓度5mg/Nm3的要求。超低排放技术路线超低排放技术路线(三三)-)-粉尘控制（粉尘控制（2 2）3.当排放浓度要求5mg/Nm3时，脱硫系统前的除尘器出口达到更低的、稳定的排放浓度。煤质和烟气粉尘特性一般，不利于粉尘荷电的条件下，脱硫系统前采用高效除尘技术：低低温静电除尘（低温省煤器）、布袋除尘、电袋除尘器等。脱硫塔入口粉尘浓度控制在20 mg/Nm3；脱硫系统后采用单/两电场湿式电除尘器，除尘效率80-90%，可以满足排放浓度5mg/Nm3的要求。超低排放技术路线超低排放技术路线(三三)-)-粉尘排放（粉尘排放（3 3）项目项目部部机机组组入口粉入口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3出口粉出口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3项目项目部部机机组组入口粉入口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3出口粉出口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3项目部项目部机机组组入口粉入口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3出口粉出口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3项目项目部部机机组组入口粉入口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3出口粉出口粉尘浓度尘浓度mg/Nmmg/Nm3 3张家张家口口#123.00 10.19 潮州潮州#139.5418.37呼图壁呼图壁#134.215.1黄岛黄岛#1#238.14 12.13#237.2923.02#235.516.5#2#327.00 7.29#344.6818.87#3#3#422.29 11.00#443.2314.46#4#45614#525.80 10.50#5#5#5525#622.00 10.33#6#6#6#724.57 15.86 首阳首阳山山#120.83 12.28张热张热#129.218.6太二太二七期七期#122816#821.10 13.77#2停机停机#215.552.82#13田家田家庵庵#517.97 13.77#317.55 6.97三门峡三门峡#1停机停机吕四吕四#12212#622.77 17.02#444.19 15.27#255.34 21.04#22015洛河洛河#161.67 37.26安阳安阳#120.94 11.16#345.88 21.04#31911#266.78 17.65#226.63 15.6#451.58 24.51#42113#377.97 22.28#911.33 5.36信阳信阳#143.66 16.96南京南京#1237#456.77 20.18#1021.78 13.45#2停机停机#2213.5#553.02 25许昌许昌#122.42 12.79#346.34 16.27徐塘徐塘#43012#589.93 37.76#219.93 13.28#446.01 20.53#5279马鞍马鞍山山#164.37 21.32#333.81 13.05彬长彬长#140.19 11.71#63018#254.07 13.94#427.72 13.29#235.78 11.84#73017 超低排放技术路线超低排放技术路线(三三)-)-与主机相关设施与主机相关设施 脱硝系统应按照“节能减排行动计划”，一次性将反应器及钢结构（含平台、还原剂制备区等）建设完成。脱硫及除尘系统：一次性实现规划要求排放标准的工程，脱硫装置与湿式静电除尘器支架采用联合支架，引风机、高压厂变等主机设备应一次建成；考虑预留增容设施，但核算增容后设备不跳档的设备，应一次性建成；增容后跳档的设备（引风机、高压厂变等），应对方案进行技术经济分析，以确定是否采用分期建设（增设高压厂变、增压风机等）。第三部分科技公司超低技术情况简介 科技公司超低技术情况简介-综述综述 截至到目前，科技公司已实现超低排放工程有江苏大唐国际吕四港2号机组、张家口发电厂17号机组、大唐南京发电厂2号机组、太原第二热电厂七期12号机组，大唐国际张家口热电厂处于试运行阶段，大唐国际王滩发电厂、贵州兴义电厂等即将投入运行。科技公司超低技术情况简介-吕四港吕四港2 2号机组（号机组（1 1）改造前情况：改造前情况：江苏大唐国际吕四港4660MW机组烟气脱硫工程由美国常净环保工程公司及上海常净环保技术有限公司联合承包。原系统设计性能保证值：整套装置在锅炉BMCR工况条件下，在FGD入口SO2浓度为2433mg/Nm3（干基 6O2），脱硫效率96%。吕四港脱硫工程投运后，脱硫效率约为92%。为了满足更加严格的环保要求，对原脱硫系统进行改造，改造后SO2排放浓度50mg/Nm3。原系统主要配置：三层喷淋层、两级屋脊式除雾器。科技公司超低技术情况简介-吕四港吕四港2 2号机组（号机组（2 2）改造方案：改造方案：采用原塔改造增加喷淋层技术方案采用原塔改造增加喷淋层技术方案。增加一层喷淋层（改造后共四层喷淋层），除雾器区变径，并将除雾器更换为一级管式加两级屋脊式。改造效果：改造效果：2014年6月份，脱硫改造完成。实际运行效果：入口SO2浓度在13001800mg/Nm3情况下，投运三层喷淋层（共四层喷淋层），出口浓度20mg/Nm3，脱硫效率提高了 3%。科技公司超低技术情况简介-张家口电厂张家口电厂1 17号（1 1）改造前情况：改造前情况：张家口发电厂共8台300MW机组原有脱硫工程均由清华同方环境有限责任公司总承包。原系统设计性能保证值：整套装置在锅炉BMCR工况条件下，在FGD入口SO2浓度为2750mg/Nm3（干基 6O2），脱硫效率95%。脱硫工程投运后，脱硫效率约为92%。为了满足更加严格的地区环保要求，需进行脱硫改造，改造后SO2排放浓度50mg/Nm3。原系统主要配置：14号机组：三层喷淋层、两级屋脊式除雾器；58号机组：三层喷淋层、两级平板式除雾器。科技公司超低技术情况简介-张家口电厂张家口电厂1 17号（2 2）改造方案：改造方案：采用增加塔外浆池采用增加塔外浆池+原塔增加喷淋层技术方案。原塔增加喷淋层技术方案。14号机组：增加塔外浆池，增设一层喷淋层（改造后共四层喷淋层）。57号机组：增加塔外浆池，增设一层喷淋层（改造后共四层喷淋层），将两级平板式除雾器改为一级管式加两级屋脊式除雾器。改造效果：改造效果：2014年9月初脱硫装置投入运行。实际运行情况为：脱硫装置入口SO2浓度3000mg/Nm3情况下，投运四层喷淋层，出口SO2浓度35mg/Nm3。科技公司超低技术情况简介-太二七期太二七期1212号号机组情况：机组情况：太二七期为新建机组，设计设计煤种含硫量2.3%（入口SO2浓度5716mg/Nm3），排放浓度不大于50mg/Nm3，脱硫效率不低于99.15%。采用技术为安德里茨安德里茨FGD PlusFGD Plus技术（单塔）技术（单塔）。主要系统配置：设置五层喷淋层、顶层喷淋层喷嘴采用单向喷嘴其余四层喷淋层喷嘴采用双向喷嘴、一级管式加两级屋脊式除雾器、两台离心式氧化风机。运行效果：运行效果：12月3日12号机组通过了168试运行。运行情况为；在入口SO2浓度5180mg/Nm3、投入四层喷淋层情况下，出口SO2浓度20mg/Nm3。科技公司超低技术情况简介-南京发电厂南京发电厂2 2号（号（1 1）改造前情况：改造前情况：大唐南京发电厂的原有脱硫工程由江苏苏源环保工程股份有限公司总承包。原系统设计性能保证值：采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，每台炉配置一台吸收塔，不设置旁路烟道。整套装置在锅炉BMCR工况条件下，FGD入口SO2浓度1629 mg/Nm3（设计值含硫量0.8%），出口SO2浓度82 mg/Nm3，脱硫效率95%。根据大唐集团未来实施的“燃煤机组烟气超低排放”，要求集团燃煤机组出口SO2浓度35mg/Nm3以下。本次改造设计基础数据(单台炉，设计数据对应的煤质含硫量为0.86%(FGD烟气入口SO2浓度为2317 mg/Nm3)，出口SO2浓度35mg/Nm3以下，脱硫效率为98.5%。原系统主要配置：四层喷淋层、两级平板式除雾器。科技公司超低技术情况简介-南京发电厂南京发电厂2 2号（号（2 2）改造方案：改造方案：采用增加塔外浆池技术方案。采用增加塔外浆池技术方案。增加塔外浆池，将原浆液循环泵1台入口改至塔外浆池，更换原单向喷嘴为双向喷嘴，塔内增加防止烟气短路设施及均流构件。改造效果：改造效果：12月初通过168h试运行。运行情况：投入3台浆液循环泵，入口SO2浓度1480 mg/Nm3，出口SO2浓度11.4 mg/Nm3。科技公司超低技术情况简介-张家口热电（张家口热电（1 1）改造前情况：改造前情况：张家口热电公司一期工程2300MW 燃煤汽轮发电机组脱硫工程由清华同方环境有限责任公司总承包。原系统设计性能保证值：采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，不设置旁路烟道。整套装置在锅炉BMCR工况条件下，FGD入口SO2浓度3600mg/Nm3（设计值含硫量1.37%），出口SO2浓度不大于200mg/Nm3，脱硫效率95%。为了满足更加严格的地区环保要求，需进行脱硫改造。本次改造FGD烟气入口SO2浓度为3600mg/Nm3，出口SO2浓度不大于35mg/Nm3，脱硫效率不小于99.03%。原系统主要配置：三层喷淋层、两级平板式除雾器。科技公司超低技术情况简介-张家口热电（张家口热电（2 2）改造方案：改造方案：采用串联吸收塔技术方案。采用串联吸收塔技术方案。增加一级吸收塔，二级吸收塔利旧，更换二级吸收塔除雾器为一级管式加一级屋脊式加一级平板式除雾器。一级吸收塔设置三层喷淋层，一级屋脊式除雾器。改造效果：改造效果：试运行情况：一级塔运行两台浆液循环泵，二级塔运行一台浆液循环泵，入口SO2浓度约2200mg/Nm3，出口SO2浓度约15mg/Nm3，脱硫效率99.3%。介绍结束介绍结束请各位批评指正请各位批评指正谢谢大家！谢谢大家！