超低排放PPT文档格式.pptx

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就当前国内排放的情况，符合燃气轮机的排放标准即可称之为“超清洁”。

当然，随着国产设备的更新升级，或许在不远的将来，可以赋予“超清洁”排放更新的内涵，最终达到“近零”排放的标准。

定义：

通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤火电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。

各国污染物排放限值,NOX：

117mg/m3SO2：

160mg/m3PM：

22.5mg/m3,NOX：

200mg/m3SO2：

200mg/m3PM：

50100mg/m3,实施超低排放的意义,国家发改委、国家能源局、环保部等部门2014年9月12日联合印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）意旨在全国范围内推广超低排放技术,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的排放限值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山西、浙江等地分别出台扶持政策，通过电价补贴、改造奖励等举措，进一步推动超低排放。

在政策利好的情况下，一股超低排放的建设或改造风，迅速从广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等地席卷全国，“星星之火”渐成“燎原”之势。

超低排放控制技术,电除尘器高频电源：

是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。

基于脉冲工作的高频电源在提高除尘效率、节约能耗方面具有显著效果。

高频电源工作在纯直流方式下，可大大提高粉尘荷电量，从而提高除尘效率。

烟尘排放控制技术,目标限值：

5mg/m3电除尘器配高频电源湿式电除尘器（或）低低温电除尘器,与工频电源相比，采用高频电源降低烟尘排放40%60%可节约电耗40%80高频电源是属于恒流源性质的电源，在电尘器出现放电击穿时，电流近似保持不变，并且能在极短时间内停止供电，从而减小火花功率，是目前各种除尘器电源中产生火花能量最小的电源，尤其适合在湿式电除尘器中应用，可避免对湿式电除尘器中的阳极烧蚀。

WESP与DESP差别清灰方式DESP机械振打、声波清灰等WESP采用冲刷液冲洗电极，在极板上形成连续的液膜，使粉尘随着冲刷液的流动而清除,烟尘排放控制技术,将水喷至极板上将烟尘冲刷到灰斗中随水排出，可以避免已捕集烟尘的二次飞扬，不受高比电阻粉尘的影响，可达到很高的除尘效率达到很高的除尘效率，同时还可以消除“石膏雨”现象。

从美国的资料以及日本电厂运行情况来看，湿式电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中PM2.5等细颗粒物，烟尘排放浓度控制在5mg/m3以下，酸雾去除率超过95%，对汞的控制效果也很明显。

二氧化硫超低排放可采取先调控再改造的推进思路。

已建电厂增效改造新建电厂改用新设施,二氧化硫排放控制技术,目标限值：

35mg/m3选择低硫优质煤+高效湿法脱硫技术,二氧化硫排放控制技术,传统石灰石-石膏湿法脱硫工艺,双塔串联工艺：

指烟气依次经过两级逆流喷淋塔，对前塔出口的净烟气再次进行喷淋脱硫，以达到出口SO2浓度达到标准的目的。

占地面积大、系统阻力大、投资高单塔多层喷淋工艺：

在普通的逆流喷淋塔的基础上，通过增加喷淋层数的方式增加液气比，以提高脱硫效率。

一般喷淋层总数达到56层，甚至达到7层。

相应的需要增大浆池容积，同时氧化风机所需的压头也相应提高。

节约了占地面积，但脱硫剂利用率降低、亚硫酸钙的氧化率不稳定,单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫工艺,经历了两次SO2脱除+两级浆液循环一级循环：

在较低pH值条件下运行，保证吸收剂的完全溶解和石膏的充分氧化，为石膏脱水系统的运行提供了良好条件，能得到优质的石膏副产物，并降低氧化风机电耗二级循环：

保证SO2最终的脱除效率，而不用追求亚硫酸钙的氧化和石灰石溶解的彻底性，同时也不用考虑石膏结晶大小问题2级循环分别设有独立的循环浆池、喷淋层,二氧化硫排放控制技术,相互独立的两级浆液循环过程，可以满足氧化、吸收不同阶段对不同浆液性质的要求，分步控制了工艺反应过程同时避免了影响运行的各工艺参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，能快速适应煤种变化和负荷变化对于高含硫量烟气或者对脱硫效率要求特别高的项目是非常适用的,低氮燃烧器控制NOx生成SCR技术脱除烟气中Nox低氮燃烧后NOx浓度250mg/m3+SCR脱硝效率85%NOx排放浓度37.5mg/m3燃用挥发份较高的烟煤时先进的低氮燃烧后NOx浓度200mg/m3以下+SCR脱硝NOx排放浓度30mg/m3以下,目标限值：

50mg/m3炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术,加大运行过程中的脱硝喷氨量，可将脱硝效率提高57个百分点。

催化剂填充模式：

2+1或3+1通常燃煤发电机组脱硝设施设计催化剂填充层共三层，新建投运的机组实际填充两层，一般在机组脱硝运行达到三年时增加对另一层的填充，再过三年更换最早填充的其中一层，依次每三年更换一层填充。

在此条件下，脱硝效率不低于80%。

实施三层均填充催化剂，并将更换周期调整为每年一层，三年全部更换一遍，可将脱硝效率提高5个百分点以上。

控制氮氧化物：

燃用高挥发分烟煤，采用先进的低氮燃烧技术，NOx产生浓度控制在200mg/m3以下，选择SCR脱硝技术，设计3+1层催化剂，确保3层运行,氮氧化物排放控制技术,超低排放路线的发展过程,欧洲燃煤电厂超低排放路线,热烟气通过SCR选择性催化脱硝，干式电除尘器DESP除尘前利用空预器使烟气温度降到120140。

为提高脱硫效率和控制水雾排放，在湿式脱硫FGD塔前后加装热交换器GGH，使烟气温度降到7090再进入脱硫塔，脱硫后的烟气从60左右再加热到7090排放。

20世纪90年代初日本电厂超低排放路线,日本为控制烟尘排放不高于10mg/m3，在传统工艺路线的基础上，加装了湿式电除尘WESP。

WESP安装在脱硫塔FGD后、烟气加热交换器GGH前。

日本20世纪90年代末低低温电除尘技术,低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热回收装置（GGH）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点温度以下，一般在90左右，使烟气中的大部分SO3在低温省煤器或GGH中冷凝形成硫酸雾，黏附在粉尘上并被碱性物质中和，大幅降低粉尘的比电阻，避免反电晕现象，从而提高除尘效率，同时去除大部分的SO3，当采用低温省煤器时还可节省能耗。

在电除尘器前布置低温省煤器，具有节能的效果，是目前国内采用,在电除尘器前布置GGH，将烟气温度降低，同时将烟气中回收的热量传送至湿法脱硫系统后的再加热器，提高烟囱烟气温度，该工艺路线在日本应用非常广。

针对超低排放的质疑,无法可依，无强制力目前，我国推行的火电厂大气污染物排放标准，没有对企业做出超低排放的要求。

一些观点认为可以通过修订标准，严格标准的途径迫使企业做到与燃气一样的排放标准？

我国目前的标准和特别排放标准均已经达到国际水平，严于其他很多国家标准的修订要根据社会发展的整体水平而定，要综合考量经济的可行性和技术的可达性，能够满足环境质量的要求等几项原则。

而也就使得现阶段超低排放没有合适的法律依据。

针对超低排放的质疑,成本太高，无利可图燃气成本0.8元一度电，而超低排放发电成本只有0.4元一度电,因此选择燃煤发电更节省？

在环保部环境规划院一份最新的研究报告结论中指出，就煤炭的外部成本而言，生产领域包括废水处理、煤矸石占地、生态系统破坏等外部成本是67.68元；

运输造成的抛撒、扬尘、港口污染等外部成本是52.04元；

使用过程中造成身体健康的危害和环境治理等外部成本是85.04元，总数加起来是204.76元。

而这些外部成本并没有计算到煤炭销售成本里去，一旦加入外部成本，燃煤发电的优势将荡然无存。

因此，多数企业在无利可图的情况下不会主动实行超低排放。

针对超低排放的质疑,系统复杂，适应性差超低排放要求企业在脱硫、脱硝、除尘三方面增加更多的环保设备，处理系统更加复杂，系统阻力增大，能耗水平提高，运行稳定性因此下降，设施整体技术可靠性降低。

虽然目前超低排放在很多地方只是作为样板工程，如果要大范围推广，确实还需要经过更加科学严谨的论证，也需要经过更长时间的考验。

但不可否认，在大气污染物减量上超低排放有其积极的发展意义。

假如给予一定的政策支持，进行区域统筹规划，给予技术支撑和指导，超低排放必然能够为我国大气环境改善中扮演重要的角色。

谢谢聆听！

Thanksforlistening！