第一篇：研发电厂燃煤锅炉烟气PM2.5和水蒸汽回收技术的调查

治污降霾的一次革命性突破

——陕西海浪集团公司研发锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术的调查

陕西海浪锅炉公司自成功研发出世界技术领先、国内首创的高效节能微排放燃煤锅炉后，又针对全国性大面积雾霾治理难题，创新技术，攻坚克难，取得了技术新突破。

近日，随着陕西海浪集团公司自主研发的锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术的成功问世，记者在该公司进行了调查采访。公司董事长张勤福自豪地对记者说：“该技术成果的成功研发，有望为治理全国范围内的雾霾顽疾带来一次革命性突破，它将水蒸气和烟尘作为雾霾产生的最大根源进行治理，对燃煤锅炉排放的烟气PM2.5和水蒸气进行回收减少排放，可使烟尘降至10mg/m³，多余的水蒸气全部被分离，从而从根子上解决雾霾的形成”。

研发海浪微排放锅炉带来的启示

人常说：思路决定出路！陕西海浪集团公司缘何会衷情于雾霾治理新技术的研发？又为何提出水蒸气和烟尘是雾霾主要成因这一独特见解并以此作为新技术研发的着力点？这些问题的答案都源自企业发展理念和发展思路的创新。

作为一家高科技民营企业，陕西海浪集团公司可谓自主创新的典型。近年来，公司按照“非环保产品不搞、无创新项目不上”的发展思路，先后成功研制出了“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”、新型环保抗病毒农药、微生物除臭剂等一批自主创新产品，有的填补了国内空白，有的技术世界领先。

前些年，以化工为主营业务的海浪公司在跟西北农林大学合作 开展微生物除臭项目时，需要一个蒸气锅炉，但当时全国的蒸气锅炉都不符合要求，如果采用天然气锅炉，每吨蒸气的成本就要2万元。为降低成本，陕西海浪集团公司党委书记、董事长兼总经理张勤福在全国进行了调查，其间偶然发现上海有一个空气源热泵技术，可以利用空气的温度吸收加热。但实地调研后却发现，该技术的温度只能加到60℃，解决不了生物的蒸气问题，仅能用于城市供暖。而且只有当环境温度达到20—30℃时，它的效率才能达到最高。能否创造一个20—30℃的环境来发挥它的功效呢？张勤福想到了锅炉烟气，如果能将该技术推广到锅炉烟气上，既可以减排又可以节能。于是，他便组织公司技术人员进行实验。实验过程中又遇到了空气源热泵吸收部分的紫铜管与锅炉烟气中的SO2接触产生化学反应缩短使用寿命的难题。是改变空气源热泵的铜管材质还是脱硫？因不锈钢、钛材等金属的导热性不及铜，最终他们将解决问题的目光投向了脱硫。

如何脱硫？海浪公司依托生物除臭剂项目上使用的除臭塔技术，运用气水分离对该技术进行改造演变后接到锅炉上，作为锅炉脱硫除尘设备效率很高。脱硫后经国家环境监测中心检测，SO2排放量为108mg/m³（国家规定燃煤锅炉SO2排放标准为900mg/m³），烟尘排放为39mg/m³（国家规定天然气烟尘排放标准为50mg/m³），排烟温度为20℃。如果SO2排放能再降8个点，降到100mg/m³以内，就可以执行天然气的排放标准。为此，张勤福大胆决策，对前期研发工作思路进行了重大调整，决定做燃煤锅炉，让燃煤锅炉执行天然气排放标准。为此，他再次对全国锅炉技术进行了考察，寻找合作伙伴，并选择了国内比较好的几个燃煤锅炉技术，与自己研发的 脱硫技术相结合，并加进煤炭洁净燃烧新技术。项目做出来以后，再次进行排放检测显示：SO2排放量为5.95mg/m³，烟尘排放为25.4mg/m³，排烟温度为14度（当天环境温度为11度），就连国家环保部没有明确要求的白汽也通过分离后降到了仅为其它锅炉的1/10—1/5。检测报告出来后引发了各界广泛关注，国务院发展研究中心会同国家发改委、科技部、环保部等六部委专门在国务院新闻办召开了“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”新技术成果发布会。

独辟蹊径 研发新技术

海浪公司推出的节能减排新技术为治理当前日益严重的雾霾天气提供了新的研发思路。作为一家节能环保企业的“掌门人”，张勤福一直在思考和研究应对雾霾的有效办法。与一些专家认为形成雾霾的原因依主次分别包括SO2、汽车尾气、扬尘和气象原因的观点不同，张勤福认为雾霾的成因首先是气象原因，其次是水蒸气，第三是烟尘，第四是SO2。为什么说气象原因排第一个，他曾举过一个简单的例子：几十个人呆在一个玻璃房子里，将外面的温度降至零下，玻璃房子里既没有汽车也没有锅炉，等一个小时以后就会形成雾霾，就看不见外面了，这就是气象原因——温差造成的。第二个成因水蒸气，主要是电厂的水蒸气。再一个就是烟尘，电厂每天排放的烟尘达3—5吨之多，而烟尘中又含有硫酸盐、氮氧化物、胶质物等，这些都有粘度，飘在空中粘在一起不易散去就会加重雾霾。气象原因人们无法改变，但可以改变水蒸气和烟尘的排放。

2012年冬，张勤福在去兰州推广“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”新产品时，与兰州市领导说起兰州的雾霾治理问题时，他认为兰州的雾霾主要是市区三个电厂排放的大量水蒸气和烟尘造成，只要能做到对水蒸气和烟尘的分离回收，就可以根治雾霾。为证明自己的判断，他还专门花了三天时间，从不同角度对兰州市三个电厂的污染排放情况进行了调查，并索取来三个电厂的发电量、耗煤量、脱硫前后温度、除尘前后温度、烟气流量和温度、脱硫消耗的水分、最终烟尘含量、SO2含量、氮氧化物含量等数据，经过计算，三个电厂每天向大气当中排放的水蒸气达4004吨、烟尘达5.36吨、SO216吨、氮氧化物42吨。“如果长时间不刮风不下雨，如此大量的水蒸气和烟尘就会一直浮在天空，这便是雾霾的主要成因”张勤福对自己的这一判断深感自信。后来在陕西省环保产业协会召开的应对雾霾研讨会上，张勤福也阐述了自己的对雾霾成因的独特见解。他的见解特别是“水蒸气形成雾霾说”在业界产生强烈反响。兰州市环保局、陕西省环保厅专程赴海浪公司进行了调研；新华社内参专门报道了海浪公司的这一雾霾治理新思路。

创新技术 攻坚克难

提出一个新思路、新学说并不难，难的是将思路和学说真正变成生产力造福社会。张勤福对自己的治霾学说坚信不疑，并通过攻克各项技术难题打造自己理想中的治霾“神器”。

为加快产品研发，海浪公司与国家科技部环境科学研究院合作，在公司院内模拟了一个电厂燃煤锅炉，开展电厂锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收示范项目研究。首先尽快把设备标准化，从一组分离设备三层分离，到两组六层分离，再到三组九层分离，通过反复实验气水分离，并采用浦白、鄂尔多斯、华亭、麟游、兰碳等五种不同的煤进行燃烧，实验先后进行了一个多月，经环境科学研究院用四套检测设备在不同点检测显示，烟尘排放量最低达到7mg/m³，最高为21mg/m³。此后又经过多次实验和改进，目前烟尘排放已达到10mg/m³以内，水蒸气排放基本已达到湿气饱和水汽状态，也就是说多余的水蒸气全部都被分离完了。

产品研发过程中，也遇到了一系列技术难题。水被分离出来后却排不出来，一直存在于分离器中甚至被吸到风机里去，积到一定程度会从烟囱里喷出致使锅炉停止运转。针对这一难题，他们对密封状态下烟道的直径、风机的风压、系统的体积，以及负压反复进行计算和实验，摸索出了计算公式，使问题最终得以解决。除此以外，如何清理分离器长时间运行堆积的烟尘，如何解决压力问题，延长水蒸气在分离器中的停留时间，以提升分离效果。如100多万流量时，磁片承受压力到底能承受多少，要降速度降低5倍，就可以延长反应时间，真正把水蒸气分离出来。气要计算在分离器中的速度，停留的时间，要让气在分离器中停留的时间越长，分离的效果就越好。目前的实验是3组9层，让它的体积放大到3—5倍，让气流速度减少2—3倍，这样就让气在分离器反复来回发挥作用。改变烟气方向，让它广泛大面积接触。如果把水蒸气全部回收，就不会产生雾霾，不会对大气造成任何污染。经过一次次反复实验，终于使一道道技术难题最终都得以攻克。

技术应用 前景广阔

海浪公司研发的燃煤锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术将对雾霾治理带来革命性突破，市场前景广阔，技术应用范围极广。

首先是电厂。目前全国火电装机达7亿多千瓦，如果全国电厂都能应用该技术，对经过脱硫后形成的水蒸气和烟尘进行回收，使烟尘排放达到20mg/m³以下，对大气的污染将下降80%以上，从而 对减少雾霾起到关键作用。

其次是钢铁等冶炼企业。多年前英国在治理雾霾时拆掉了许多被视为雾霾源头的钢铁厂，最近河北唐山也拆掉了8户钢铁企业，造成了10万产业工作失业，产生了许多社会矛盾。如果在钢铁企业推广使用海浪公司的烟气PM2.5和水蒸气回收技术，便可以实现企业发展与治雾降霾的双赢，避免简单拆除的极端做法给社会造成的巨大损失和大量工人失业引发的社会问题。此外，该技术还可广泛应用于陶瓷行业、玻璃行业、化工行业、城市供暖等各领域，使相关领域的节能减排水平实现质的提升，为加快产业转型升级步伐提供强大支持！

我们有理由相信，海浪公司研发的锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术必将受到社会的广泛关注和市场的热烈追捧，为企业减排、雾霾治理发挥巨大作用；我们也相信，视自主创新为企业生命的海浪人将在创新的道路上继续勇往直前，不断创造新的奇迹！

（云献科 张华刚）

第二篇：燃煤小锅炉烟气治理

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燃煤小锅炉烟气治理

作者：孙倩

来源：《科技创新导报》2012年第01期

摘 要:通过对燃煤小锅炉的现状分析,并对烟气治理设备进行分析,结合实际,介绍了自制烟气治理设施的结构和原理,证明小投资也能达到污染治理的目的。

关键词:烟气治理

中图分类号:X332 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2012)01(a)-0127-01

环境是人类赖以生存的最基本的要素,然而由于人类生产,生活活动的进行排出大量的有害物质,对大气造成了严重污染。而它们最主要的来源是燃煤锅炉产生的废气。如何解决这些生存发展和环境污染的双方压力,必须寻求一种投资少,运行费用低,便于维护等集除尘和脱硫为一体的治理设施,它是环保工作者的责任和要求。我县的企业现状

我县大型企业少,企业主要以小型板材和防水建材行业为主,企业生产规模小,但却是县财政收入的主要来源。所以必须找到一种即解决企业污染又能使其投资不大的治理方法。根据实际情况,这类企业所用锅炉都在2吨以内,填煤主要是人工填煤,造成燃煤的煤层厚度和燃烧没有规律可言,当煤被大量投入炉膛时,此时正需大量空气进行燃烧,而从炉下通入的空气因煤层的加厚而不能充分接触,致使部分挥发物在高温缺氧的情况下分解和裂化生成炭黑。当煤层充分燃烧时,颗粒污染物相对减少。这样的小锅炉容易产生没有规律的烟气污染。另外我国各地的煤炭都有不同程度地含有化学成分“硫”,据国家环保总局污染控制司副司长李新民介绍说,2010年在燃煤增长7亿吨的前提下,SO2增长了27%。SO2的主要来源有50%左右来自于燃煤。SO2排放总量高达2549万吨,居世界第一。因此对锅炉产生的烟气不但要进行除尘治理,还要进行脱硫除去SO2。而我县的小企业燃煤锅炉的之烟气治理,有必要选用高效率,低能耗,投资少,占地面积小的除尘脱硫装置。烟气治理原理、结构及成效

自2008年以来,我们一直对企业小锅炉的烟尘净化进行跟踪研究和对比,并不断改进烟气净化设施,逐步完善了对小锅炉烟气的治理改造。以前的除尘设施主要是采用干式旋风除尘器,利用旋转气流的离心力来捕捉灰尘。这种除尘器阻力大,效率低,对小颗粒烟尘不起作用,也不能除去SO2。因此这种除尘设备不能满足当前环保形势的要求。而标准的湿法除尘设备,虽然降尘效率高,但投资大,企业不能接受。由于小锅炉大多采用填煤时开启引风机,然后自然通风的燃烧方式,其烟囱抽力很小,所以必须在原有湿式除尘器的原理基础上减少烟气与液体接触的阻力、同时所选液体具有脱硫功能。而脱硫效率与溶液的PH有关,并随pH值增加而增大。为增大脱

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硫效率,需采取投加碱性物质的方法来提高除尘水的pH值。通过对比,发现一般除尘水的PH值控制在9～11之间。除去SO2的效果最好。常用的碱性物质有氨液、石灰、碳酸钠或氢氧化钠等一些碱性物质。它主要是利用碱性物质与SO2反应达到除去SO2的目的。湿法除尘在增加烟气和液体接触时间的同时,又提高SO2的治理效率。所以采用的湿法除尘设备要尽可能使烟气和液体充分接触,这样就能很好地满足即能除尘又能除去SO2的目的。

通过对多家小企业调查研究发现,大多数企业在原有旋风除尘器的基础上,再增加自制湿法除尘器。企业可自制湿法除尘器,只要能有效地增大烟气与水的接触面积和接触时间,从而导致烟气和水混合充分。除尘效率就会提高,从而达到环保要求。现通过对一自制除尘设备进行介绍,在小企业增加少量投资的基础上,达到理想的治污效果。该湿式除尘器结构简单,其主要原理是使碱性液体从高空喷淋与从低处进入的烟气接触,并在气流的流动方向上安装折流板。利用碱性液体与灰尘的碰撞使灰尘吸附液滴,从而使灰尘的质量增大。在气流的流动方向安装折流板,使气流曲线运动,加大了烟气流动路程和时间,从而达到除尘的目的。折板越多,除尘效果越好。湿法除尘中的水被碱性液体所代替,而碱性液体可根据实际条件合理选用,宜选用便于取得成本低廉的物质。根据我县实际,可选用化肥厂生产过程中产生的废弃液氨。液氨和SO2反应,从而达到消除SO2的目的。该设备投资低,除尘脱硫效率高。其具体结构如图1所示,原理是碱性溶液通过淋淋水装置均匀喷出,撞击到挡板后碎裂成细小的液滴和水雾,极大地增加了与烟气的接触面积,使得SO2与碱液充分接触反应,达到了消除SO2的目的。同时灰尘吸附上大量的液滴,质量变大。依惯性继续沿直线前进,被折流板挡下达到除尘目的。折流板上的灰尘被溶液冲到沉淀池中,经粗细两层滤网过滤后变成溶液,由水泵加压后进入淋水装置循环使用,滤网上的污泥可定期清除。溶液定期检测pH并调整到9－11。此装置阻力小,效率高,无水污染等问题,碱液可循环使用,非常适合小锅炉的污染治理。

该组合式烟气治理设施自2008年投入运行以来,经过不断改进和完善,在近3年的使用中未出现异常情况。水泵有轻微的腐蚀,烟尘排放浓度为100－110mg/m3,SO2的排放浓度200-220mg/m3,林格曼黑度＜1,符合GB13271－2001《锅炉大气污染物排放标准》。结语

通过对锅炉现有治理设施的改造，在不增加企业的过重负担,又满足了环保要求。碱液的循环使用,减少了用水量和水的二次污染,系统结构简单,便于维护。在设备运行过程中定期检测溶液的pH,保证溶液的pH在9－11之间,以满足SO2吸收效率,而运行成本很低。烟气中SO2与碱性物质反应后,其生成物随除尘器除下的烟尘降落到过滤池中,需定期清理,污泥中含有一定量的铵盐,污泥可用于农田建设即增加了氮肥而又不会造成二次污染。

第三篇：燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述

燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述

摘要：经济和社会的不断发展，促使电力需求持续增加，但日益严峻的环境问题促使国家和各级政府出台一系列政策措施，降低燃煤锅炉烟气污染物排放值，使其接近或低于燃气轮机排放值。文章从超低排放的起源、争议和面临的问题三个方面进行阐述，最后给出超低排放发展的建议。

关键词：超低排放 电站燃煤锅炉 环境改善

引言：随着我国经济不断发展，对电力的需求不断增加，预计至2015年全社会用电量将增长至6.27万亿千瓦时，2020年将达到8.2万亿千瓦时。相比较2013年分别增长17.9%和 54.1%。2015年的火电装机容量将增长至10.5亿千瓦，2020 年将达到14亿千瓦。相比较2012年分别增长28.2%和70.9%。我国电力行业装机容量在2011年超越美国，成为世界第一[1]。电力行业蓬勃发展的同时其造成的环境污染也不容忽视，据统计电力行业消耗煤量占我国总耗煤量的50%以上[2]，由燃煤造成的环境污染严重影响国民的身体健康，也是我国经济可持续发展的巨大障碍。为了控制电厂污染物排放量，降低燃煤对经济环境社会的影响，我国颁布了史上最严格的大气污染物排放标准。面对日益严峻的环境问题，国家出台了一系列政策规定来降低火电行业的污染物排放。在“十一五”期间我国的火电大气污染物控制取得了巨大成就，在火电装机容量不断增长的情况下，燃煤污染物总排放量增幅较小且烟尘总排放量略有降低 [3]。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)发布时，其标准受到广泛的质疑，认为其标准过于苛刻，在技术和经济性方面不足以支持此标准。但是由于雾霾频发，该标准逐步为业内认可。在新发布的污染物排放标准中首次增设燃气轮机的污染物排放标准，国内的电力相关企业及集团在新标准的基础上加以研究并提出了“超低排放”。目前我国将燃煤锅炉排放值低于燃气轮机的标准称为“超低排放”或“近零排放”[4]。

根据我国目前电力发展情况，有专家学者提出采用污染物高效协同脱除技术，降低燃煤锅炉污染物排放使其达到燃气轮机排放水平。本文从超低排放政策措施、超低排放存在的争论展开，并对超低排放对环境改善效果和其经济性展开论述。

一、超低排放及与其相关的政策措施

超低排放由污染物协同脱出系统对锅炉烟气进行净化处理达到，超低排放系统由多种高效污染物脱除系统组成，一种设备可以同时脱除多种污染物，通过将不同设备的功能进行优化及污染物控制系统整合优化，可以实现SCR反应器、除尘设备、FGD脱硫塔和ESP等环保装置协同工作[5]。通过装置优化与系统整合不仅可以提高自身的污染物脱除效率，降低污染物排放值，同时可以实现多种污染物协同脱除，使电厂的污染物排放达到超低排放的要求。

在二氧化硫减排方面，主要通过对FGD脱硫系统改进，如增加喷淋层数、提高液气比等。在氮氧化物方面，首先使用低氮燃烧技术，降低锅炉氮氧化物生成量，再通过使用新型催化剂等技术提高SCR的脱硝效率。在烟尘、三氧化硫及重金属方面，主要利用SCR脱硝系统、除尘器、FGD脱硫系统等协同作用以实现超低排放[6]。国家多部门联合制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划》(2014——2020年)，发达省份也根据各省实际情况提出相应的政策措施。国内外已有在运行超低排放锅炉，其大多数在中国，美国和日本也有数台。例如浙能嘉兴电厂、六横电厂、上海外高桥电厂、日本碧南电厂、美国Prairie States电厂等，现运行机组多为示范工程。

二、关于超低排放的争论

超低排放一提出便受到广泛的关注与争议，目前我国的污染物排放标准与发达国家相比也处于领先水平，许多专家学者认为相较于提高污染物排放标准，其投入可能比其产出更多造成得不偿失。表1为我国新污染物排放标准与发达国家的排放标准对比，其中美国的排放标准较为复杂与煤质有很大关系，通过折算才能与各国标准对比。通过比对可以发现，目前我国的重点地区排放限值除在颗粒物方面比美国高一点外，SO2和NOx全面优于德国、日本和澳大利亚。在发改委、能源局和环保部联合发布的[2014]2093文件中排放值要求全面优于上述国家的排放值。

表1 中国与主要发达国家污染物排放标准对比(mg/m3)

国家备注颗粒物SO2NOx

中国

2015年新标准30200200

重点地区2050100

发改能源[2014]2093103550

美国[7](折算)2005年2月28日至2011年5月3日18.5185135

2011年5月3日及以后新建、扩建12.3136.195.3

德国 20200200

日本 50200200

澳大利亚 100200460

污染物排放浓度越低，其投入的运行费用与设备改造费用也就越低，因此在重点地区排放标准的基础上是否还需进一步提高排放标准成为争论的焦点。下面从经济性，可行性等方面来分析超低排放是否科学。

经济性是企业研究重点之一，在不违反法律与规定的同时争取利益最大化是每个企业追求的目标。从成本上说，将全国一般燃煤电厂实施超低排放的，约需要投资600亿元以上，年运行成本也会增加300亿元以上[8]。我国火电污染物排放总量巨大，实行超低排放后我国重点区域内其在烟尘、二氧化硫、氮氧化物增加的减排量分别为7万吨、10.5万吨和35万吨，占全国总量的1.04%、0.56%和1.9%，可以发现实行超低排放对我国污染物减排贡献有限。熊跃辉[9]指出在目前不能大规模建设超低排放燃煤机组的原因有如下几点：(1)目前超低排放仅包括当氧化物、二氧化硫和烟尘3项，在二氧化碳、汞、废水和其他污染物方面未做考虑，因此不能盲目建设超低排放燃煤机组。(2)在国家补贴的基础上，实现超低排放也会造成多数发电企业无利可图，这降低了企业在锅炉超低排放的积极性。(3)目前燃气轮机发电成本高于超低排放燃煤发电约一倍，但考虑在燃料开采、运输和使用过程中对生态和人体危害等方面的综合成本来说，超低排放燃煤机组的成本优势可能会减弱甚至消失。

实行超低排放应该经过科学论证和严谨的检验验证，在超低排放对环境改善方面应该科学研究。必须从机理上清楚了解污染物排放与环境改善的关系，我国的绝对减排量巨大，但是环境改善却不明显，在以后的政策制定时应该以改善环境为前提。

超低排放在环境改善的积极意义有如下几点：(1)燃煤机组大气污染物排放占我国总大气污染物排放的33%以上，超低排放可以在绝对总量上降低污染物排放。通过对企业停产限产等政策，可以明显改善地区空气质量，今年APEC期间北京的环境就得到很大改观。(2)采用超低排放可以刺激环保事业的不断进步，随着经济水平不断发展，国民对环境质量的要求也在不断提高，通过提高排放标准可以倒逼企业进行技术革新并采用更加先进的设备。(3)保护环境是每个公民应尽义务，以更加严格的排污标准要求自己也是每个企业履行社会责任的体现，这还有助于形成共同减排，集体环保的社会氛围。

超低排放对空气环境中PM2.5减少也具有积极意义，煤烟灰、机动车尾气、城市扬尘是PM2.5的三大主要来源，其贡献比例分别为14.37%、15.15%、20.42%[10]。根据对燃煤锅炉排放的颗粒物粒径分析可以发现锅炉产生的初始颗粒物粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为32%~48 %, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为 2% ~4 %, PM2.5与PM10比值为5%～12%。采用五电场静电除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为92%～ 94%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为87%～ 90%, PM2.5与PM10比值为95～96%[11]。采用袋式除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为 97%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为96%, PM2.5与PM10比值为99%[12]。通过上述数据可以发现，锅炉排出的颗粒物以大粒径颗粒物为主，经过静电除尘器或布袋除尘器大粒径颗粒物被捕捉，排入空气中的颗粒物以小粒径颗粒物为主，排入空气中的PM2.5约为96%。

三、超低排放面临的问题

在我国超低排放超速发展甚至是跃进有深层次原因。由于火电的排放问题一直困扰着电厂发展，减排压力促使国家出台“上大压小”政策，使我国火电机组向大功率、大容量发展。虽然大容量机组在能耗和污染物排放方面优于小容量机组，但由于机组设备发电负荷低和机组利用小时数低等原因，大容量锅炉的实际效率和污染物排放都与设计值有较大差距。受更加严格排放限值的压力，许多电厂在原有污染物脱出设备基础上进一步投资大量资金进行升级改造。对现役机组燃煤机组的升级改造后，从特别排放限制到燃机轮机排放标准，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时;对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时;对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时[7]。

对于发电企业而言，申请大容量机组不仅可以降低单位建设成本还可以获得更高的发电量配额，上网电量指标的高低关系着电厂的效益。火电机组利用小时虽然高于小容量机组，但其设备利用率并未达到最佳。此外大容量机组的负荷率偏低造成的美煤耗增加也是不容忽视的。根据机组实际运行情况，机组负荷率提高10%，不同等级的机组影响供电煤耗也在5克/千瓦时以上[13]。这无形中就造成了资源浪费，并且随着大容量火电机组不断增加，浪费现象可能会更加严重。

在调峰上大容量机组不具备优势，且调峰过程对地方电网影响大。我国的小容量机组都比较老旧，因此在实际调峰过程中还是依靠新建大机组。在我国机组建设过程中没有充分调研和论证，在大小容量机组的分配中不合理。每次国家环保政策的出台，都会造成部分电厂环保设施改造重建，造成严重的重复投资。升级改造往往需要对管道和设备进行重新设定，对某些电厂而言建设完成时预留场地有限，新增加的设备布置又成为一个新问题。还有一些正在进行改造的电厂在新政策出台后需要对原有方案进行推翻重新设计，这就造成前期大量资金投入的浪费。

除了资金浪费之外，火电企业超低排放给电厂技术选择和管理方面也会带来压力。在现有技术条件下实现超低排放需要增加环保设备，通过控制煤质、系统优化等手段来实现，这回造成系统稳定性降低、能耗增加、烟道阻力增加等问题，企业在稳定运行和资金投入方面都会有巨大压力[14]。

四、超低排放发展的建议

在上述对超低排放经济性和可行性分析的基础上，从政策制定、电厂运行管理等方面对其提出建议。超低排放有其积极的意义，在目前技术条件不断进步的情况下可以适当发展，在未做充分调研论证的情况下不可盲目跃进式发展。由于经济发展水平、人口密度等条件因素我国将将大气污染物防治区域分为重点区域和一般控制区，并对不同区域实行不同的污染物控制标准。

根据不同区域差异化控制要求，建议在重点控制区优先发展超低排放技术。对新建、改造和改造不久机组采取不同政策，对新建、改建机组重点要求，新改建锅炉给予合适缓冲时间，降低其原改造过程投入资金浪费，因地制宜采用更加经济合理方案。

超低排放技术原始投资巨大，运行费用较高，因此发电企业在超低排放方面积极性并不高。我国对脱硫、脱硝电价实行补贴政策，但相较于高昂的原始投资和运行费用，补贴费用很难弥补电力企业在烟气净化方面的投入。随着燃煤锅炉污染物脱除一体化协同控制技术的发展，预计至2050年我国燃煤电厂可以将烟尘排放量控制在50万吨，SO2和NOx年排放量都可以控制在200吨左右[15]。在大气污染物控制和二次污染防治方面的成本约为6分每千瓦时，建议根据火电厂大气污染物控制的阶段和地区差异，进一步调整环保电价政策，通过环保电价补贴和经济杠杆激发企业的守法主动性。此外国家可以适当提高对污染物减排表现优秀的企业给予税费和发电时长等方面照顾。

虽然目前我国燃煤电厂100%都安装了脱硫设施，但其污染物脱除率远低于设计值。如果其脱硫效率可以达到90%那么也可以减少一半以上的二氧化硫。此外我国还存在大量的自备电厂，其脱硫效率约为45.3%，加强自备电厂脱硫设施的运行情况势在必行。在脱硝设备运行过程中也存在脱硝效率低等情况，因此电厂脱硝潜力巨大。除了加强对污染物控制系统的运行情况，还需加大对违规电厂处罚力度，提高企业违法成本。

目前我国发电煤耗量占全国总煤耗52.8%，远低于美国的93.3%、德国的 83.9%、韩国的 61.7%，与集中高效利用相差甚远。由取暖、供热的小锅炉耗煤量占我国煤炭消耗比例较重，小型锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘设备的脱除效率较低，远低于燃煤电厂。2012年我国工业锅炉耗煤4亿多吨，排放了410万吨烟尘、570万吨SO2和200万吨的NOx，工业锅炉污染物排放量大且贴近地面，对环境空气质量影响很大[7]。可以看出相比于提高燃煤锅炉排放标准，实行“以电代煤”、关停小锅炉和集中供热等措施可以更大幅度的减少大气污染物排放。集中供热不仅能够极大地提高能源的利用效率，减少能源的不必要浪费，还可以取消分散的小型锅炉供热腾出许多城市空间和改善城市环境和容貌降低小锅炉产生的污染物[16]。

五、结论

通过以上论述可以得出以下结论：

1、超低排放可以降低污染物排放，其占大气污染物总排放比重较低，超低排放需要增加投资和运行费用，需要根据地区、煤质、锅炉的实际情况确定合适方案，在目前不应该盲目跟风建设超低排放燃煤锅炉机组。

2、采取集中供热等形式减少小型工业锅炉数量，不仅可以提高能源利用效率，也可以避免由于工业锅炉污染物脱除率低，间接造成大气污染物增加的情况。

3、超低排放会耗费大量建设资金和运行费用，国家需要制定相应的奖励措施，确保此类环保设施可以长期稳定运行。对于已经达到特别排放限值的燃煤机组，再进行超低排放改造对污染物减排无益。

4、提高煤炭用于发电的比例;对高污染、高能耗的小型工业锅炉进行“以电代煤”改造，气源充足地区可以进行“以气代煤”;合理建设燃煤机组，根据情况合理建设调峰机组，提高大容量机组基准负荷率和发电时长。可以降低燃煤锅炉污染物排放总量，改善大气环境质量。

第四篇：电厂燃煤锅炉同时脱硫脱氮技术与分析

电厂燃煤锅炉同时脱硫脱氮技术与分析

1、前言

随着经济的快速发展，我国因燃煤排放的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）急剧增加，二氧化硫、氮氧化物是大气污染的主要物质。据统计我国每年NOx、SO2排放量分别约为770万t和2400万t，然而NOx、SO2是形成“酸雨”和“酸雾”的主要原因之一，氮氧化物与碳氢化合物结合形成光化学烟雾，所以NOx、SO2污染带来的后果严重危及人体健康，对自然环境造成严重损害。

我国每年因NOx、SO2及形成酸雨造成损失达1100亿元，其损失约占国民经济生产总值的7%～8%。

在我国，SO2主要来自燃煤燃烧排放的烟气约占90%，其中火电厂燃煤排放占SO2总量的1/4左右；NOx90%来自燃料燃烧，因此脱硫脱氮及除尘是中国治理燃煤污染改善大气环境的最主要目标。

2、几种典型的脱硫脱氮技术

对于电厂燃煤锅炉排放的SO2和NOx，近年来各国相继开发了许多同时脱硫脱氮的方法，下面就几种方法进行技术、经济比较。

2.1 排烟循环流化床

排烟循环流化床（FGD-CFB）是80年代初由德国Lurgi公司开发的，该公司也是世界上第一台燃烧煤的循环流化床锅炉的开发者，后来又把循环流化床技术引入脱硫领域，取得了良好的效果。该技术在德国有三家公司进行开发研究，丹麦的FLS正在做。该法脱硫脱氮属于燃烧中处理，脱硫采用循环流化床，脱氮采用低氮燃烧。2001年我国在四川白马电厂300MW机组建示范工程。

排烟循环流化床优点：

①投资费用较低。

②脱硫装置不需要太大空间。

③固硫剂产物以固态排放。

排烟循环流化床问题：

①燃烧中采用低氮烧燃，脱氮效果不能保证。

②由于锅炉内喷射CaO吸收剂进行脱硫，产生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。

③控制排烟温度70℃，需要有排烟加热装置〔1〕。

2.2 组合法（FGC）

这种方法是用石灰石石膏法湿式脱SO2：（FGD）和选择性催化还原法（SCR）脱NOx组合的技术〔2〕。据资料介绍，德国、日本、美国等国家多数采用这种方法。该组合技术中湿法脱硫效率高（90%～98%），吸收塔自身紧凑，但该法的问题是耗水量大，而且必须进行排水的深度处理，生成的大量副产品石膏应用也有限，烟气在进入烟囱前需要加热提高温度。该组合技术中氨选择性催化剂还原法的缺点是，脱氮的催化剂寿命维护比较麻烦，工艺中生成的胺化合物有堵塞系统的弊病等〔3〕，因此使该组合法的推广应用受到影响。

2.3 电子束法（EBA）

为了克服以上方法的缺点，国际上开发了许多同时脱硫脱氮的技术，电子束法既是属于同时脱硫脱氮的典型方法之一。电子束法是利用电子加速器产生的高能粒子照射烟气，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫酸氨和硝酸氨。该技术首先是日本茬原制作所1970年着手研究，又经过与原子能研究所合作研究，1974年进行了1000/Nm3h-

1、1万/Nm3h-1规模不同的气体试验，从而肯定了这种干法技术。受美国能源部委托，在椹萨斯洲又进行了1.4万/Nm3h-1的改进试验，在西德进行了2.0万//Nm3h-1规模的试验，都取得了很好的结果。其它有些国家也在研究。我国2000年由中国工程物理研究院在四川绵羊投资2000万元建造一套电子束辐射烟气脱硫脱氮工业试验装置，烟气处理量3000～12000//Nm3h-1，脱硫率90%，脱氮率70%电子束法处理烟气的优点：

①用一个过程能同时脱硫脱氮，且去除效率高。

②能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用，没有废弃物。

③是干法过程，没有废水及其处理设施。

④因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题。

⑤设备结构简单，对烟气条件变化适应性强，容易控制〔

4、5〕。

电子束处理法存在问题：

①该法耗电量大，由此占的运行费用很高。

②烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统。

③处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性〔6〕。

2.4 活性焦吸附法

该法是用活性焦进行烟气的同时脱硫和脱氮。SO2是通过活性焦的微孔催化吸附作用，生成硫酸储存于焦碳微孔内，通过热再生，生成总量虽少，但含SO2浓度很高气体，根据需要再去转换成各种有价值的副产品，如高纯硫磺、液态SO2、浓硫酸、化肥等。NOx是在加氨的条件下，经活性焦的催化作用生成水和氮气再排入大气。该工程的主要设备是脱硫脱氮塔，活性焦在塔内由上往下移动，烟气横向交叉通过活性焦炭层，因此烟气中的尘也被除掉〔7〕。

活性焦和活性炭是不同的两种炭质吸附材料。活性炭的综合强度（耐压、耐磨损、耐冲击）低，而且表面积大，若用移动床，因吸附、再生往返使用损耗大，存在着经济性问题，因此人们研究出比活性炭比表面积小，但强度高的成型活性焦炭，具有更好的脱硫、脱氮性能，用于烟气的同时脱硫脱氮。

活性焦吸附法是西德BF（Bergbau-Forschung）公司在1967年开发的，日本的三井矿山（株）公司根据日本的环境标准对其进行了改进，吸收了西德BF公司的成功经验，于1981年到1983年进行了1000/ Nm3h-1规模的试验，在此基础上又于1984年10月在自家的燃煤电厂建立了处理能力3万/ Nm3h-1的工业试验装置。经过改进和调整，达到长期、稳定、连续地运转，脱硫率几乎100%，脱氮率在80%以上，被日本通商产业省认定为第一号商品化装置。（根据设备运转结果，获得了各种资料，肯定了该技术，并定名为三井BF法。同时建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造厂。）

在我国1991年，由辽宁省环境保护科学研究所承担“同时脱硫脱氮综合利用一体化”项目，并于2001年通过了辽宁省科技厅技术鉴定。该成果主要在三井BF方法基础上进行改进，利用我国煤炭特点（灰分高＞10%）研制出活性焦，其比表面积低，强度高，脱硫率90%，脱氮率80%，并且初期脱硫率、脱氮率均高于三井BF法，取得满意效果〔8〕。

活性焦吸附法脱硫脱氮的优点：

①具有很高的脱硫率（98%）。

②能除去湿法难以除去的SO3。

③能除去废气中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度处理的技术。

④在低温下（100～200℃）能得到高的脱氮率（80%），因而不需要废气升温装置。

⑤具有除尘功能。

⑥过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染问题。

⑦碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒问题。

⑧建设费用低，使用动力小则运行费用低。

⑨厂地面积小也可以建设。

⑩可以回收副产品，高纯硫磺（99.95%）或浓硫酸（98%）或高纯液态SO2，其中任选一副产品。

活性焦吸附法脱硫脱氮的主要问题：

①固态的热吸收剂循环使用，是机械的方式，操作较复杂。

②吸附剂在运行中有磨损消耗，是成本的主要部分。

③烟气通过吸附床有较大的压力降由于以上特点，因此在美国政府调查报告中认为，该技术是最先进的烟气脱硫脱氮技术〔9〕

3、经济分析

由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱氮，处理方法不同于其他三种方法（燃烧后烟气处理），所以不列入经济比较之内。

根据美国能源部（DOE）报告，一个500MW的火力发电厂，用湿法脱硫（FGD）其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kwh，在其后组合进SCR法脱氮，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kwh（催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kwh）〔10〕，因此合计起来该组合法脱硫脱氮的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气同时脱硫脱氮，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kwh。

电子束法100MW规模的电厂，烟气同时脱硫脱氮，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kwh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是21.7mille/kwh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。

通过以上分析这三种方法的经济比较结果见表1。

表1 三种脱硫脱氮方法的经济比较

项目 组合处理法 电子束法 活性焦吸附法

设备占的空间比例 100％ 40％ 较小

设备费$／kw 300 210~240 175~225

(占的比例)100％ 70％~80％ 65%~75％

运行费用mille/kwh 24.2 21.7 10.8(占的比例)100％ 90％ 45％

电厂规模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW计算的，若按500MW同样规模比较，经济效益会更好。

根据表1经济分析结果表明，活性焦吸附法的设备费用和运行费用都比较低，需要的建设空间也小，尤其是运行费用是电子束法的50%，所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。

4、结语

活性焦吸附法虽然开发历史较短，但是进展速度非常快，日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱氮试验，到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置，处理效果非常好。相比之下，电子束法尽管开发的历史较早（1970年），在技术上也有许多优点，但是由于大容量的电子加速器功率较大，耗电高，价格昂贵，建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难，因此实际进展速度并不快。

活性焦吸附法脱硫脱氮有完整的工艺系统，最终可以得到高质量的副产品，随着我国经济的快速发展，对环境质量要求将愈来愈高，必将对二氧化硫、氮氧化物制定更加严格的排放标准，所以一方面可以满足当前对SO2控制的要求，又要为控制NOx作技术准备。因此，这种技术即属于超前性，又具有推动环境可持续发展的战略意义。

第五篇：王丽文库之燃煤电厂锅炉烟气除尘的特点

燃煤电厂锅炉烟气除尘的特点

燃煤电厂锅炉烟气除尘设备不仅是环保设备，也是电厂的主要生产设备之一（燃煤电厂的四大主机：发电机、汽轮机、锅炉、除尘器）。

因此在设计袋式除尘器系统和滤料选择时，必须确保袋式除尘器的长期（锅炉及附属设备一般三年一个大修期）可靠运行；要充分考虑锅炉及其辅助的运行工况、燃料和灰尘特性，及运行可能出现的问题。

在燃料不变的情况下，含尘烟气的特性主要取决于锅炉的燃烧工况，同时也取决于除尘系统的设计。而锅炉负荷的变化，粉磨机、省煤器、空气预热器的选型及运行工况，一次风机、二次风机用引风机的开度都直接影响烟气的含尘浓度，颗粒大小直接影响烟气量，烟气的粒度、含氧量及氮氧化物的含量，系统的漏风和保温也是不可忽视的因素。可以说锅炉的运行工况直接影响袋式除尘系统，而袋式除尘系统的可靠性又直接关系到锅炉的安全。如果除尘系统因破袋失效，会造成锅炉引风机叶轮磨损加快；滤袋粘灰严重，会增加阻力，减少了引风机的抽力，造成锅炉的正压，这都是很危险的。所以在设计燃煤电厂的袋式除尘系统时，一定要把除尘作为锅炉系统的一个重要环节，在系统设计时，自动监测、自动控制、故障判断和紧急措施，都要有全面的考虑。在制定操作规程和岗位责任制及维护管理方面也要具体落实。

经验和教训告诉我们：一个成功的项目必须有周全而合理的设计，选用可靠的仪器、仪表和设备，一丝不苟的安装制造，精心的维护，严格的操作管理

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