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燃煤电厂大气污染物排放与控制技术

文章作者:航宇环保   发布时间:2018-08-01
电力工业除尘技术也取得历史性突破,适用于电站锅炉的布袋除尘器、电袋除尘器己实现了国产化,并在国内20~100万kW机组应用。

截至2011年底,我国电力烟尘排放量为156万t,SO2排放量935万t,与2005年相比,在火电发电量增长了近1倍的情况下,烟尘排放下降了约57%,502排放下降了约31%。随着火电机组脱硝设施的安装,NOx排放也得到了有效控制。自2007年以来,电力行业烟尘排放连续3年实现下降,排放绩效也逐年呈下降趋势。2010年电力行业烟尘排放量约307万t,与2005年相比下降了14.7%,而到2011年,电力行业烟尘排放量大幅下降至156万t,同比下降了49.2%;电力行业烟尘排放绩效值由2005年的1.89/kWh下降到2010年吹99/kWh,2011年降至吹49/kWh。全国发电企业不断加大烟尘治理力度,火力发电机组采用电除尘器的比例逐年增长,截至2010年底,采用静电除尘器的锅炉容量占96%,除尘器效率不断提高,全国6000kW及以上燃煤电厂平均除尘器效率由98%提高到照5%以上。在新投产的燃煤机组中,除尘器平均效率在99%以上。其间,电力工业除尘技术也取得历史性突破,适用于电站锅炉的布袋除尘器、电袋除尘器己实现了国产化,并在国内20~100万kW机组应用。大量高效除尘设备的使用,有力推动了火电厂的烟尘治理,从而使我国燃煤电厂烟尘排放基本得到有效控制。
  “十一五”期间,火电行业SO2排放量从2007年开始连续下降,排放绩效也逐年呈下降趋势。2010年电力行业SO2排放量为956万t,与2005年相比,2010年电力行业SO2排放量下降了28.7%;电力行业SO2排放量占全国SO2排放量的比例由2005年的51.0%下降到42.4%,降低了8.6%;电力行业SO2排放绩效值由2005年的6.4g/kWh下降到2.79/kWh,下降了58%。“十一五”期间火电行业脱硫机组装机逐年增加,占火电装机比例也逐年呈上升趋势,截至2010年底,全国己投运烟气脱硫机组超过5.6亿kW,约占全国全部火电机组容量的79.2%,到2011年底,继续增长到87.6%,与2005年脱硫装机0.46亿kW相比增长了13倍多。从2011年全国投运燃煤机组脱硫设施工艺情况看,我国电力行业脱硫工艺以石灰石-石膏法为主;其次为海水脱硫法,占3%;循环流化床法,占2%,氨法占2%,其他占1%。
  2006年以前,火电行业氮氧化物排放呈增长状态,但排放绩效逐年呈下降趋势。由2005年的3.579/kWh下降到2009年的2.889/kWh,2010年继续降至2.589/kWh。截至2012年底,全国己投运烟气脱硝机组容量约2.3亿kW,占火电机组容量的28.1%,规划和在建的烟气脱硝机组己超过5亿kW。投运的烟气脱硝机组以新建机组为主,选择性催化还原法(SCR法)占95%以上。随着烟气脱硝装机比重的快速增长,电力氮氧化物排放量由2011年的1003万t降至2012年的948万t,出现了统计数据意义上的首 次下降。
  煤炭清洁利用将运用目前国内外火电最 新技术,以引领世界清洁火电的发展。技术路线的总体原则为“污染物近零排放”,即采用一系列先进技术使电厂的全部污染物实现近零排放,使得燃煤电站的污染物排放达到世界领 先水平,且低于燃气轮机的标准。主要包括采用低硫份、低灰分的神华煤,安装低温干式五电场静电除尘器(结合烟气余热利用)、高效湿法脱硫装置(Sar=0.8%条件下脱硫效率98%以上)、湿式电除尘器(除尘效率70%)和低氮燃烧技术+全负荷脱硝系统(脱硝效率不低于85%),最 大限度地降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞等的排放浓度,设计的目标排放值不仅满足了国家标准规定的重点地区特别排放限值的要求,并且达到燃气轮机机组大气污染物排放控制水平。
  1、大气污染物“近零排放”目标
  (1)烟气污染物排放浓度低于燃气机组标准要求,远低于重点地区燃煤电厂标准限值(mg/m³)。(2)锅炉灰渣全部综合利用。(3)废污水实现零排放。
  2、大气污染物“近零排放”技术方案研究
  (1)烟尘控制。
  根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求,对于执行大气污染特别排放限值的重点区域烟囱出口烟气中的粉尘浓度应低于20mg/m³的排放限值。为实现近零排放,拟采用先进的组合除尘方案,最 终将除尘后设计煤的烟尘排放指标控制在5mg/m³以下,达到燃气轮机的排放标准。
  可以采用的高效锅炉布袋除尘器方案包括:a.低温干式电除尘器配两级烟气余热利用系统;b.旋转电极式电除尘器配两级烟气换热器;c.低低温电除尘器配一级烟气换热器;d.低温干式电除尘器配两级烟气余热利用系统加湿式除尘器。 

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