超低烟气排放的除尘技术大汇总 烟气超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物，因此要实现烟气的超低排放必须进行必要的除尘处理。 除尘技术一般包括：烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，称之为一次除尘技术，主流技术包括：电除尘技术?袋式除尘技术和电袋复合除尘技术；脱硫后对烟气中颗粒物的再次脱除或烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除，称之为二次除尘或深度除尘技术，脱硫后对烟气中颗粒物的脱除主要采用湿式电除尘技术，脱硫过程中对颗粒物的协同脱除主要采用复合塔脱硫技术，并采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置?下面详细介绍一下这几种除尘技术。 一次除尘技术 1电除尘技术 电除尘技术利用强电场电晕放电，使气体电力产生大量自由电子和离子，并吸附在通过电场的粉尘颗粒上，使烟气中的粉尘颗粒荷电，荷电后的粉尘颗粒在电场库仑力的作用下吸附在极板上，通过振打落入灰斗，经排灰系统排出，从而达到收尘的目的。优点：除尘效率较高，压力损失小，使用方便且无二次污染，对烟气的温度及成分敏感度不高，设备运行检修相对容易，安全可靠性较好。 局限：设备占地面积较大，除尘效率受煤种和飞灰成分的影响较大。 依据电极表面灰的清除是否用水,电除尘可分为干式电除尘和湿式电除尘?干式电除尘常被称作电除尘，如静电除尘技术、低低温电除尘技术；湿式电除尘常被称作湿电,湿电仅用于湿法脱硫后的二次除尘?
（1）静电除尘技术 静电除尘技术是在电晕极和收尘极之间通上高压直流电，所产生的强电场使气体电离、粉尘荷电，带有正、负离子的粉尘颗粒分别向电晕极和收尘极运动而沉积在极板上，使积灰通过振打装置落进灰斗。 静电除尘器与其他除尘设备相比，耗能少，除尘效率高，适用于除去烟气中0.01~50μm的粉尘，而且可用于烟气温度高、压力大的场合。但由于静电除尘器基于荷电收尘机理，静电除尘器对飞灰性质（如成分、粒径、密度、比电阻、黏附性等）较为敏感，特别对高比电阻粉尘、细微烟尘捕集困难，运行工况变化对除尘效率也有较大影响。另外其不能捕集有害气体，对制造、安装和操作水平要求较高。 （2）低低温电除尘技术 低低温电除尘技术是通过烟气冷却器降低电除尘器入口烟气温度至酸露点以下的电除尘技术? 低低温电除尘技术因烟气温度降至酸露点以下，粉尘比电阻大幅下降，且击穿电压上升，烟气流量减小，可实现较高的除尘效率；同时，烟气温度降至酸露点以下，气态SO3将冷凝成液态的硫酸雾，通过烟气中粉尘吸附及化学反应，可去除烟气中大部分SO3；在达到相同除尘效率前提下，与常规干式电除尘器相比，低低温电除尘器的电场数量可减少，流通面积可减小，运行功耗降低，节能效果明显。但粉尘比电阻降低会削弱捕集到阳极板上粉尘的静电黏附力，从而导致二次扬尘有所增加? 2袋式除尘技术 袋式除尘技术利用过滤原理，用纤维编织物制作的袋式过滤单元来捕捉含尘烟气中的粉尘。堆积在滤袋表面的粉饼层在此反向加速度及反向穿透气流的作用下，脱离滤袋面，落入灰斗。落入灰斗后的灰再经输灰系统外排。
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
开封?首创环境能源有限公司?生物质锅炉烟?气综合治理理?工程 技 术 ?方 案 ?广州绿华环保科技有限公司 2019年年1?月
?目录 第?一章?广州绿华环保科技有限公司介绍 (1) 第?二章总论 (2) 2.1项?目概况 (2) 2.2设计依据 (2) 2.3设计原则 (3) 2.4设计参数 (4) 2.4整体设计?工艺流程选择 (6) 第三章?干法脱硫脱硝?工艺的可?行行性论证 (8) 3.1SDS?干法脱硫?工艺介绍和可?行行性论证 (8) 3.2脱硝?工艺技术介绍和可?行行性论证 (12) 3.2可?行行性论证结论 (18) 第四章脱硫脱硝系统?方案设计 (19) 4.1引?用的主要规范和标准 (19) 4.2基本设计参数 (20) 4.3能源介质条件 (21) 4.4脱硫脱硝?工艺系统说明 (21) 第五章主要设备清单 (44) 5.1SDS+HSR-SCR?工艺主要设备清单 (44) 5.2尿尿素法SNCR脱硝的主要设备清单 (49) 5.3尿尿素热解制氨和供应系统的主要设备清单 (50) 第六章主要的运营费?用 (54) 第七章?工程业绩 (55)
第?一章?广州绿华环保科技有限公司介绍 ?一、公司简介： ?广州绿华环保科技有限公司是?一家集环境?工程、化?工环保和环保材料料等领域的新技术、新?工艺、新材料料和新产品的研究、开发和应?用的科技型有限责任公司。绿华环保团队?大多来源于?高校环保研发系统，对环保事业怀着满满的责任?心，附带着“绿满中华”的使命感，专注于环保产业，着眼于客户利利益，满?足企业的环保需要和可持续发展。我们相信技术是企业的核?心装备，?而技术创新是企业可持续发展的推动?力力。在?自主研发的基础上，我们与国家重点?高校暨南?大学合作，在环保技术开发、?人才培养、环保新产品研究与应?用等?方?面，建?立了了?长期的产学研合作关系，不不断整合和转化适合于实际应?用的?高新技术成果，提?高服务能?力力，以持续地满?足客户发展的需要。 ?二、公司荣誉： 国家?高新技术企业 2.?广州市科技创新?小巨?人 3.?广东省环境保护优秀示范?工程 （1）佛?山?西城玻璃制品有限公司“?生物质锅炉?高温HSR烟?气脱硝?工程” （2）佛?山华纳陶瓷有限公司的“陶瓷辊道窑HSR?高温烟?气脱硝?工程” 4.?广东省?高新技术产品 （1）?高温烟?气脱硝产品：HSR脱硝剂及脱硝装置 （2）低温烟?气脱硝产品：CAR脱硝剂及脱硝装置 （3）?水处理理材料料产品：?高效多元复合?水处理理剂 5．获授权专利利： （1）?一种含氮氧化物?工业废?气的处理理装置，ZL201620257497.X （2）?一种同时脱硫脱销的处理理装置，ZL201620257496.5 （3）?一种废?气中氮氧化物的处理理装置，ZL200920062363.2 （4）?一种含氮氧化物废?气的处理理?方法与装置，ZL200910041869.x （5）?一种处理理?工业废?气中氮氧化物的?方法，ZL201310383986.0 （6）除氮素?生物过滤装置及其在处理理微污染?水源中的应?用，ZL201410127269.6。 6．?工程业绩：在?广东佛?山、珠海?、恩平、清远、开平、肇庆，?山东淄博、临沂，河南、?广?西、江苏、浙江、内蒙古等省市，承担废?气治理理?工程、废?水处理理?工程和环保材料料?生产与应?用?工程项?目50余项。 第?二章总论 2.1项?目概况 1）本项?目的锅炉是采?用国外先进的?生物燃料料燃烧技术的130t/h振动炉排?高温?高压
垃圾焚烧的烟气超低排放改造 摘要：介绍了国内外垃圾焚烧烟气处理技术和燃煤电厂超低排放改造路线，重点探讨了垃圾焚烧实施烟气超低排放改造存在的局限性，提出了今后研究的方向。 1 引言 随着我国经济持续快速发展，城镇化和工业化进程日益加快，大气污染物排放急剧增加，大气环境污染日益严重。2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，超低排放（6%基准氧条件下，NOx≤50mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，粉尘≤5mg/Nm3）的呼声越来越高，实施超低排放逐步成为一种方向和目标，特别是经济发达及严控区，地方政府纷纷鼓励要求垃圾焚烧等行业实施超低排放改造。本文主要对目前垃圾焚烧的国内外主流烟气处理技术及燃煤机组超低排放改造路线进行介绍，探讨垃圾焚烧发电厂实施超低排放改造的局限性，提出今后超低排放的研究方向。 2 垃圾焚烧发电厂烟气处理技术 2.1垃圾焚烧发电厂的烟气特性 垃圾焚烧发电厂烟气的主要成分是由N2、O2、CO2和H2O等四种无害物质，占烟气容积的99%。因垃圾成分的不可控和燃烧过程的多变性，焚烧烟气中还含有1%左右的有害污染物。与燃煤烟气相比，烟气具有其独特性： 1）烟气含湿量大，一般达20%～30%； 2）烟气中有毒、有害成分复杂，包含多种微量金属，如Pb、Hg、Cr等； 3）烟气成分复杂，与燃煤锅炉不同，其不但含有O2、SO2、CO2、NOx等，还含有较多的HCl、HF等酸性气体； 4）存在二英和呋喃等致癌物质； 5）烟尘粒径细、黏度高，具有强磨琢性和冲击性。 2.2垃圾焚烧发电厂烟气处理技术 垃圾焚烧发电厂的烟气处理是根据烟气排放标准对烟气中的飞灰、酸性污染物（HCl、HF、SOx）、重金属及二英等有机污染进行控制。垃圾焚烧发电厂中烟气的处理一般分两步进行：一步是脱除烟气中的酸性污染物，主要有干法工艺、
实现超低排放燃煤烟气沸腾式泡沫脱硫除尘一体化 技术与装备专项研究 一、立项背景 近年来我国大面积区域性重污染灰霾天气频发，环境污染问题日益严重。2011年7月，环保部颁布了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，新标准规定了非常严格的污染物排放限值，被称为史上最严的火电排放标准。2014年9月12日国家发展改革委、环保部、能源局三部门联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，行动计划明确了在基准氧含量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/标立方米的超低排放要求。随着污染物排放标准的不断升级，对电厂环保设施也提出了更高的要求。一般情况下，常规脱硫塔的脱硫效率、粉尘脱除率分别约为95%、50%左右，常规ESP出口粉尘浓度一般在毫克/标立方米以上。要达到超低排放要求，高硫煤机组要求脱硫塔脱硫效率达到99%以上，环保设施除尘总效率达到99%以上，常规环保设施无法满足要求。针对超低排放要求，国内部分电厂采用湿式电除尘技术，该技术可以满足烟尘小于5毫克/标立方米的排放要求，但存在初投资大、运行费用高、耗水量大等缺点。因此，针对常规脱硫除尘装置进行创新性的技术改造升级，使其能够在投资少、能耗低、运行可靠稳定的前提下，满足日益严格的排放要求，具有非常重要的意义。为此，中电投远达环保工程有限公司组织公司研发骨干力量，针对新形势下燃煤电厂烟气超低排放脱硫除尘开展了各项研究工作。 二、主要科技创新 1.发现了脱硫塔内气、液、固三相的沸腾式泡沫强化传质规律；基于泡沫形成理论，开发出了具有强化气、液、固传质效果的沸腾式泡沫传质系统；建立了沸腾式泡沫传质脱硫除尘计算模型，获得了沸腾式泡沫传质脱硫除尘工程计算软件，形成了微细颗粒脱除关键技术。 深入研究了气、液、固三相传质规律，开发出了沸腾式脱硫除尘技术。该技术通过在脱硫塔内设置沸腾式脱硫除尘构件，使烟气通过该构件自激发形成沸腾式泡沫层，增加了气液接触面积和湍流强度，增强了SO2与浆液的传
窑炉烟气实施超低排放深度治理方案 一、窑炉烟气超低排放标准 二、我公司窑炉烟气排放现状 窑炉烟气通过袋式除尘器过滤后排入大气，无脱硝装置，烟气中氮氧化物和二氧化硫直接排放。目前，二氧化硫排放浓度可以满足超低排放要求，而颗粒物和氮氧化物实际排放浓度均无法满足超低排放要求。 烟气各污染物排放浓度为：
监督性监测，采用纸筒检测颗粒物，数据偏小且随机性较强。 三、改进措施 由于我公司窑炉为纯氧燃烧，污染物排放浓度折算公式为： C基=Q实*C实/(3000*M) 从公式中可以看出基准排放浓度与实际的烟气排放量、实际排放浓度成正比，与出料量成反比。而出料量是基本不变的，所以实施超低排放只能从风量和污染物浓度着手开展工作。 （一）降低颗粒物 1、降低烟气排风量，通过逐步调整汇风仓汇风量和炉头区域补风量，将烟气排风量降低到一个合理的区间。除尘系统补风阀开度从20%降低到0%，除尘风机频率从21.1Hz降低到18Hz。 2、调整炉压，逐步升高池炉炉压10Pa-15Pa，调整速率1Pa/3天，减少颗粒物排放量，实现颗粒物折算浓度降低。 3、利用滤膜法自行对烟气颗粒物、氮氧化物进行检测，收集现有运行模式下的颗粒物、氮氧化物排放数据，分析温度、湿度、风量、天气等因素对污染物排放浓度的影响，为设备改造和系统调整提高数据支持。 4、xxx部除尘器增加第二组、第三组多管冷却器，通过调整多管冷却器，寻找最佳烟气冷却温度，提高颗粒物过滤效果，实现颗粒物降低。 5、检查维护密封除尘室上部漏风点，并通过增加除尘风机频率增加除尘系统抽力，清理除尘布袋和系统管壁上的烟尘沉积物。
6、与工信局、环保局联系，了解烟气深度治理案例，寻求政策和技术方面的支持，必要时邀请专家到现场指导，并联系除尘厂家进行技术指导，对除尘室实施串联改造，或在现有除尘器前或后加装烟气过滤设备。 （二）降低氮氧化物 1、前期通过调整风量，氮氧化物已实现了下降，并接近超低排放限值，根据颗粒物的调整情况，跟踪氮氧化物排放浓度。 2、通过优化池炉工艺参数，降低氧燃比，减少NOX发生源，实现NOX降低。通过优化池炉工艺参数，提升炉内压力，减少NOX 排放量，实现NOX降低。 3、根据氮氧化物排放浓度变化，考虑增加脱硝设备。 现场自行检测参数稳定达标后，委托第三方检测机构进行检测，对超低排放改造效果核准。
烟气除尘技术汇总及超低烟气排放技术选型 烟气超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物，因此要实现烟气的超低排放必须进行必要的除尘处理。 除尘技术一般包括：烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，称之为一次除尘技术，主流技术包括：电除尘技术?袋式除尘技术和电袋复合除尘技术；脱硫后对烟气中颗粒物的再次脱除或烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除，称之为二次除尘或深度除尘技术，脱硫后对烟气中颗粒物的脱除主要采用湿式电除尘技术，脱硫过程中对颗粒物的协同脱除主要采用复合塔脱硫技术，并采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置?下面详细介绍一下这几种除尘技术。 一次除尘技术 1、电除尘技术 电除尘技术利用强电场电晕放电，使气体电力产生大量自由电子和离子，并吸附在通过电场的粉尘颗粒上，使烟气中的粉尘颗粒荷电，荷电后的粉尘颗粒在电场库仑力的作用下吸附在极板上，通过振打落入灰斗，经排灰系统排出，从而达到收尘的目的。 优点：除尘效率较高，压力损失小，使用方便且无二次污染，对烟气的温度及成分敏感度不高，设备运行检修相对容易，安全可靠性较好。 局限：设备占地面积较大，除尘效率受煤种和飞灰成分的影响较大。 依据电极表面灰的清除是否用水,电除尘可分为干式电除尘和湿式电除尘?干式电除尘常被称作电除尘，如静电除尘技术、低低温电除尘技术；湿式电除尘常被称作湿电,湿电仅用于湿法脱硫后的二次除尘? （1）静电除尘技术 静电除尘技术是在电晕极和收尘极之间通上高压直流电，所产生的强电场使气体电离、粉尘荷电，带有正、负离子的粉尘颗粒分别向电晕极和收尘极运动而沉积在极板上，使积灰通过振打装置落进灰斗。 静电除尘器与其他除尘设备相比，耗能少，除尘效率高，适用于除去烟气中0.01~50μm的粉尘，而且可用于烟
锅炉烟气超低排放工程技术协议
简述 现有1台150t/h和1台90t/h循环流化床锅炉装置，1台150t/h循环流化床锅炉待建，燃烧介质为烟煤、造气炉灰的混合煤种，混合比例为：烟煤：造气炉灰＝70：3。随着国家环 保要求标准的不断提高，原有脱硫装置已无法满足国家规定的烟气排放要求，为了NO X 、SO 2 排放达到区域标准及符合NO X 、SO 2 排放总量控制的要求，以及国家有关法规、规和排放的要 求，需对现有的1台150t/h和1台90t/h以及待建的1台150t/h循环流化床锅炉装置配套建设相应的烟气脱硫脱硝装置。一期建设一套氨法脱硫装置（包括脱硫、硫酸铵后处理、氨区）和两套SNCR脱硝装置（现有锅炉），二期预留一套氨法脱硫装置（硫酸铵后处理和氨区共用一期装置）以及一套SNCR脱硝系统（待建锅炉），单套氨法脱硫装置烟气负荷按照3台锅炉满负荷同时运行烟气量进行设计，即按照三炉两塔方式进行配置，锅炉考虑三台同时运行，脱硫塔为一用一备运行；本工程围为三炉一塔。 根据国家发改委《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的要求，东部地区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、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3）。、等沿海发达省份，当地政府已发文要求燃煤发电机组达到超低排放。超低排放就是燃煤发电机组（燃煤锅炉）的排放达到天然气锅炉及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5、35、50 mg/m3）。 同时，为做好省大气污染防治技术支撑，根据省大气污染防治工作领导小组办公室印发的《省燃煤发电机组超低排放升级改造专项行动实施方案》的要求，相关单位开展编制并发布了省关于征求《燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）》（全文），同时该标准已申报省质量技术监督局立项，不日实施。 为适应环保新形势的需要，解决当前脱硫脱硝后尾气夹带雾滴及细微颗粒等问题，达到超低排放要求，在对湿式电除雾器除雾机理论证其可行性的基础上，借鉴国外湿式电除雾器应用于燃煤锅炉尾气进行深度净化的成功案例，本项目确定采用高效湿式电除雾器对本项目燃煤锅炉脱硫脱硝净化后烟气进行深度净化治理。 本项目烟气脱硫脱硝后烟气进行深度净化处理采用“一塔一器”流程，即1台脱硫吸收塔配套1台湿式电除雾器。湿式电除雾器安装于脱硫吸收塔顶部，钢结构操作平台方式。 本次锅炉烟气超低排放工程的基本流程为：3台循环流化床锅炉经SNCR脱硝装置处理后出来的烟气进入汇总烟道，再通过汇总烟道挡板门切换进入单套氨法脱硫装置，经脱硫后的
火电厂烟气超低排放改造 发表时间：2019-09-19T16:55:23.307Z 来源：《当代电力文化》2019年第8期作者：王昌军 [导读] 对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。 徐矿集团新疆阿克苏热电有限公司新疆阿克苏 843000 摘要：利用相应的技术对电厂排放的烟气污染物进行脱硫脱硝处理，从而有效降低火电厂排放的烟气对大气环境造成的污染程度，是燃煤电厂达到相对节能环保的生产目标必须要做的事。本文对电厂烟气超低排放改造全面介绍，希望为我国燃煤电厂发展提供相应的帮助作用。 关键词：电厂；烟气；脱硫脱硝技术；应用研究 1超低排放改造的必要性分析 为贯彻落实环境保护部、国家发展改革委、国家能源局要求，进一步提升煤电高效清洁发展水平，持续改善新疆地区大气环境质量，全面推进燃煤电厂超低排放和节能改造。该工作方案中明确了超低排放改造目标：全疆单机30万千瓦及以上的燃煤发电机组，以及各大气联防联控区及环境同治区域内10万千瓦及以上的自备燃煤发电机组，全面实施超低排放和烟气脱硝全工况运行。完成超低排放改造的机组，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10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。 2改造主要技术原则和技术路线 本次环保改造的总体目标：排放指标达到粉尘≤10mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOX≤50mg/Nm3。本项目可行性研究阶段估算静态投资为13800万元，本工程的建设和运行不会对当地的生产和生活产生不利影响。相反，该项目的实施有助于改善当地排放水平，减少环境污染，对当地的经济发展和社会和谐稳定具有促进作用，具有良好的经济合理性和社会适应性。 （1）除尘改造：机组除尘器提效改造+脱硫装置除尘提效，使排放指标满足改造目标要求； （2）脱硫改造：改造成一炉一塔，新增1套脱硫塔及原有脱硫塔增效，取消了脱硫增压风机，与锅炉引风机合并设置，并优化脱硫系统烟道布置。 （3）脱硝改造方案；在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂。 （4）全负荷脱硝；锅炉实际最低稳燃负荷下，可不做改造。机组负荷30%时，通过调整机组运行措施或通过烟气侧改造提高脱硝装置入口烟温，实现全负荷脱硝。 3除尘超低排放技术路线 目前，烟尘超低排放实际上是指烟气中颗粒物的超低排放，排放烟气中不仅包括烟尘，而且包括湿法脱硫过程中产生的次生颗粒物。因此除尘技术选择一般包括烟气脱硝后烟气中烟尘的去除，称之为一次除尘技术，主流技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘技术；脱硫后对烟气中颗粒物的再次脱除或烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除，称之为二次除尘或深度除尘技术，脱硫后对烟气中颗粒物的脱除主要采用湿式电除尘器，脱硫过程中对颗粒物的协同脱除主要采用复合塔脱硫技术，并采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置。为降低造价，最大限度利用原有设备，减少对原有设备拆除，缩短改造工期，合理降低改造成本。本次烟尘超低排放改造拟采用“一次除尘（机组除尘器）+二次除尘（脱硫装置协调除尘）”的技术路线。 4脱硫系统除尘提效改造 通过对脱硫塔除尘除雾机理的研究了解到，脱硫塔出口烟气的烟尘来自两部分：一是烟气中残留飞灰部分，二是烟气液滴中所含固体颗粒物，见图1。 湿法脱硫塔要实现高效除尘除雾，需从两方面着手，既要增加了烟气与循环浆液的接触面积和混合强度以提升脱硫塔自身的除尘能力，同时也要配置高效除雾器，降低排放烟气的液滴含量。根据现有的高效除尘除雾脱硫塔投运情况，不同的高效除雾器需配合不同的脱硫塔技术，在保证脱硫效率前提下，实现高效协同除尘。本次脱硫超低排放改造可采用托盘喷淋复合塔技术或旋汇耦合喷淋复合塔技术，均可实现SO2超低排放（≤35mg/Nm3）。与该两种高效脱硫技术匹配的除尘除雾技术分别为高效组合除雾器（一级管式+两级屋脊式）和管束除尘除雾器。经咨询厂家，“托盘喷淋塔+高效组合除雾器”方案除尘效率约70%，脱硫塔出口液滴含量约50mg/Nm3；“旋汇耦合喷淋塔+管束除尘除雾器”方案除尘效率约80%，脱硫塔出口液滴含量约20mg/Nm3。结论本次烟尘超低排放改造，烟囱出口烟尘排放浓度 ≤10mg/Nm3（标态，干基，6%O2），全厂综合除尘效率为99.96%，依靠机组除尘器和脱硫装置一并协同实现。 5脱硝提效改造 本次脱硝提效改造方案为在原催化剂预留层处增设蜂窝式催化剂，与原有两层催化剂一起对烟气进行脱硝净化，实现NOx排放浓度
火电厂 烟气脱硫工程脱硫出口 超低排放 烟气连续监测系统技术方案书 中机国际(湖南)环保科技有限公司2014年12月20日
目录 一、目前超低排放CEMS监测设备的基本要求和存在的问题 (3) 二、配置的技术方案 (4) 三、系统的基本配置 (5) 附件
一、 前超低排放 CEMS 监测设备的基本要求和存在的问题 根据国家最近的超低排放要求：燃煤电厂烟气排放二氧化硫不超过 35 毫克/ 立方米、氮氧化合物不超过 50 毫克/立方米，颗粒物含量在 5 毫克/立方米以下， 烟气排放可以达到天然气机组排放标准。 根据中华人民共和国环境保护行业标准-《固定污染源烟气排放连续监测技 术规范》（编号：HJ/T 75—2007）中关于环保验收的标准： 当电厂达到超低排放标准时，其 SO 2 浓度是低于 20μmol/mol （20ppm ，即浓 度小于 58mg/m ），其测 量误差不能超过±6μmol/mol （6ppm ，即±17 mg/m ）； 其 NO 浓度是＞20μmol/mol ～≤250μmol/mol （即浓度在 25mg/m -312 mg/m ）， 相对误差不超过±20%，即偏差不超过 10 mg/m 而颗粒物含量在5毫克/立方米以下，对于目前的后散射、前散射和浊度法、 电荷法烟尘仪来说，都面临非常大的挑战。 目前超低排放对于 CEMS 来说主要的困难在于以下三点： （一）、很多的现有气体分析仪都是针对脱硫系统使用 ，其测量量程明显偏 大； （二）、由于涉及建设周期、建设成本和运行成本，目 前中国几乎所有的脱 硫系统都没有 GGH 进行脱水，这就使得脱硫出口的烟气中含有很高的水分、而 且烟气温 度偏低（基本都是低于 80℃）。对于在这种工况下分析 SO 2 来说显得非 常的困难，水分容易对 SO 2 的分析仪产生干扰，在对样气进行冷凝除水时很难做 到把水分完全脱离干净，这样就会残余一部分的水分，容易对测量产生极大的测 量 误差；加 上超低排 放使用湿式 除尘器， 烟气中水分 含量更大 ，高的甚至 达到 20%，如果在气体除水测量之前没有处理好，SO 2 成分很可能在除水过程中就随 着水分丢失了，这会造成测量误差最大的原因。而且对于光学方法测量烟尘浓度， 由于烟气中已经含有水分颗粒，而且水分的含量是变化的，故烟尘测量极易把水 分颗粒当做烟尘颗粒来测量，这样对于浓度非常低的烟尘颗粒物来说传统的测量 方法根本无法满足测量需求； （三）多数的脱硫出口气态污染物监测系统的配置不合理。由于位置空间的 限制，多数的监测系统中现场取样探头到分析仪之间的距离过长，一旦管线长度 超过 20 米，那么伴热取样管线就容易存在不保温或温度不够高的情况，造成在 管路中有液态水形成，导致极大的测量稳定性和测量误差。 综上所述，超低排放对于 CEMS 来说需要针对工况条件进行特殊的设计， 否则会导致极大的测量误差，根本无法为环保监测部门提供准确的测量数据。 3 3 3 3 3
燃煤锅炉烟气超低排放技术与环境效益分析 发表时间：2019-05-24T11:02:44.093Z 来源：《电力设备》2018年第32期作者：郭胜鹏[导读] 摘要：随着经济的发展，人们生活水平的提高，人们逐渐意识到可持续发展的重要。 （新乡化纤股份有限公司河南省新乡市 453006） 摘要：随着经济的发展，人们生活水平的提高，人们逐渐意识到可持续发展的重要。国家鼓励燃煤单位采用先进的除尘、脱硫、脱硝、脱汞等大气污染物协同控制的技术和装置，减少大气污染物的排放。为响应国家法规，保护和改善环境，防治大气污染，实现燃煤烟气污染物的超低排放已成为各燃煤电站企业的必经之路。本文就燃煤锅炉烟气超低排放技术与环境效益展开探讨。 关键词：燃煤锅炉烟气；超低排放；技术经济；环境效益目前的脱硝技术中，SNCR是一种应用广泛且经济有效的脱硝方法。然而其受到锅炉类型、炉膛温度等条件的限制，仅依赖SNCR技术很难实现NOx的超低排放。活性分子（O3）与SNCR不同，是通过对NO、重金属等污染物的氧化进行烟气协同处理的工艺。该工艺与锅炉类型无关，处理对象为锅炉的尾部烟气，将燃煤烟气中的NO以及重金属等氧化为高价态的NOx以及金属氧化物，再进行NOx、SO2以及重金属等污染物的协同脱除。两种方式的结合，能够很好的进行燃煤烟气污染物控制。传统的WFGD系统是目前应用最为广泛的高效脱硫技术，然而石膏雨等现象的出现成为该技术的一大弊端。湿式电除尘技术的出现能很好的解决这一现象。经各项技术的相互耦合，最终实现燃煤烟气污染物的超低排放。 1燃煤锅炉烟气超低排放技术 1.1脱硫技术 烟气脱硫技术一般按脱硫产物的干湿形态可分为湿法、半干法和干法烟气脱硫工艺，湿法脱硫技术约占85%左右，国内外大型电厂，90%以上采用石灰石-石膏法工艺，主要是其效率高，吸收剂价格便宜，但其工艺流程较长，副产品石膏利用率不高。氨法脱硫实现了真正的循环经济，硫铵化肥市场较好，在小型锅炉上占有一定的市场。湿法脱硫技术路线可以分为：单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔(液柱+喷淋双塔)技术、双塔塔技术等不同流派。比较先进的为单塔双循环技术，对于新建项目来说选择单塔双循环技术占地小，投资省，系统阻力小。为实现超低排放需要，关键点在于提高脱硫效率，降低氨逃逸、石膏雨（硫铵雨）、酸雾等。 1.2脱硝改造 SNCR技术是目前应用较为广泛的脱硝技术之一，主要用于循环流化床锅炉、煤粉炉等，在链条炉上的应用仍较少。首先通过运输系统将袋装尿素由外界运输到厂送至尿素站尿素存储区储存，配置成40%左右的还原剂溶液储备。SNCR系统投运时，稀释水经稀释水泵从稀释水箱输送至炉前，将还原剂与稀释水在静态混合器中混合稀释成约8%浓度（浓度可在线调节）的溶液后由SNCR喷枪喷入炉内，与烟气中的氮氧化物反应生成氮气和水。通过对不同负荷下炉膛内温度场的检测，确定喷枪布置位置，每条炉分别布置4根喷枪。考虑到层燃炉的烟气流场在SNCR喷射区域存在竖直向上流动的特点，同时尿素溶液的挥发性比氨水小，对炉膛的穿透性好，混合程度也较高，采用尿素代替氨水作为还原剂。链条炉由于自身结构的特点，随着链条履带的运转，分层载入炉膛内的煤经前拱辐射加热后预热干燥后，挥发份逐步析出燃烧释放出大量的NOx，而后焦炭经历燃烧、燃尽的过程。因此，对于链条炉炉膛内的NOx分布存在局部高，且炉膛温度分布存在偏差等问题。单独采用SNCR技术时，局部温度偏低，高温处混合时间较短等原因都会导致还原剂与NOx的反应不充分。因此，SNCR脱硝效率下降，经SNCR改造后NOx排放约在120~180mg/Nm3，不能实现超低排放要求，需要进一步进行NOx降解。采用活性分子（O3）脱硝技术能够很好的弥补SNCR脱硝效率不足的缺陷。活性分子（O3）具有强氧化性，可以将烟气中的NO氧化为更高价态的可溶性的NOx 气体，通过湿法脱硫塔的吸收降低NOx含量。O3的产生主要采用电晕放电方式将空气中的氧气激发形成。采用制氧机制氧形成90%以上浓度的氧气，再通过放电设备将浓度较高的氧气转化为O3使用。改造是在静电除尘后湿法脱硫塔前的尾部烟道上安装小型模块式反应器。再将生产出的活性分子（O3）注入该反应器中与烟气混合反应，生成的高价态氮氧化物通过湿法脱硫塔洗涤，最终实现NOx排放约10~50mg/Nm3。为实现烟气的超低排放，同时考虑系统的经济运行。指定的控制策略需要同时考虑到SNCR技术受温度场影响较大，对锅炉负荷在60%到100%时，启动SNCR+O3装置进行联合控制。当锅炉负荷低于60%时，由于SNCR技术偏离温度场较远，投加效果不明显，同时锅炉低负荷运行时由于其自身的烟气量和NOx初始排放降低，因此仅采用O3装置进行NOx排放控制。 1.3除尘技术 （1）湿式电除尘（WESP）。湿式电除尘采用液体冲刷集尘极表面进行清灰，不受粉尘比电阻影响，可有效捕集效率低的污染物，主要用于解决FGD出口复合污染物（石膏雨、酸雾、细微颗粒物、超细雾滴、汞等）排放问题，酸雾去除率可达到95%，尘可达到5mg/m3以下。中电投远达环保工程公司自主研发的远达蜂窝管式湿式电除尘技术成功应用于渭河发电公司3号300兆瓦机组工程，该除尘器入口粉尘浓度为32.3mg/Nm3，出口粉尘浓度为0.8~1.5mg/Nm3，除尘效率95%以上（2）干式除尘（DESP）。干式除尘DESP主要用于脱硫塔前端处理，主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘、超净电袋除尘技术。针对电除尘的增效技术包括:低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等。袋式除尘常规的排尘浓度可达到≤30mg/m3，滤袋寿命3年或以上。电袋除尘，电袋除尘是将静电和过滤两种除尘技术复合在一起的除尘器。除尘效率≥99.9%，粉尘排放≤20mg/m3。为实现超低排放采用较多为袋除尘和电袋除尘，近两年出现了低低温电除尘，这在上世纪90年代末开始在日本广泛应用，低低温静电除尘技术通过烟气冷却换热器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到酸露点之下90～100，烟尘比电阻降低，能够提高除尘效率;同时烟气中SO3冷凝并粘附到粉尘表面，被协同脱除;同时降低脱硫工艺水消耗和实现余热利用。 2烟气超低排放环保一次性投资增加30% （1）新建燃煤机组，在煤质适宜情况下，同步实施超低排放，与执行特别排放限值相比，即烟尘排放浓度从20mg/m3下降至10mg/m3、二氧化硫从50mg/m3下降至35mg/m3、氮氧化物从100mg/m3下降至50mg/m3，烟气中排放的大气污染物减少30%～50%，统一减少44.1%，一次性环境改造成本与生产成本增加普遍在30%上下。假设锅炉排烟要实现5mg/m3超低排放标准，应在湿法脱硫装置增加湿式ESP，环境改造成本与生产成本增多10%以内。（2）现役燃煤电机组的改造，因不同电厂环保设施基础不同，环保改造的内容也有所不同。表1给出了3家电厂3台煤电机组的改造方案与投资比较。从表1可以看出，机组负荷越大，烟气SCR脱硝技术的燃煤炉组，千瓦/超低排改造的成本越低，效益显著。对于100万千瓦机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于60万千瓦机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于30万千瓦机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。
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，没有温度及干湿烟气的反复变换，不易堵塞等优点。一开始，MGGH热回收器布置在电除尘后脱硫前，当锅炉燃烧高硫煤时，SO3引起的酸腐蚀问题显现，为适应日本环保排放控制标准的不断提高，同时解决SO3引起的酸腐蚀问题，经过研究，将MGGH热回收器移至空气预热器后除尘器前的
XX锅炉烟气超低排放工程土建施工方案 XX有限公司 2017年8月
1.工程概况 1.1工程规模 本工程对XX公司发电厂XX T/h循环流化床锅炉烟气脱硫、脱硝和除尘设施进行超低排放改造。 1.2工程概况 1.2.1 公司简介 1.2.2工程名称：XX循环流化床锅炉烟气超低排放改造工程EPC总承包工程 1.2.4工程地点： 1.2.5工程范围：XX循环流化床锅炉烟气超低排放改造工程EPC总承包。包括项目设计、工程施工及设备采购等项目全过程管理和组织实施（EPC工程总承包）即为交钥匙工程。 1.2.6工程进度及工期要求：开工日期以实际发包人批准的开工报告为准，工程期限115天。 1.2.7质量标准及要求： 本技改工程必须达到国家标准规范及工程设计文件要求，承建方提供的设备、建筑工程、设备及系统的安装工程以及整个工程的检验、试验、调试、验收等必须符合国家最新执行的工程建设竣工验收的相关规范要求，整体工程一次性验收合格，整体工程性能指标达到设计水平要求，安全高效运行。 1.3主要实物工 吸收塔基础、浆液箱基础、烟道、设备支架、新建循环泵房、综合管架、地坑、地沟、改造配电间、小型设备基础、地面硬化等。 2.编制依据 《中华人民共和国建筑法》 《建筑工程质量管理条例》 国家、行业及地方颁布的现行建筑设计和建筑施工的各类规程、规范及验收标准 《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2015）
《工程测量规范及条文说明》（GB50026-2007） 《钢筋焊接接头试验方法标准》（JGJ/T27-2014） 《钢筋焊接及验收规程》（JGJ18-2012） 《砌体工程施工质量与验收规范》（GB50203--2011） 《给水排水管道工程施工及验收规范》（GB50268-2008） 《建筑工程施工质量验收统一标准》（GB50300-2013） 《建筑电气工程施工质量验收规范》(GB50303-2011) 3.工程特点 3.1 工程特点 山西汾西矿业（集团）有限责任公司发电厂2*220T/h循环流化床锅炉烟气超低排放改造工程土建工程具有现浇混凝土量大、建筑物及构筑物多、工艺管线复杂等特点外，并由于工艺设备对土建的要求很高，结构施工不仅要满足国家规范标准的要求，更要满足工艺、设备、电气、自控仪表等提出的“设备对土建要求”。 3.2 工程难点 3.2.1 结构现浇混凝土数量大 土建施工的重点就是混凝土结构的施工，大体量的混凝土的水平运输是保证混凝土施工质量的重点。 3.2.2 变形缝 变形缝处的施工处理是抗渗混凝土施工的薄弱环节，该处模板的支设、止水带的埋置、混凝土的浇捣，变形缝密封油膏的施工、加强带混凝土的浇筑顺序安排等技术环节的处理质量直接影响池体的防水抗渗能力及外观质量。 3.2.3 土建施工与工艺设备安装的配合 由于本工程的土建与工艺设备安装之间的配合非常关键。需对两者的施工内容、施工工艺要求等要有深入的了解。特别是，土建施工对工艺设备安装的基本程序、工艺设备安装对土建施工的要求必须熟知。在土建施工阶段，工艺设备人员提前介入，对土建施工的预留、预埋进行监督检查；在工艺设备安装阶段，土建施工为工艺设备安装提供必要的技术支持与物资帮助。 3.2.4 施工交叉作业多 工程中主要构筑物分别具有面积大、结构复杂、施工层次多的特点，同时管
超低排放烟气成分监测技术汇总 “十三五”开局以来，国内逐步开始了燃煤电厂超低排放改造的战略布局，随着超低排放改造的实施，烟气水分含量增大，烟气特性发生了较大改变，对烟气成分监测的精确性提出了更高要求。因此，分析对比各种烟气监测技术的性能特点与实用价值，提出适用于超低排放改造的在线烟气成分监测技术，为燃煤电厂烟气监测系统的选型提供参考，对“十三五”燃煤电厂超低排放改造具有重要的指导意义。 据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》改造后烟气中二氧化硫、氮氧化物排放的限值执行标准分别为35mg/m3、50mg/m3。因此，国内烟气成分监测设备必须满足烟气中二氧化硫、氮氧化物的低量程测定需求。下面介绍几种烟气成分监测技术，分析总结适用于超低排放烟气成分的在线监测技术，以供大家选型。 1二氧化硫监测技术 常见的二氧化硫单一组分检测方法包括：碘量法、溶液电导率法、定电位电解法以及紫外荧光法等。其中紫外荧光法较适用于烟气中氮氧化物体积浓度的连续在线监测。 1.1碘量法 碘量法是在采样前把淀粉指示剂加入碘标准溶液中，采用过程中生成硫酸根离子与碘发生反应，使溶液由颜色变成无色，达到反应终点。通过控制吸收液的温度和控制气体介质中二氧化硫、吸收液中碘的反应时间（3~6min）以及采样气体流量，防止电挥发损失，保证测量结果的准确性，此种方法又称为直接碘量法。另外采样器是利用间接碘量法，利用溶液吸收二氧化硫，然后加淀粉指示剂，最后由碘标准溶液滴定至蓝色终点。该检测方法检测下限为0.01umol/mol。 1.2溶液电导率法 溶液电导率法是利用溶液在温度恒定时，有与其浓度相对应的电导率。当该种溶液吸收气体或与气体发生反应时，其电导率发生变化，测出电导率从而求出气体浓度。检测二氧化硫所用的溶液为硫酸酸性双氧水溶液或碘溶液，吸收气体介质中的二氧化硫，二氧化硫被双氧水或碘氧化成硫酸，然后由标准电极（铂电板）和工作电极测出溶液增加的电导率从而求出二氧化硫的浓度。 1.3定电位电解法 采用该检测方法的仪器核心是二氧化硫传感器，当待测气体介质进入传感器气室，通过渗透膜进入电解槽，使在电解液中被扩散吸收的二氧化硫在规定的氧化电位下进行定电位电解，根据电解电流求出二氧化硫浓度。当工作电极达到规定的电位时，被电解质吸收的二氧化碳发生氧化反应，产生电解电流，在一定范围内其大小与二氧化硫浓度成正比。 1.4紫外荧光法 紫外荧光法适用于SO2浓度在线监测，根据物质分子吸收光谱和荧光光谱能级跃迁机理，采用Zn灯照射SO2气体分子，使其吸收波长为190mm-230mm的紫外光成为激发态分子SO2*，由于SO2*不稳定，会瞬间返回基态，发射出波长为330nm的特征荧光。在低湿度条件下，浓度