燃煤电厂烟气
电厂环保——烟气脱硫脱硝
主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
至只有欧洲现行标准的一半 ） 烟尘 30mg/m3
排放总量控制————产生史上最严厉标准
中国燃煤SO2污染现状
中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质 就是SO2污染问题。
中国SO2污染经济损失(2005) （单位：109元人民币）
SO2控制区 控酸雨制区 “两控区” 两控区之外
以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱 硫90%计算，则最后排放SO2： 160吨*10%=16吨
二、烟气排放标准
GB 13223-2011最新《火电厂大气污染物排放标准》， 见附件一
史上最严厉的排放标准: 2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起
SO2 200mg/m3（2012年1月1日锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚
要求听讲者对锅炉的工作过程与主要设备有基本了解。
一、燃煤产生的污染
燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等
燃煤烟气中SO2的量：
以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2： 10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍） *80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨
E1 德国比晓夫公司
鲁奇·能捷斯·比晓夫公司和鲁奇能源环保公司于2002年12月 合并为鲁奇能源环保股份有限公司（LLB）。
燃煤电厂烟气脱硫技术简介
燃煤电厂烟气脱硫技术简介摘要：现阶段，社会经济发展速度显著加快，一定程度上提升了人们物质生活水平，使煤炭资源紧张程度加剧，且可持续发展思想与环保理念深入人心。
火电厂污染物的排放量大，对于能源的消耗也更多，因而有必要加大控制力度，对脱硫脱硝与烟气防尘技术进行优化与改善，使污染物的实际排放量得以降低，全面优化能源的利用效果。
由此可见，深入研究并分析火电厂锅炉脱硫脱硝与烟气除尘技术十分有必要。
关键词：燃煤；电厂；烟气脱硫技术引言通过燃烧煤炭、天然气、石油等能源物质实现由化学能向电能的转化，是中国现阶段最主要的电力生产方式。
随着人们生活水平的提升，对于电能的需求也在不断增加，进而导致了较为严重的烟气污染问题。
在这样的情况下，有必要围绕电厂实际运行情况落实完善的锅炉烟气脱硫、脱硝及烟气除尘技术，同时进一步提升对于烟气污染的治理能力，确保可以在发电过程中有效落实可持续发展的绿色理念。
1燃煤电厂烟气脱硫技术各国从脱硫技术的要求出发，已经开发了很多燃煤锅炉控制SO2排量技术，并应用于工程中。
这些技术总结起来分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。
利用化学、物理或生物方法脱去煤中硫被称为燃烧前脱硫，因其工艺成本高，尚未得到广泛应用。
在燃烧过程中对煤进行脱硫称为燃烧中脱硫，主要有循环流化床锅炉燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。
燃烧后脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）是对燃烧后的烟气进行脱硫，主要有海水法、石灰石—石膏法、氨吸收法和双碱法，是目前世界范围内应用最广泛、规模最大的脱硫技术。
西安某火电厂1#、2#机组（2×300MW）采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，使用石灰石作为脱硫剂，工艺上将其研磨成细粉与水混合制成吸收浆，吸收浆与烟气在吸收塔内混合接触，浆液中的碳酸钙与烟气中SO2、空气混合接触并发生氧化反应，最终生成二水石膏。
脱硫后的烟气经换热器加热升温后排入空气，余下的石膏浆经脱水处理后回收并循环利用。
燃煤电厂烟气脱硫工艺简介
干法烟气脱硫主要工艺
1. 炉内喷钙烟气脱硫技术 2. 炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术 3. 管道喷射脱硫技术 4. 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术 5. 电子束照射烟气脱硫技术 6. 脉冲电晕烟气脱硫技术 7. 干式催化脱硫技术
半干法烟气脱硫主要工艺
1. 喷雾干燥烟气脱硫技术 2. 循环流化床烟气脱硫技术
烟气系统图
二氧化硫吸收系统
吸收塔是二氧化硫吸收系统的核心， 烟气进入吸收塔后，利用浆液循环泵使 浆液与烟气中的二氧化硫接触，烟气中 二氧化硫的吸收、氧化、中和以及结晶 过程同时发生在吸收塔中。处理后的烟 气通过除雾器除去携带的液滴,然后经 GGH升温后排放至烟囱。
石膏脱水系统
石膏脱水系统流程：石膏浆 液排出泵→石膏浆液旋流器→真空 皮带机→石膏输送机→石膏筒仓→ 外运。
工艺水系统
脱硫工艺用水取自发电厂工业水系统, 并且储存在工艺水箱。此工艺水系统 装有3台工艺水泵。
脱硫废水处理系统
脱硫废水→一级反应池(加入石灰乳)→一 级絮凝池(加入助凝剂)→一级澄清池→1 号二级反应池(加入石灰乳或HCl、絮凝剂 和螯合物)→2号二级反应池(加入石灰 乳)→一二级絮凝池(加入助凝剂)→二级澄 清池→排放至主系统
石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程
工业用水
吸收塔
烟气 氧化用空气
石灰石
除雾器 石膏脱水机
烟囱
石膏
石灰石—石膏湿法烟气脱硫主要系统
1. 烟气系统 2. 二氧化硫吸收系统 3. 石灰石制浆系统 4. 石膏脱水系统 5. 工艺水系统 6. 脱硫废水处理系统
烟气系统：引风机→入口挡板 →BUF→GGH→烟气冷却器→吸收塔 →除雾器→GGH→烟囱。
湿法烟气脱硫主要工艺
燃煤厂烟气处理流程
燃煤厂烟气处理流程
燃煤厂烟气处理流程主要包括以下步骤：
1. 除尘：除尘是烟气处理的第一步，目的是将烟气中的粉尘去除，降低排放浓度，保护大气环境。
除尘设备一般采用电除尘器、袋式除尘器等。
2. 脱硫：脱硫是烟气处理的重要环节之一，主要手段是采用石灰石石膏法、海水脱硫等方法，去除烟气中的二氧化硫，防止其对环境造成污染。
3. 脱硝：烟气中的氮氧化物是大气污染的主要来源之一，脱硝是必不可少的一步。
常用脱硝工艺包括选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）等。
4. 除氟：烟气中的氟化物也是大气污染的一种重要成分，需要采用吸附法、结晶法等多种方法进行去除。
以上是燃煤厂烟气处理的基本流程，具体的操作过程需要根据不同的情况来进行调整和改进。
燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范
各种烟气脱硝技术应用比例
烟气脱硝技术应用分布情况
火电厂氮氧化物控制要求
火电厂NOx不同排放要求
NOx排放标准对比
满足要求技术和 参数差异较大， 亟需规范满足超 低排放技术要求 的氮氧化物控制 技术和参数
NOx超低排放工程技术规范编写参考的规范
GB/T 212 GB 18599 GB/T 21508 GB/T 21509 GB/T 31391 GB/T 31584 GB 50160 GB 50217 GB 50222 GB 50229 GB 50351 GB 50660 DL/T 260 DL/T 335 JB/T 12129 JB/T 12131
煤的工业分析方法 一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准
燃煤烟气脱硫设备性能测试方法 燃煤烟气脱硝技术装备 煤的元素分析 平板式烟气脱硝催化剂
石油化工企业防火设计规范 电力工程电缆设计规范
建筑内部装修设计防火规范 火力发电厂与变电站设计防火规范
储罐区防火堤设计规范 大中型火力发电厂设计规范 燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范 火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范 燃煤烟气脱硝失活催化剂再生及处理方法 燃煤烟气净化SCR脱硝流场模拟试验技术规范
超低排放在我国燃煤电厂推广应用
截至2016年4月，累计1.6亿千瓦燃煤电厂完成超低排放改造，煤电机组 烟气污染物排放可以达到天然气燃机标准，取得革命性进步。（陈吉宁部
长，《以改善环境质量为核心 补齐生态环境突出短板——在“展望十三五”系列报告会上 的报告》）
部分已投运超低排放燃煤电厂分布
超低排放推广过程中面临多项挑战
河北：全面启动燃煤电厂超低排放升级改造专项行动，对所 有燃煤发电机组实施改造和治理，2015年底前主要污 染物全部达到超低排放标准。
火电厂及燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术简介
总计
农作物 森林 人体健康 合计
12.27 0.00 65.02 77.29
167.70 775.80 56.18 999.68
179.97 775.67 88.37
217.67 775.80 171.87 1165.3
三、烟气脱硫技术概况
脱硫反应塔
● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴
● LLB除雾器 高效两级人字形除雾器； 设计成可更换的组件，便于维护； 除雾器布置在塔顶，节约场地。
除雾器结构
人字形除雾器
● 浆液池脉冲悬浮系统 LLB专利技术； 塔浆池采用扰动搅拌； 防止塔底浆液沉积； 能耗比机械搅拌低； 提高可用率和运行安全性； 提高石灰石浆液利用率； 便于维护。
（2）吸收剂耗量低，钙硫比≤1.03； （3）石膏品位高，含水率≤10%。
系统流程图
主要设备
●吸收塔
上部浆液PH值低，提高氧化效率； 加入氧化空气，增大石灰石溶解度； 石膏排出点合理； 特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞； 采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新 鲜浆液区分开，有利于SO2的充分吸收并快 速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大； 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统； 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶 部的烟囱排放。
PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收 剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题； ➢ （4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的 水平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的 沉降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动；
主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
HSO42 HSO4
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
燃煤电厂 氧含量标准
燃煤电厂氧含量标准燃煤电厂作为我国主要的电力供应来源，其运行过程中涉及到大量的燃烧和排放。
其中，烟气中的氧含量是衡量电厂排放质量的重要参数之一。
本文将重点介绍燃煤电厂氧含量的标准，并探讨其对电厂运行和环境保护的影响。
一、燃煤电厂氧含量的基本概念氧含量是指烟气中氧气的体积百分比。
在燃煤电厂的排放烟气中，氧含量是一个动态变化的参数，其值受到多种因素的影响，如燃烧方式、过量空气系数、燃烧温度等。
正常情况下，空气中的氧含量约为20.8%。
二、燃煤电厂氧含量的标准燃煤电厂烟气正常含氧量是6%，规定了电厂的排放标准为基准含氧量为6%的情况下，SO2、NOx、PM25分别不能超过100、100、30 mg/m³。
1为了控制燃煤电厂的污染物排放，国家制定了相应的排放标准。
其中，氧含量的标准是一个重要的指标。
根据国家环保部门的规定，燃煤电厂烟气中的氧含量不得超过6%。
这一标准的制定是基于多方面的考虑：2控制污染物排放：氧含量过高意味着燃烧过程中过量空气的引入，这会导致烟气中其他污染物的稀释，进而影响排放浓度。
因此，通过控制氧含量，可以间接控制其他污染物的排放。
3提高燃烧效率：在燃烧过程中，适量的氧气供应是保证燃料充分燃烧的关键。
氧含量过低则可能导致燃烧不充分，进而产生不完全燃烧产物。
而通过保持适宜的氧含量，可以提高燃烧效率，降低能耗。
4防止设备腐蚀：高氧含量烟气对电厂的设备和管道具有一定的腐蚀作用。
长时间处于高氧含量环境下，设备管道容易发生氧化腐蚀，影响其使用寿命。
因此，控制氧含量有助于保护设备安全。
三、氧含量对燃煤电厂运行的影响1氧含量对燃煤电厂的运行具有显著影响：锅炉效率：锅炉是燃煤电厂的核心设备之一，其效率的高低直接影响到电厂的运行成本和能源消耗。
氧含量过高会导致燃烧过程加速，进而增加锅炉的蒸发量。
这不仅增加了燃料的消耗量，还可能导致炉膛温度过高，影响锅炉的安全运行。
而氧含量过低则可能导致燃烧不完全，降低锅炉效率。
燃煤电厂烟气组分
燃煤电厂烟气组分
燃煤电厂烟气是指在燃烧煤炭过程中产生的废气。
其组分主要包括以下几种：
1. 氮氧化物（NOx）：燃煤电厂烟气中常含有一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）等氮氧化物，它们是大气中典型的污染物之一，对人体健康和大气环境具有严重影响。
2. 二氧化硫（SO2）：燃烧煤炭会产生二氧化硫，它是燃煤电
厂烟气中的主要污染物之一。
SO2的排放会导致酸雨的生成，并对人体呼吸系统、大气环境等造成危害。
3. 颗粒物：煤炭的燃烧会产生大量的颗粒物，包括细颗粒物（PM2.5）和可吸入颗粒物（PM10）。
这些颗粒物能够进入
人体呼吸系统并对健康造成危害。
4. 一氧化碳（CO）：在不完全燃烧过程中，煤炭会产生一氧
化碳，它是无色、无味、无刺激性的有毒气体，对人体健康危害较大。
5. 气态有机物（VOCs）：燃煤电厂烟气中也包含一些挥发性
有机物，它们是大气光化学反应的重要原料，对臭氧和细颗粒物的形成有一定的影响。
除了上述主要组分外，燃煤电厂烟气中还含有其他一些气体和颗粒物，如水蒸气、氧气、二氧化碳、重金属等，它们的排放也会对环境和人体健康造成一定的影响。
为了减少燃煤电厂烟
气的污染物排放，需要采取相应的控制措施，包括燃烧优化、脱硫、脱硝、除尘等技术。
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菲达环保通过自主研发、技术引进和成立合资公司的方式，在上述技术路 线的研究及推广方面已取得重大突破。
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WESP技术--自主研发和引进三菱重工技术
➢ 菲达环保自2010年起开展WESP技术研究，自主研发成功垂直烟 气流WESP。 ➢ 2013年1月，菲达环保从日本三菱重工引进水平烟气流金属板式 WESP技术，三菱重工转让选型、设计、制作及安装等全部技术。
“超低排放”：
➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3 ➢ 排放限值（6%O2）：烟尘：5mg/m3 SO2：35mg/m3 NOx：50mg/m3
上述两种排放限值均属“超低排放”
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主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
预计到2020年，全国火电装机容量将达12.2亿千瓦，新增装机 容量约3亿千瓦。
中国一次能源需求量预测
中国发电装机容量预测
来源：2009年第六期《中外能源》
来源：电力规划总院
4
一、燃煤电厂面临的形势
发改委等《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》
新建机组
➢ 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)基本达到燃机 标准，要求排放限值（6%O2）：烟尘：10mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3; ➢ 中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)原则上接近或达到燃机标准; ➢ 鼓励西部地区接近或达到燃机标准。
若按6%O2折算 12.5
5
氮氧化物 （以NO2计）
100
50
➢ 燃机标准并不比燃煤标准更严格； ➢“超低排放”仅是参考了燃机标准的数值。
125
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一、燃煤电厂面临的形势
“超低排放”已势在必行！
燃煤发电虽已是我国煤资源利用之“最清洁”方式，但因其基数 大，仍是我国大气污染的主要排放源之一，正面临越来越严峻的环 境压力。燃煤电厂“超低排放”已势在必行！
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高性能烟气净化系统--与三菱日立成立合资公司
➢ 三菱日立电力系统有限 公司， 2014年2月组建。
➢ 三菱日立高性能烟气净 化系统日本国内市场占有 87%的市场份额。
三菱重工高性能烟 气净化系统业绩
高性能烟气净化系 统日本国内占有率
➢ 菲达环保将与三菱日立电力系统有限公 司成立合资公司，名为浙江菲达菱立高性 能烟气净化系统工程公司。
在达到相同效率情况下，系统投资和运行成本较大 ➢ 为达到出口较低的烟尘浓度限值要求，原ESP需增加SCA和电场数量，投资 成本较大，并占用较大的空间，给空间有限的现役机组更是带来巨大挑战; ➢ 采用电袋复合或袋式除尘技术改造时，存在本体阻力高、运行费用较高、 滤袋的使用寿命短、换袋成本高、旧滤袋资源化利用率较小等缺点。
较难达到“超低排放”的要求
➢ 常规除尘设备出口粉尘浓度较难达到10mg/m3以下; ➢ 我国燃煤电厂WFGD的除尘效率普遍较低。
10
3 可采用的“超低排放”技术路线
针对我国日益严峻的大气污染形势及国内燃煤电厂使用的除尘设备80%以上为 电除尘器这一现状，同时借鉴发达国家的先进电除尘技术，为实现燃煤电厂烟气 “超低排放”，可采用“末端治理”和“协同控制”技术路线：
由于环境容量有限等原因，长三角、珠三角等地（如广州、浙江）
部分燃煤电厂已参考燃机标准限值。要求排放限值（6%O2）：烟尘： 5mg/m3、SO2：35mg/m3、NOx：50mg/m3，即需达到“超低排放”的要求。
污染物项目 烟尘
燃煤锅炉(mg/m3 ) （6%O2） 20
燃气轮机(mg/m3)
（15%O2） 5
技术引进签约仪式
技术引进合同登记证书
菲达环保WESP业绩表
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低低温电除尘技术--自主研发
2011年起，菲达环保开展低低温电除尘技术研究，并取得一定突破。 2013年5月~2014年3月，完成华能国际“燃煤电厂烟气协同治理关键 技术研究”除尘设备专题研究，提出了以低低温电除尘技术为核心的烟 气协同治理技术路线。
（发改能源[2014]2093号）
现役机组
➢ 稳步推进东部地区300MW及以上和有条件 的300MW以下机组基本达到燃机标准； ➢ 2014启动年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； ➢ 鼓励其他地区达到或接近燃机标准。
5
一、燃煤电厂面临的形势
地方政府出台了更严格的政策、法规
➢ 合资公司将在国内推广高性能烟气净化 系统。
菲达环保董事会决议
14
主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
20mg/m3（重点地区）
燃煤电厂二氧化硫排放标准对比
燃煤电厂氮氧化物排放标准对比
2
一、燃煤电厂面临的形势
大气环境形势依然严峻
近年来，雾霾、酸雨等灾 害性天气频发
上海灰霾天气
巴黎晴空
3
一、燃煤电厂面临的形势
我国的能源供应格局
在未来相当长时期内，我国以煤为主的能源供应格局不会发生 根本性改变，煤在总能源中比重很难低于50%。
8
二、可采用的“超低排放”技术路线
1 燃煤电厂烟气治理技术路线演变过程
我国燃煤电厂烟气治理经历了：
除尘
除尘+脱硫
脱硝+除尘+脱硫
现有燃煤电厂烟气治理技术路线
9
2 现有烟气治理技术路线存在问题
没有充分考虑各设备间的协同工作效应
如WFGD在设计时往往忽视其除尘效果。国内WFGD的除尘效率一般仅50% 左右，甚至更低，实际运行中由于WFGD石膏浆液的携带，其出口烟尘浓度 反而大于入口浓度值的现象也时有发生。
主要内容
一、燃煤电厂面临的形势 二、可采用的“超低排放”技术路线 三、湿式电除尘技术路线 四、烟气协同治理技术路线 五、值得关注的问题
1
一、燃煤电厂面临的形势
标准“史上最严，全世界最严！”
《火电厂大气污染物排放标准》 （GB 13223-2011）
燃煤电厂烟尘排放标准对比
50mg/m3
30mg/m3 、