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
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
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。
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
中国燃煤电厂超低排放和节能改造方案
一、中國燃煤電廠超低排放和節能改造方案 經濟的發展與能源使用兩者間息息相關，隨著經濟的發展，對於能源及電力的需求亦大幅增加。在各種能源中煤炭是全球僅次於石油的重要能源，同時也是主要的發電燃料。在過去的十年中，人們對煤炭的需求迅速增長，現已超過了對天然氣、石油、核能和再生能源的需求。然而過度依賴化石燃料其排放的溫室氣體如二氧化碳等也加強了溫室效應，引發氣候變化。根據IEA(2014)研究報告指出，煤炭在提供全球40%電力的同時，卻排放了發電行業70%的二氧化碳。有鑒於對地球大氣中溫室氣體日益增加的擔憂，使得全球氣溫的上升，減少溫室氣體排放已經成為全球共識。 根據BP統計，近年煤量最大的國家為中國，2014年用煤量占全球的50.6%。根據中國統計年鑑，2013年發電用煤占煤炭消費的46%，而中國大氣汙染物的排放主要來自以煤炭的燃燒。據此，中國近年來除積極推動工業領域煤炭清潔高效利用，提高煤炭利用效率外，對於燃煤發電節能減排升級與改造亦相當重視。本文以下針對中國近年對於燃煤電廠節能減碳的發展目標及具體措施作介紹。 （一）中國煤炭消費概況 煤炭是全球重要的能源之一，特別是用於發電，在過去的十年中，人們對煤炭的需求迅速增長，現已超過了對天然氣、石油、核能和再生能源的需求。未來在能源需求的預期增長的情況下，將有可能擴大煤炭的增長趨勢，若不找出解決方案，採用更有效地利用煤炭，將對構建低碳環境造成嚴重威脅。 根據《BP世界能源統計年鑒》，近年煤量最大的國家為中國，而2014年用煤量最大的前三個國家分別為中國占50.6%，其次則為美國11.7%、印度9.3%，如下表1 所示。
表1 2014年全球用煤量 資料來源：BP Statistical Review of World Energy (2015) 雖近年來中國的能源結構持續改進，然煤炭仍然是中國能源消費的主導燃料。根據《2015年中國統計年鑒》公佈，2014年煤炭消費占能源消費約為66%，進一步細看中國煤炭消費，發電用煤自2000年以來占比達40%以上，2013年發電用煤占煤炭消費的46%。 表2中國歷年煤炭消費 資料來源：2015年中國統計年鑒
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
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
超低排放改造总结
XXX 1号机组超低排放改造项目总结 一、企业基本情况 XXX（以下简称：XXXX热电）安装2×300MW亚临界直接空冷供热机组，该项目是在关停合作方XX电厂原在建2×135MW小机组基础上，按国家“上大压小”产业政策改建而来，其中XX国际控股80%，XX电厂参股20%，工程总投资额29.2亿元。项目于2009年7月27日获得国家发改委正式核准，同年9月21日开工建设，#1、#2机组分别于2010年12月15日、2011年1月4日通过168小时试运转入商业运营。 燃煤采用山西XX当地洗中煤和劣质煤，用水取自XX市第二污水处理厂的回用中水，是集发电、供热、全部直接空冷、同步脱硫、脱硝，圆形全封闭煤场、输煤抑尘技术、废水回收和粉煤灰综合利用于一体的绿色环保型热电联产项目，该项目荣获“中国电力优质工程奖”。 XXXX热电主设备中，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1092/17.5-YM28型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉；汽轮机为上海汽轮发电机有限公司生产的CZK300-16.7/0.4/537/537型两缸两排汽、亚临界一次中间再热、直接空冷供热凝汽式汽轮机；发电机为上海电机有限责任公司生产的QFSN-300-2型汽轮发电机。 环保设施同主机同步建设。其中脱硝由XX科技工程有限公司设计，脱硝还原剂采用液氨，催化剂按2+1层配置，
脱硝反应器入口的NOx排放浓度按550mg/Nm3设计，脱硝反应器出口的NOx排放浓度按≤135mg/Nm3设计，设计脱硝效率为75%。脱硫由国电清新设计，入口SO2设计值为9994mg/Nm3，出口SO2排放值小于400mg/Nm3，脱硫效率为96%。除尘是由福建龙净公司生产电袋复合式除尘器，出口烟尘排放值小于30mg/Nm3。 机组投产以来，环保设施一直运行良好，各项指标均能满足国家排放标准。XXXX热电向来重视环保工作，几年来投入了大量的人力、物力和财力，在2012年进行了电袋除尘器滤袋改型更换；在2013年进行了#1、#2锅炉低氮燃烧器改造和省煤器分级燃烧改造，大幅提高了锅炉低负荷时脱硝入口烟温，实现了脱硝反应器的全负荷段运行。目前，氮氧化物（NOx）排放值低于100mg/Nm3，烟尘排放物低于30mg/Nm3，二氧化硫（SO2）排放值低于200mg/Nm3。 XX热电公司自2014年11月启动1号机组超低排放改造前期工作，成立超低排放改造组织机构，委托山西电力勘测设计院进行超低排放改造可研编制，先后对山东国舜、福建龙净、XX环境、清新环境、华景科技、青岛达能等多家企业的相关方案进行了论证；经可研内审、外审后，于 2015年4月，获得集体公司项目批复文件，并完成超低排放项目在XX市尧都区经济和信息化局立项、备案工作。于2015年5月，完成超低排放项目招标工作，并于2015年9月20日正式开工，到2015年11月6日，1号机组超低排放改造工程正式竣工，机组启动，在试运行期间烟气污染物排放各项指
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）
燃煤火力发电厂超低排放改造对环境保护的贡献和意义 张萌鑫
燃煤火力发电厂超低排放改造对环境保护的贡献和意义张萌鑫 发表时间：2017-11-24T10:36:55.813Z 来源：《电力设备》2017年第21期作者：张萌鑫[导读] 摘要：通过查阅分析相关数据、实地考察、专业交流，数理统计等方法，研究分析发电厂实施超低排放改造（烟气脱硫、脱硝和湿式电除尘）后对环境保护的贡献（实际减排效果、环境空气的改善）和现实意义，并提出相应建议和思考。 （南京外国语学校仙林分校江苏省南京市 210023）摘要：通过查阅分析相关数据、实地考察、专业交流，数理统计等方法，研究分析发电厂实施超低排放改造（烟气脱硫、脱硝和湿式电除尘）后对环境保护的贡献（实际减排效果、环境空气的改善）和现实意义，并提出相应建议和思考。 关键词：火力发电厂超低排放改造环境保护贡献思考 一、调研活动背景 大气污染对人类的生活影响很大，甚至危及人类的生命安全。如1952 年 12 月 5 日至 9 日，伦敦上空受反气旋影响，大量工厂生产和居民燃煤取暖排出的废气难以扩散，积聚在城市上空。伦敦被浓厚的烟雾笼罩，交通瘫痪，行人小心翼翼地摸索前进。市民不仅生活被打乱，健康也受到严重侵害。许多市民出现胸闷、窒息等不适感，发病率和死亡率急剧增加。据统计，当月因这场大烟雾而死亡的人数多达 4000人。此次事件被称为“伦敦烟雾事件”，成为20世纪十大环境公害事件之一。大气污染物质如二氧化硫、二氧化氮、氟化氢等，还会影响植物的光合作用，进而影响到整个生态系统的平衡，造成物种的消失。据统计，近百年来在人类干预下的物种灭绝比自然速度快了100―1000倍。大气污染还增加了人类患肺癌、皮肤癌以及其他各种疾病的机率。此外，由于大气污染形成的全球温室效应，造成海平面上升，病虫害增加，气候反常，海洋风暴增多，土地干旱，沙漠化面积增大等危害。科学家预测：如果地球表面温度的升高按现在的速度继续发展，到2050年全球温度将上升2－4摄氏度，南北极地冰山将大幅度融化，导致海平面大大上升，一些岛屿国家和沿海城市将淹于水中，其中包括几个著名的国际大城市：纽约，上海，东京和悉尼。可见，大气污染对人类的生产生活影响极大，如果不注意对大气环境的治理，势必对我们人类的生存构成巨大威胁。 大气污染的主要来源是煤烟和城市尾气，大气污染物一般有2种形态，即颗粒状污染物和气态状污染物，颗粒状污染物主要以烟尘为主，气态状污染物有二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳和含氢气体等。近年来，江苏省采取了一系列的大气污染治理措施，空气质量得到了明显改善，根据江苏省环保部门统计数字，2014-2016年全省环境空气主要指标如下： 通过分析上述数据可以看出：2014年至2016年，江苏省环境空气质量逐年好转，最直接的反映是重污染天气（如雾霾天气）逐年减少。说明通过对煤烟和城市尾气的治理已取得了初步成效。其中对煤烟的治理主要是制定颁布严格的大气污染物排放标准，要求相关燃煤企业加装环保设施，控制大气污染物排放量；城市尾气治理主要是提升燃油质量，提高车辆排放准入标准，减少有毒有害气体的排放。 二、调研活动内容 为了进一步深入了解江苏省大气污染物治理工作的开展情况，探究近几年全省环境空气质量逐年好转的深层次原因，近期查阅收集了相关信息及数据，同时选择主要用煤和煤烟产生企业即燃煤火力发电厂作为调研对象，进行重点了解和分析，期间赴江苏扬州、连云港和盐城三市的大型燃煤火力发电厂进行实地走访，对燃煤火力发电厂最近几年开展的超低排放改造效果进行了调研。 三、燃煤火力发电机组超低排放改造工程背景 随着中国经济的快速发展，各行各业的用电量快速上升，燃煤发电也在快速增长。截至2016年底，全国火电装机容量已突破10.5亿千瓦，占全国总发电装机容量的64%，江苏省则高达80%，因此，燃煤发电机组仍然是我国电力行业的主力机组。 随着电力及工业的快速发展，环境污染问题也愈发突出。近几年全国部分地区雾霾问题集中暴发，严重危害人民的健康。为此，国家要求燃煤发电企业全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。同时，江苏地处长三角地区，燃煤发电装容量大，环境压力大，为此政府制订颁布了更为严格的大气污染物排放标准（高于欧盟和美国排放标准），相关大气污染物排放浓度限值对比如下表：
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