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燃煤电厂超低排放签报及调研报告


【领导批示】
请陆总审签,拟同意。 邹正平 同意。 陆启洲 2015 年 04 月 20 日 2015 年 04 月 20 日


火电部 签发:原钢


会签:

关于印发集团公司燃煤发电机组超低排放技 术路线的请示
邹总并陆总: 为适应国家关于燃煤发电机组实施超低排放新趋势

,我部 组织远达环保等单位,于 2014 年 12 月对安装湿式电除尘设备 实施超低排放并投运的国华舟山电厂、浙能嘉兴电厂和集团公 司漕泾电厂进行了调研; 于 2015 年 3 月对采用高效脱硫除尘协
拟稿人:黄宝德 电话:8130 日期:2015-04-14 编号:公司签报〔2015〕269 号

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同治理技术实施超低排放并投运的华能金陵电厂和华能长兴电 厂进行了调研。根据调研情况,我部提出了集团公司燃煤发电 机组超低排放技术路线,并征求了高新产业部、安全环保部和 远达环保公司意见。我部建议以集团公司文件印发相关二级单 位执行。 妥否,请批示。

附件 1 附件 2

集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线 燃煤电厂烟气超低排放调研报告

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附件 1

集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线

为适应国家关于燃煤发电机组实施超低排放新趋势,集团 公司火电部组织相关单位,对已实施超低排放的国内部分燃煤 发电机组进行了调研。根据调研情况,现提出集团公司燃煤发 电机组超低排放技术路线如下: 一、高效脱硫除尘协同治理技术是在原脱硫装置的基础上 进行改进的一项新技术,既能提高脱硫效率,又能脱除烟气中 微颗粒烟尘和液滴,具有投资省、运行成本低的优点,国内已 有多台燃煤发电机组运行的业绩,烟囱出口粉尘浓度均已达到 低于 5mg/m3 的要求。 二、远达环保高效脱硫除尘协同治理技术是在脱硫塔内增 设一层双相整流装置,采用四层或五层喷淋层,脱硫塔顶部采 用三级屋脊式高效除雾器。该项技术已应用于华能金陵百万千 瓦发电机组,烟尘的脱除率可达到 80%以上。集团公司今后新 建燃煤发电机组应优先选择远达环保高效脱硫除尘协同治理技

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术,技术改造发电机组根据燃用煤质和既有脱硫设施也应优先 选用。 三、燃用高硫煤发电机组应对单塔内增设一层双相整流装 置和双循环 U 型塔(液柱+喷淋双塔)进行技术经济比较,选 择合理的塔型。 四、为降低烟囱出口粉尘浓度,除尘器出口粉尘浓度不宜 高于 20mg/m3。除尘器型式应根据燃用煤质确定,煤质合适时 应优先选用电除尘设备。当采用电除尘器时,应在除尘器前设 置低温省煤器,采用低温电除尘或低低温电除尘设备;当采用 电袋或布袋除尘器时,可在除尘器后设置低温省煤器。 五、为提高脱硫和除尘效率,脱硫塔内空塔烟气流速应控 制在 3.5m/s 为宜,最高不宜大于 4.0m/s。无特殊要求地区原 则上不设净烟气加热器,此时烟囱出口烟气流速控制在 18m/s 为宜。高效除雾器出口液滴浓度不宜大于 20 mg/m3。 六、技术改造发电机组可优先考虑在原有脱硫塔内加装双 相整流装置、增加喷淋层、更换喷嘴、更换除雾器等方式实现 烟尘超低排放。 七、燃煤发电机组大气污染物排放标准应执行国家及各省 (市、自治区)相关规定。烟气粉尘浓度执行 5mg/m3 标准的 地区,新建燃煤发电机组在设计上预留加装湿式电除尘设备的 条件。经论证,确须加装湿式电除尘设备时,应根据场地情况 选择板式或管式湿式电除尘器。

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八、集团公司已建立节能环保产业平台,今后新建或技术 改造燃煤发电机组均应充分利用该平台。集团公司节能环保产 业平台应充分发挥技术优势,确保集团公司今后新建和通过技 术改造后的燃煤发电机组达标排放。

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附件 2

燃煤电厂烟气超低排放调研报告
一、前言 在我国加大大气污染治理力度和环境监管力度双重施压之 下,许多发电企业自我加压,纷纷提出了燃煤机组排放达燃机 排放标准、超低排放、超洁净排放、近零排放这个高标准的大 气污染排放目标。 2014 年 9 月,国家发展改革委、环境保护部和国家能源局 联合印发 《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014-2020 年) 》 (以下简称《行动计划》 ) , 《行动计划》明确了煤电机组节能减 排目标,要求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(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/Nm3) ,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。据此,浙江、山西等省明确提出了将烟尘排放控制在低于 5 mg/Nm3 的更高要求。 今年两会政府工作报告提出: “深入实施大气污染防治行动 计划,实行区域联防联控,加强煤炭清洁高效利用,推动燃煤 电厂超低排放改造。 ”这一定调确定了超低排放将是煤电行业绿 色发展的必然之路。 目前,许多发电企业已对部分燃煤发电机组实施了超低排
拟稿人:黄宝德 电话:8130 日期:2015-04-14 编号:公司签报〔2015〕269 号

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放技术改造, 个别新建燃煤发电机组也按照超低排放标准建设。 据不完全统计,全国实施超低排放改造或建设的燃煤发电机组 如下: 全国燃煤电厂超低排放机组表
发电 集团 华能 电厂及改造/新建 机组名称 完工/验收 时间 粉尘
3

SO2
3

NOX mg/N m3 38 11 35 <26 27 29 24 30.5 46 40 40.4 21 20.5 35 25 17

mg/Nm mg/Nm 1.3 2 4.9 <3.9 4 4 3.28 3.59 <1 3 2.2 1.41 2.55 5 3 2 8.7 5 29 <12 7 29 <15 <15 12 19 11.6 9 2.86 9 10 6

黄台电厂 9 号机组 (300MW) 2014.09.22 金陵电厂 1 号机组 (1000MW) 2014.12.23

大唐 华电

南京电厂 2 号机组 (660MW) 2014.11.25 云冈热电 3 号机组 (300MW) 2014.12.24 石家庄热电 1 号机组 (300MW) 石家庄热电 2 号机组 (300MW) 军粮城电厂 9 号机组 (350MW) 军粮城电厂 10 号机 (350MW) 章丘电厂 3 号机组 (335MW) 2014.12.10 2014.12.24 2014.11.24 2014.11.21 2014.09.09

国电

常州电厂 1 号机组 (630MW) 2015.01.09 北仑电厂 7 号机组 (1000MW) 2015.03.24 2014.12.25

中电投 漕泾电厂 2 号机组 (1000MW) 国华

舟山电厂 4 号机组 (350MW) 2014.06.25 三河电厂 1 号机组 (350MW) 2014.08.15 三河电厂 2 号机组 (350MW) 2014.10.31 定州电厂 3 号机组 (660MW) 2014.12.23

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定州电厂 4 号机组 (660MW) 2015.01.05 惠州电厂 1 号机组 (330MW) 2014.12.28 神华 鸳鸯湖电厂 1 号机组 (660MW) 鸳鸯湖电厂 2 号机组 (660MW) 大港电厂 1~4 号机 (328MW) 华润 广州热电 1 号机组 (350MW) 2014.08.04 海丰电厂 1 号机组 (1000MW) 浙能 嘉兴电厂 7 号机组 (1000MW) 嘉兴电厂 8 号机组 (1000MW) 嘉兴电厂 4 号机组 (600MW) 2014.12.06 六横电厂 1 号机组 (1000MW) 六横电厂 2 号机组 (1000MW) 申能 恒运 外三 7、 8 号机组 (1000MW) 2008.06.30 广州恒运电厂 9 号机 (300MW)
注:数据来源于中国电力新闻网。 华能金陵电厂与此次调研的数据有出入。

2 1.4 <10 <5 <5 2.56 <2 1.25 1.25 1.27 2.77 2.54 7.8 1.7

7 8 <35 <35 <35 6 <15 11.81 9.02 11.2 22.59 20.92 18 1

21 18 <40 <40 <40 23 <38 13.15 20.58 22.1 28.42 28.67 15 23

2015.03.11 2015.03.11 2014.08.24

2015.03.07 2014.06.08 2014.05.30

2014.07.10 2014.09.17

2014.07.16

上述发电机组均实现了《行动计划》提出的超低排放的要 求,但采用的技术路线各有不同,投资也不同。从技术路线可 分为两大类。一类为采用湿式电除尘器技术,典型工程为浙能 嘉兴电厂、中电投漕泾电厂;另一类为采用高效脱硫除尘协同

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治理技术,典型工程为华能金陵电厂、华能长兴电厂。为了寻 求合适的超低排放技术路线,做到既满足国家要求,又降低工 程投资,集团公司火电部组织远达环保等单位,于 2014 年 12 月由徐杨带队赴国华舟山电厂、浙能嘉兴电厂、集团公司漕泾 电厂, 于 2015 年 3 月由黄宝德带队赴华能金陵电厂和长兴电厂 进行调研。 二、调研情况介绍 舟山电厂采用海水脱硫。嘉兴电厂采用的技术路线与集团 公司漕泾电厂相同,改造费用及改造后的排放效果相似。本调 研报告仅介绍华能金陵、华能长兴和集团公司漕泾电厂超低排 放调研情况。 (一)华能金陵电厂 华能南京金陵电厂两台百万千瓦超超临界燃煤发电机组分 别于 2009 年、2010 年投入商业运行,锅炉为哈尔滨锅炉厂设 备,汽轮发电机为上海汽轮机厂和上海发电机厂设备。电厂燃 用神华煤,燃煤灰分一般均低于 15%,含硫量低于 1%。电厂 1 号机组在实施改造前,烟尘、SO2、NOX 排放浓度为 42、107、 80mg/Nm3,改造目标为低于 5、35、50mg/ Nm3。改造技术路 线采用高效脱硫除尘协同治理技术,具体实施改造方案为: 在原四电场静电除尘器前增设低温省煤器,将烟气温度从 130℃降至 90℃。 将原四电场干式静电除尘器改造为低低温除尘器,适应运 行 90℃入口烟温的要求。原电除尘出口浓度为 30mg/Nm3,采
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用三室四电场。改造由浙江菲达电除尘器厂完成。四个电场均 采用三相电源,电除尘主要对第 4 电场的结构、本体进行改造, 材料更换为 304 不锈钢,确保电除尘出口粉尘浓度低于 20mg/Nm3。改造后,实际运行电除尘出口浓度基本上保持在 15~16 mg/Nm3。 对原脱硫系统进行改造。脱硫系统改造包含两部分:其一 是吸收塔脱硫增容,主要为在原 4 层喷淋层基础上增加一层喷 淋层 (实际运行仍为 4 层) ; 其二是脱硫系统除尘能力提升改造, 包括脱硫塔内增设一套双相整流装置,将原二级除雾器更换为 三级屋脊式除雾器,其后增设烟道除雾器等。具体为: 在原吸收塔最上层喷淋层与除雾器之间切割并抬升吸收塔 4m,在此区域上层预留一层喷淋层位置,此区域内下层空间增 加一层喷淋层,新增喷淋层的喷淋量为 11000 m3/h,布置单向 空心喷嘴 220 个,新增循环泵的扬程为 26.9m;吸收塔入口烟 道上沿 0.7m 处增设一套 2205 双相不锈钢材质的双相整流装置 (类似筛板) 。改造后吸收塔总循环喷淋量为 55000 m3/h,液 气比 L/G (标湿, 吸收塔后) 为 14.5 l/ m3, 空塔流速 4.08 m3/s。 改造按照入口原烟气 SO2 浓度为 2142 mg/ m3(标态、干基、 6%O2)设计,脱硫系统效率不小于 98.4%,出口 SO2 浓度不 大于 35 mg/ m3(标态、干基、6%O2) 。 脱硫吸收塔上部将原有除雾装置拆除,更换为由德国蒙德 斯(Munters)提供的原装进口除雾器设备,采用三级屋脊式除 雾器布置方案。此外,在吸收塔出口烟道增加一道板式除雾器。
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三级屋脊式除雾器液滴携带小于 15 mg/ m3。 为进一步提高脱硫设备的可靠性,彻底消除现有 GGH 的 SO2 泄漏, 并配合低低温电除尘器提效改造, 将回转式 GGH 改 造为水媒介质管式 WGGH。改造方案采用收集排烟余热加热热 媒水;再将热媒水输送至脱硫系统烟囱进口的水媒介质管式 WGGH 加热 45℃~50℃脱硫塔出口烟气,加热后烟气温度约 80℃,避免烟气低温排放造成的“白烟”现象。但实际运行仍能 看到烟囱冒“白烟” 。 上述改造工程由中电投远达环保和上海电气分别承包完 成,具体分界面为:中电投远达环保负责脱硫系统改造,包括 脱硫、除雾器、烟道改造;上海锅炉厂负责 WGGH 本体及辅助 系统,低低温电除尘改造。改造后,实际运行烟囱出口粉尘浓 度在 1.7~2.3 mg/Nm3,SO2 浓度在 15 mg/Nm3 左右。脱硫系 统的除尘效率达到 80%以上。 氮氧化物(NOX) :主要对低氮燃烧器实施改造。由哈锅厂 完成。改造目标为锅炉出口 NOX 浓度低于 180 mg/Nm3。改造 后,实际运行锅炉出口 NOX 浓度曾达到 140 mg/Nm3。为了不 影响锅炉效率,实际运行基本上维持 180 mg/Nm3。采用 SCR 脱硝装置,脱硝设施没有改造,脱硝催化剂采用 2+1 层,脱硝 还原剂为液氨,脱硝系统效率大于 75%。烟囱出口 NOX 浓度基 本上维持在 20 mg/Nm3 左右。 由于以上改造增加了系统阻力,增压风机重新选型,出口 风压从 2000 Pa 更换为 4000 Pa,选用沈阳鼓风机厂设备。
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金陵电厂 1、2 号机组总共改造费用约 2.3 亿元,其中:脱 硫改造约 8000 万元,WGGH 加低温省煤器约 1.2 亿元,低低 温除尘器改造约 1200 万元,低氮燃烧器改造约 1100 万元。改 造工期 75 天。

图 1 华能金陵电厂

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图 2 低低温电除尘器

图 3 脱硫吸收塔

WGGH 烟道 除 雾器

图 4 WGGH 和烟道除雾器

(二)华能长兴电厂 华能长兴电厂位于浙江省湖州市,装机 2 台 660MW 超超 临界燃煤发电机组, 分别于 2014 年 11 月和 12 月投产。 2 号机 组是华能集团装机超过 15000 万千瓦标志性机组。锅炉采用哈 尔滨锅炉厂设备,汽轮发电机采用上海汽轮机厂和上海发电机 厂设备,主机参数为 28MPa/600℃/620℃。同步建设高效除尘 烟气脱硫、脱硝设施。除尘器前设置低温省煤器,采用低低温 电除尘技术。电厂燃用神华煤,燃煤灰分一般均低于 15%,含 硫量一般低于 1%。 长兴电厂在设计时就考虑烟气超低排放,工艺流程如图 5 所示:

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图 5 长兴电厂超低排放流程图

烟尘控制:采用低温省煤器+低低温电除尘器+高效除尘湿 法脱硫+三级除雾。 二氧化硫控制:采用单塔双托盘高效湿法脱硫技术,由凯 迪电力公司负责。 氮氧化物控制:采用常规低氮燃烧技术+烟气脱硝(SCR) 技术。烟气脱硝设备随锅炉厂供应。 工程主要环保设计指标如下表所示。
长兴电厂主要环保设计指标表
序号 1 项目 低低温电除尘 单位 电除尘效率 出口烟尘排放 脱硫效率 2 脱硫(高效除尘) 出口 SO2 排放 脱硫除尘效率 脱硫出口烟尘浓度 数值 % mg/Nm % mg/Nm % mg/Nm
3 3 3

≥99.92 ≤15 98.7 ≤35 70 ≤5

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锅炉出口 NOX 排放 3 脱硝 脱硝效率 出口 NOX 排放 4 废水结晶蒸发 废水排放 结晶蒸发处理量

mg/Nm % mg/Nm t/h t/h

3

≤200 ≥80

3

≤50 0 22

设置低温省煤器,将空预器出口烟气温度从 126℃(实际 运行为 136℃)降至 90℃。低温省煤器采用螺旋鳍片管,竖向 布置。水侧以串、并联方式接入凝结水系统,从#7 低压加热器 引出,送入低温省煤器,在低温省煤器中加热升温后,返回#6 低压加热入口。

图 6

螺旋鳍片管低低温省煤器

配置双室五电厂低低温电除尘器,采用浙江菲达产品,运 行烟气温度控制在 90℃±1℃,除尘器出口烟尘浓度低于 15mg/Nm3。实际运行基本上控制在 12~15mg/Nm3。 采用凯迪电力公司的脱硫除尘技术,设置 2 层托盘,目的 是改善吸收塔内流场均匀度,提高烟气与浆液的接触机率;同 时增大持液层高度,提高微细粉尘(PM2.5)的捕集效率。

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图 7

脱硫吸收塔内的托盘

采用四层喷淋层,并采用 120°单向双头喷嘴,可增大浆液 雾化程度,形成更小粒径液滴。

图 8

脱硫吸收塔内的单向双头喷嘴

采用由德国蒙德斯(Munters)提供的原装进口三级屋脊式 除雾器,控制除雾器出口雾滴含量小于 30mg/Nm3,以减少雾 滴携带粉尘量。未设烟道除雾器。

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图 9

屋脊式除雾器

增加吸收塔贴壁处喷嘴流量并设置增效环,防止塔壁烟气 逃逸,提高脱硫和除尘效率。 脱硫废水处理采用正渗透废水结晶蒸发技术。据了解,2 台机组全套设备投资在 7000~8000 万元,年运行成本约 1000 万元。正渗透废水结晶蒸发系统目前正在调试中。 凯迪电力公司非常重视长兴电厂脱硫系统设计,设计时对 整个脱硫系统进行数值模拟计算,同时委托加拿大 NELS 公司 进行物理模型流场试验验证,确保流场精细均匀分布。 脱硝设备随锅炉设备一起供货,采用 SCR 工艺系统,催化 剂 2+1 层,脱硝还原剂为液氨,脱硝效率 82%。锅炉出口 NOX 排放浓度控制在 200 mg/N m3 以下,实际运行在 150 mg/N m3 左右。 电厂投产后,烟囱出口实际粉尘排放 2.7mg/N m3;SO2 排 放 13.4 mg/N m3; NOX 排放 26mg/N m3, 均达到超低排放要求。

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图 10

华能长兴电厂

(三)上海漕泾电厂

漕泾电厂三大主机为上海电气集团产品。设计煤种采用神 府东胜煤,校核煤种采用伊泰 4 号煤。2011 年~2013 年入厂 煤加权平均值为:灰分 13.2%、硫 0.48%、挥发份 27.1%(收 到基) 。 漕泾电厂 2 号机组技术改造方案总体技术路线为:采用低 氮燃烧技术(不大于 240 mg/N m3)+SCR 脱硝系统(脱硝效 率不低于 85%) 、低温省煤器、低温除尘器、高效脱硫技术(不 低于 98.2 %) 、湿式电除尘器(高效除雾技术)、管式 GGH 技 术,最大限度地降低烟尘、三氧化硫、二氧化硫、氮氧化物的 排放浓度,改造后烟气排放值优于燃气轮机组大气污染物排放 控制水平,达到超低排放的目标。 脱硝改造: 改造前即已进行了燃烧优化, 脱硝装置入口 NOx
3 6%O2) 3 6%O2) 浓度由 255mg/Nm( 降低至 150~160mg/Nm( 。

脱硝系统改造部分变动不大。
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脱硫改造:采用远达环保带双相整流的湿法脱硫技术,与 金陵电厂技术方案大致相同。 除尘改造:设置低温省煤器、低温电除尘,同时在湿法脱 硫后设置菲达环保的板式湿式电除尘器,其后再设置烟气换热 器(MGGH) 。 改造费用:2 号机组改造费用约 1.9 亿元。 运行效果:漕泾电厂 2 号机组实施烟气超低排放改造后, 烟囱出口烟尘排放 1.45 mg/Nm3, SO2 排放 16.5 mg/Nm3, NOX 排放 22 mg/Nm3,优于燃机排放标准。

图 11

漕泾电厂 2 号机组改造现场

三、结论与建议 (一)华能国际在选择超低排放技术路线时,曾多次派技 术人员到日本、德国等国家考察,最终确定采用高效脱硫除尘
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协同治理技术。电厂实际运行排放值与实际燃用煤质有关。金 陵电厂实际运行排放值为粉尘在 1.7~2.3 mg/Nm3,SO2 在 15 mg/Nm3 左右,NOX 在 20~30 mg/Nm3;长兴电厂实际运行排 放值为粉尘在 2~3 mg/Nm3;SO2 在 15~20 mg/Nm3;NOX 在 30 mg/Nm3 左右; 漕泾电厂实际运行排放值为粉尘排放 1.45 mg/Nm3;SO2 排放 16.5 mg/Nm3,NOX 排放 22 mg/Nm3。均 达到了国家提出的燃煤发电机组烟气超低排放的要求。 (二)集团公司漕泾 2 号机组和嘉兴电厂 7、8 号机组均采 用在脱硫后加装湿式电除尘器技术,改造费用基本相当,每台 机组约 1.9 亿元;华能金陵电厂采用高效脱硫除尘协同治理技 术, 脱硫后未加装湿式电除尘器, 1、 2 号机组改造费用共约 2.3 亿元,改造费用较低。 (三)从运行成本分析,高效脱硫除尘协同治理技术由于 不设湿式电除尘设备,运行成本低,运行维护工作量小。 (四)因高效脱硫除尘协同治理技术刚起步,金陵和长兴 电厂均采用由德国蒙德斯(Munters)提供的原装进口三级屋脊 式除雾器,每台价格约 1000 万元,是国产除雾器的 2 倍多。随 着该项技术的不断推广,国产除雾器产品将会不断升级,可进 一步降低工程费用。 (五)关于低温省煤器选材。根据低温省煤器工作环境特 点,可考虑分段设计、分段选择不同材料,降低投资成本。如 原烟气放热段采用 304 材质的鳍片管,中段选用 316L 材质的 鳍片管,净烟气吸热段选用 2205 材质的光管。
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(六)高效脱硫除尘协同治理技术具有投资省,运行成本 低,运行维护工作量小的优点,建议集团公司新建机组超低排 放技术路线选择高效脱硫除尘协同治理技术。当干式除尘设备 出口粉尘浓度控制在 20 mg/Nm3 以下时,通过高效除尘脱硫塔 和高效除雾器脱除烟气液滴后,脱除率可达到 80%以上,烟囱 出口粉尘排放能低于 5 mg/Nm3。 由于超低排放技术发电机组运 行时间均不长,在设计上可考虑预留加装湿式除尘器的条件。 对于技术改造机组,建议优先考虑加装低温省煤器、改造除尘 设备、改造脱硫系统即采用远达环保双相整流技术、增加喷淋 层、更换喷嘴、更换高效除雾器等措施。远达环保在华能金陵 电厂已有成功的运行业绩,建议集团公司可利用集团公司环保 平台的建立,今后新建和改造燃煤机组可优先考虑选择远达环 保的高效脱硫除尘协同治理技术。 参加调研人员:集团公司火电部徐杨、黄宝德、张昊、熊 建明、杨占海,远达环保赵培超、喻江涛、李钟奎。

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利弊纷争下的电厂超低排放
超低排放未来又将何去何从? 去年 3 月份,面对雾霾“锁城”的严峻形势,政府在治污工作上层层加码,山东、山西、浙江、江苏、广东等地的一些电力企业开始对燃煤电厂...
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