《电力集团燃煤机组降低主要污染物排放指导意见(征求意见稿)》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力集团燃煤机组降低主要污染物排放指导意见(征求意见稿)（27页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、1附件:中国华能集团公司燃煤机组烟气主要污染物排放控制指导意见一、编制目的一、编制目的为加快推进生态文明建设，国家出台了更加严厉的环保政策，燃煤火电机组面临新的环保要求。为更好地适应环保新形势，指导项目单位开展可研编制和改造方案设计，合理确定环保改造的前瞻性指标，优选改造方案，实现环保改造的安全、环保、节能、效益的统筹兼顾，集团公司组织编制本指导意见。二、编制依据及控制目标二、编制依据及控制目标根据火电厂大气污染物排放标准 （GB13223-2011） 、煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年） 等要求拟订控制目标：1、新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度，东部地区基本达到、中部
2、地区原则上接近或达到、鼓励西部地区接近或达到燃气轮机组排放限值（即在基准含氧量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 毫克毫克/立方米）立方米） 。2、到 2020 年，东部地区现役 30 万千瓦及以上公用燃2煤发电机组、10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，鼓励其他地区现役燃煤发电机组达到或者接近燃气轮机组排放限值。三、总体原则三、总体原则新建和现役机组为实现烟气主要污染物达到或者接近燃气轮机组排放限值，应遵循下列总体原则：1、根据国家和地
3、方政府环保政策及法规要求，制订主要污染物控制目标且具有适当前瞻性。2、新建机组一次建成并达到污染物排放要求。、新建机组一次建成并达到污染物排放要求。3、现役机组通过采取控制燃煤品质，优化机组和环保设施运行方式，加强检修维护等措施后，若不能满足污染物排放要求或导致了系统经济性不佳，可考虑进行环保升级改造。4、控制烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放时，须充分利用各类设备协同脱除作用。5、支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少汞、三氧化硫、细颗粒物（PM2.5） 、烟囱雨等污染物排放。四、污染物治理方案四、污染物治理方案（一）氮氧化物治理（一）氮氧化物治理1、治理技术、治理技术31.1 低氮燃烧技术低氮
4、燃烧技术燃煤机组的低氮燃烧技术以煤粉浓淡分离型燃烧器、燃烧器附近的空气分级以及燃烧器上方炉膛内的空气分级燃尽风为核心，实现煤粉早期的高温欠氧快速燃烧和后期的燃尽，达到控制氮氧化物和降低对锅炉性能的影响。表 1 是燃煤种类与可实现的 NOx 控制水平关系。表 1 燃煤挥发分与 NOx 控制水平的关系煤种Vdaf，%Var，%NOx 控制水平，mg/m3褐煤40-25035151803035152020030352028025-30-350烟煤2025-4001520-450 贫煤 1015-600无烟煤10-800在进行低氮燃烧改造时，原则上不应降低锅炉效率，省煤器出口 CO 浓度控制在 100
5、L/L 以下，飞灰可燃物不应有明显上升，同时要防止引起结渣和腐蚀等影响。对 W 火焰锅炉，若通过低氮燃烧技术应用仍达不到800mg/m3，需采取掺烧烟煤、锅炉改造等措施降低到4800mg/m3以下等。1.2 烟气脱硝烟气脱硝 SCR 技术技术选择性催化还原烟气脱硝 SCR 技术是在 300400和催化剂作用下，利用氨基还原剂将烟气中的氮氧化物还原成氮气。催化剂层数与氮氧化物控制水平之间的关系见表 2。表 2 催化剂层数与 NOx 控制水平结构 层数初装催化 剂层数入口 NOx 浓 度，mg/m3脱硝效率， %氨氮摩尔比 偏差，%可达到的出口 NOx 浓度， mg/m32507080345025
6、0400808234753240060082854510025040085883450400500889045504350055090913450545506509192.5350备注：在化学寿命期内，氨逃逸浓度应小于 2.3mg/m3，SO2/SO3转化率小于1.0%。为将烟气脱硝 SCR 反应器出口氮氧化物浓度控制到50mg/m3以下，需对 SCR 入口烟气流场进行更加精细化的优化设计，局部区域氨氮摩尔比不应大于（设计值/2+0.5） ，且不得高于 0.95。宜优先采用带静态混合器且在烟道纵横双向分区可调的氨喷射系统，喷嘴数量和可调分区数量均应适中，并强化氨喷射系统上游的烟气速度分布均匀性
7、，提高氨气与5烟气中 NOx 的混合均匀性。1.3 SNCR 技术技术选择性非催化还原烟气脱硝 SNCR 技术是利用机械式雾化喷枪将尿素溶液或者氨水喷射到炉膛高温区域热解或者蒸发出氨基还原剂，在 8001050烟气温度区间将烟气中的氮氧化物还原成氮气。炉膛型 SNCR 用于常规煤粉锅炉，200MW 等级以下机组脱硝效率可达到 40%以上，300MW 等级以下机组脱硝效率约 35%，600MW 等级以上机组脱硝效率约 25%。氨逃逸浓度不大于 7.8mg/m3。旋风分离器型 SNCR 用于循环流化床锅炉，脱硝效率可达到 60%80%，氨逃逸浓度不大于 7.8mg/m3。1.4 全负荷脱硝技术全负
8、荷脱硝技术SCR 最低连续喷氨运行温度与烟气成分相关，在催化剂选型时应确定恰当的数值。对于低负荷下省煤器出口烟气温度低于烟气脱硝 SCR 最低连续喷氨运行温度的燃煤机组，需采取控煤措施降低最低连续喷氨运行温度或增设省煤器烟气旁路、两段式省煤器、省煤器水旁路、给水加热等措施提高烟气温度。2、工艺方案及要求、工艺方案及要求2.1 新建机组：新建机组：6采用低氮燃烧技术+SCR 烟气脱硝技术方案控制氮氧化物排放浓度小于 50mg/m3，不推荐 SNCR 方案。新建机组设计时应满足 SCR 烟气脱硝装置在机组低负荷下的投运温度要求。2.2 现役机组：现役机组：2.2.1 已安装脱硝设施的机组：已安装脱
9、硝设施的机组：（1）根据原燃烧器及 SCR 脱硝设施性能评估结果，通过低氮燃烧技术、优化烟气流场及喷氨系统、增加备用层催化剂、增加催化剂层数等方式进行提效改造，达到排放要求。（2）采用炉膛型 SNCR 烟气脱硝技术/烟道型 SCR 烟气脱硝技术混合工艺的机组，应充分发挥烟道型 SCR 烟气脱硝装置的氮氧化物脱除作用，提高整体运行经济性。（3）低负荷下省煤器出口烟气温度低于烟气脱硝最低连续运行喷氨温度的机组，需采取增设省煤器烟气旁路、两段式省煤器、省煤器水旁路、给水加热等措施提高烟气温度。2.2.2 未安装脱硝设施的机组：未安装脱硝设施的机组：（1）通过各技术方案技术性、经济性的详细比较，确定改
10、造最佳技术方案。采用低氮燃烧技术和 SNCR 烟气脱硝技术仍无法控制锅炉省煤器出口氮氧化物浓度小于500mg/m3时，需采取其他措施，如掺配煤措施等。7（2）对于褐煤、烟煤和贫煤锅炉，应采用低氮燃烧技术+SCR 烟气脱硝技术方案。低氮燃烧技术按表 1 确定 NOx控制水平，再利用 SCR 烟气脱硝技术控制 NOx 排放浓度到50mg/m3以下。（3）对于无烟煤锅炉，应采用低氮燃烧技术+炉膛型SNCR 烟气脱硝技术+SCR 烟气脱硝技术方案。采用低氮燃烧技术控制炉膛出口氮氧化物浓度到 800mg/m3以下，再采用炉膛型 SNCR 烟气脱硝技术降低到 500mg/m3以下，最后利用 SCR 烟气脱
11、硝技术控制到 50mg/m3以下。改造工期、施工场地等因素许可、技术经济合理时，也可采用低氮燃烧技术+两级喷氨串联式 SCR 烟气脱硝技术方案。（4）对于循环流化床锅炉，应采用低氮燃烧技术+旋风分离器型 SNCR 烟气脱硝技术。采用低氮燃烧技术控制炉膛出口氮氧化物浓度到 200mg/m3以下，再利用旋风分离器型SNCR 烟气脱硝技术控制到 50mg/m3以下。对于中低负荷下旋风分离器入口烟气温度偏低的机组，需配置炉膛型SNCR。（二）烟尘治理（二）烟尘治理1、治理技术、治理技术烟尘排放浓度治理的技术类别及减排效果如表 3 所示：表 3 烟尘治理技术与减排效果关系8技 术 类 别减 排 效 果电
12、除尘改造技术3050 mg/m3低低温电除尘技术降低 3050%布袋除尘技术20 mg/m3电袋除尘技术20 mg/m3高效除雾器协同除尘技术7080%湿式除尘器技术510 mg/m31.1 电除尘技术电除尘技术电除尘器除尘效率易受燃煤、飞灰特性影响，要达到超低排放要求，需对电除尘器进行扩容改造，包括电场小分区供电、烟气流场优化、高效清灰优化、配置高效电源、优化控制和运行以及电除尘器增容改造等技术。电除尘器须先采用电场小分区供电、烟气流场优化、高效清灰优化、配置高效电源、优化控制和运行技术，控制除尘器出口粉尘浓度为 3050mg/m3以下；当达不到3050mg/m3以下时，可考虑进行电除尘器扩
13、容改造。（1）小分区供电电除尘器小分区供电不仅可以减少因部分供电区的故障影响整个除尘器效率，而且可以进一步提高除尘效率。目前 600MW 以上机组电除尘器单个高压电源供电的极板面积过大（一般大于 5000m2） ，易受局部放电影响整个电9场供电，改造时尽可能采用小分区供电（特别是一、二电场） 。300MW 及以下机组电除尘器也可采用前后分区形式的小分区供电。（2）流场优化电除尘器内的烟气量偏差和气流分布将直接影响其除尘效率，因此改造时应进行气流分布模型或数值分析并进行现场调整，要充分考虑除尘器改造对烟道及除尘器内部结构的影响，特别要结合烟气冷却器改造对其后烟气的影响，并在烟气冷却器改造中注意调
14、整各个烟道的烟气温度。改造后烟气参数应达到以下要求：烟气量偏差不大于3%，烟气温度偏差不大于5，除尘器内烟气流速均方根偏差小于 0.2。（3）高效电源电除尘器的高压供电电源主要有：高频电源、三相电源、脉冲电源和恒流源等，目的就是尽可能的提高电除尘器的有效供电，提高除尘效率。高频、三相电源和恒流源均可提高电场平均电压以增加电场强度，有利烟尘的收集；脉冲电源在保证基本的电场强度下通过叠加脉冲以增加烟尘荷电。高频、三相电源一般应用于前级电场；脉冲电源应用于后级电场；恒流源因其对电场内的放电有较好的控制特性在湿式电除尘器得到广泛应用。10高效电源改造后烟尘排放浓度可降低 10%左右。（4）高效清灰优化
15、对于超低排放控制，电除尘器的高效清灰对其烟尘排放起到了非常关键的作用，若不能有效控制其二次扬尘（特别是末电场） ，将无法保证其烟尘排放浓度达到要求。因此必须在除尘器设计（振打结构和扬尘控制）中充分考虑有效控制电除尘器振打的二次扬尘，必要时采用转动电极技术或关断振打技术。同时还要考虑降低烟气温度后，烟尘易凝聚在极板、极线上，使得清灰难度增加，需增加振打力以有效清灰。（5）优化控制与运行依据运行中烟尘特性、电源特性以及各电场的工作条件对其各电场进行优化控制，调整运行方式和参数达到最佳供电以提高效率和节约电耗。该技术的应用涉及多方面的专业技术，且国内燃煤多变，建议定期进行优化调整试验，通过试验确定最
16、佳的供电控制方式及相应的控制参数，确定运行操作卡片，并对上位机控制功能和程序进行升级改造使其实现自动调整运行方式。（6）电除尘器增容由于以前环保烟尘排放电除尘器出口的烟尘排放要求一11般为 8090mg/m3（通过湿法脱硫达到不高于 50mg/m3要求） ，其电除尘器设计比集尘面积一般小于 100m2/(m3/s)（甚至有些小于 80m2/(m3/s)） ；超低排放要求电除尘器出口烟尘浓度小于30mg/m3时，需相应增加电除尘器的比集尘面积。一般燃煤灰分20%时，比集尘面积应大于 120m2/(m3/s)；燃煤灰分20%时，需根据煤质特性、经济性等条件确定是否需进行改造。1.2 低低温电除尘技术低低温电除尘技术电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下时，具有降低烟尘比电阻、减少烟气量以及提高运行电压等特点，可有效提高电除尘效率。一般采用低低温电除尘技术后，烟尘排放浓度可降低约 3050%左右。同时采用电除尘器改造技术
