电除尘行业2014年发展综述(3)_全球环保研究网 ♻

电除尘行业2014年发展综述(3)

时间:2015-09-24 18:06来源:GEP Research 作者:信息发布点击: 次

综述了2014年我国电除尘行业的发展环境和经营状况；着重介绍了2014年度电除尘行业的技术进展、新技术的应用情况；针对行业发展中存在的问题提出了对策及建议，并对行业的发展进行了展望。

1.4.3 燃煤电厂“超低排放”技术路线

（1）以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线

烟气污染物协同治理系统是在充分考虑燃煤电厂现有烟气污染物脱除设备性能（或进行适当的升级和改造）的基础上，引入“协同治理”的理念建立的，具体表现为综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同关系，在每个装置脱除其主要目标污染物的同时，协同脱除其它污染物或为下游装置脱除污染物创造有利条件。

烟气协同治理典型技术路线为：烟气脱硝装置（SCR）→热回收器（FGC）→低低温电除尘器→具有高脱硫、除尘效率的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置（WFGD）→湿式电除尘器（WESP，可选择安装）→烟气再热器（FGR，可选择安装）。

图1 烟气“超低排放”的协同治理技术路线

当燃煤电厂污染物需达到“超低排放”的要求时，可采用烟气协同治理技术路线，如图1所示。

当烟尘排放限值为5mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于20mg/m3，一般应小于15mg/m3，湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。

当烟尘排放限值为10mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3。

该技术路线可达到的性能指标：1）低低温电除尘器出口烟尘浓度15~30mg/m3，湿法脱硫系统的协同除尘效率≥70%，烟囱出口烟尘排放浓度可达到10mg/m3甚至5mg/m3以下；2）烟囱出口SO排放浓度≤35mg/m3；3）烟囱出口NOx排放浓度≤50mg/m；4）SO3的脱除率≥80%，最高可达95%。

该技术路线的适用条件：1）灰硫比大于100；2）中、低硫且灰分较低的煤种；3）低低温ESP出口烟尘浓度＜15mg/m3时，电场数量一般应≥5个；除尘难易性为容易或较容易的煤种，ESP所需SCA一般应≥130m2/（m3/s）；除尘难易性为一般的煤种，ESP所需SCA一般应≥140m2/（m3/s）。

对于灰硫比过大或燃煤中含硫量较高或飞灰中碱性氧化物（主要为Na2O）含量较高的煤种，烟尘性质改善幅度相对减小，对低低温电除尘器提效幅度有一定影响。

（2）湿式电除尘技术路线

湿式电除尘器的主要功能是进一步实现烟气污染物，包括细微颗粒物（PM2.5、SO3酸雾等）的洁净化处理。作为燃煤电厂污染物控制的精处理技术设备，湿式电除尘器一般与干式电除尘器和湿法脱硫系统配合使用，不受煤种条件限制，可应用于新建工程和改造工程。

当燃煤电厂污染物需达到“超低排放”的要求时，可采用湿式电除尘技术路线，如图2所示。

图2 配有湿式电除尘器的燃煤电厂烟气治理工艺流程

湿式电除尘器主要用于解决脱硫塔后的烟尘排放问题，当烟尘排放限值为5mg/m3时，湿式电除尘器入口烟尘浓度宜小于20mg/m3。当烟尘排放限值为10mg/m3时，湿式电除尘器入口烟尘浓度宜小于30mg/m3。

该技术路线可达到的性能指标：1）烟囱出口烟尘排放浓度可达到10mg/m3甚至5mg/m3以下，对于金属版式湿式电除尘器，一个电场的WESP除尘效率和PM2.5去除率为70%~80%，两个电场的WESP除尘效率和PM2.5去除率≥80%；2）烟囱出口SO2排放浓度≤35mg/m；3）烟囱出口NOx排放浓度≤50mg/m；4）气溶胶和SO3去除效率>60%。

该技术路线的适用条件：1）燃煤锅炉湿法脱硫出口50℃左右的饱和烟气；2）对于新建工程，当烟尘排放浓度限值不大于5mg/m3时，且采用低低温电除尘器等技术及湿法脱硫设备协同除尘不能满足要求时，可采用湿式电除尘器；3）对于改造工程，应优先改造除尘及湿法脱硫设备。当除尘设备及湿法脱硫设备改造难度大或费用很高、烟尘排放达不到标准要求，尤其是烟尘排放限值为10mg/m3或更低时，且场地允许，可采用湿式电除尘器；4）对燃用中、高硫煤机组，在考虑去除PM2.5，脱除SO3、Hg等时，可采用湿式电除尘器。

1.4.4 燃煤电厂新技术的开发应用（2014年）

1.4.4.1 低低温电除尘工程（排序按机组大小）

（1）浙江浙能嘉华发电有限公司1000MW机组

原电除尘器为双列三室四电场电除尘器，出口烟尘浓度约50mg/m3，2014年初对该机组进行了低低温电除尘技术改造，将烟气温度降至90℃左右，电除尘器总集尘面积不变，所有电场采用高频电源。2014年7月投运，经测试，改造后电除尘器出口烟尘浓度降至20mg/m3左右。

（2）华润电力焦作有限公司2×660MW机组

配双列四室四电场低低温+关断气流通道小室断电振打静电除尘器。这是国内首台采用的关断气流通道小室断电振打静电除尘器，以降低振打时带来的二次扬尘，提高除尘效率，减少烟尘排放。电除尘器入口烟温从145℃降低到90℃。2014年12月，经测试，当机组运行负荷约为502MW时，A、B两列电除尘器出口标干含尘浓度分别为15.3mg/m3、26.2mg/m3，达到设计≤40mg/m3的要求。

（3）华能长兴电厂2×660MW机组

采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，系统中不设置WESP，每台炉配套2台双室五电场电除尘器，设计烟气温度为90℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值为15mg/m3，要求经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度≤5mg/m3；已于2014年12月中旬投入使用，经初步测试，电除尘器出口烟尘浓度值约为12mg/m3，经湿法脱硫后，出口烟尘排放浓度约为3.5mg/m3，湿法脱硫的协同除尘效率约为70%。

（4）华能上安电厂#6炉600MW机组

原设计配套2台双室四电场除尘器，原设计出口排放浓度≤74.99mg/m3，采用低低温电除尘技术改造，电除尘器入口烟温由144℃降至123℃（降温第一阶段）。2014年2月，经测试，电除尘器出口烟气含尘浓度16.54mg/m3，除尘效率为99.95%。

（5）华能榆社电厂4号300MW机组

采用低低温电除尘技术改造，工艺路线为：脱硝+热回收装置+低低温电除尘器+WFGD+烟气再热装置，将电除尘器入口烟气温度从140℃降至90℃左右，在脱硫配套的水平烟道除雾器出口增设烟气再热器，将烟气温度从43℃升高到80℃，实现干烟囱排放。机组于2014年8月投入运行，经南京电力设备质量性能检验中心测试，电除尘器出口烟尘浓度为18.7mg/Nm3，经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度为8mg/m3。

（6）浙江浙能台州第二发电厂2×1000MW机组；浙能温州电厂四期2×660MW机组新建工程；华能玉环电厂1000MW机组改造工程等

以上项目均采用了低低温电除尘技术，设计烟气温度为85℃~90℃，设计除尘器出口烟尘浓度限值为15mg/m3，均将于2015年投入使用。

天津国投津能发电有限公司一期工程#1炉1000MW机组改造工程，改造前原除尘器出口排放值为60mg/m3，烟温为131.5℃，改造后烟温降为88℃，电除尘器出口烟尘浓度设计限值为20mg/m3，已于2014年12月投运。华电江苏望亭发电分公司#3、#4炉660MW机组改造工程，烟温改造前140℃，改造后降为95℃，改造前原电除尘器出口烟尘浓度为80~100mg/m3，电除尘器出口烟尘浓度设计限值为20mg/m3，计划于2015年2月投运。

1.4.4.2 湿式电除尘工程（排序按机组大小）

（1）上海漕泾电厂2号机（1000MW）改造工程

采用的工艺路线为：锅炉+SCR脱硝装置+干式ESP+WFGD+WESP。WESP电场数为1个，设计除尘效率不低于75%，进口含尘浓度≤18mg/m3，出口烟尘排放保证≤4.5mg/m3。该机组于2014年12月投运，经测试，该机组的烟尘排放量仅为1.45mg/m3，SO、NO的排放浓度分别为13.9mg/m3、21.6mg/m3，均优于燃机排放标准。WESP对粉尘的脱除率为81.95％，SO3脱除率为69.72％，雾滴脱除率为87.35％。

（2）浙能嘉华发电厂2×1000MW机组

改造工程配套湿式电除尘器，设计除尘效率不低于70%，设计进口含尘浓度16mg/m3，出口烟尘排放保证≤4.8mg/m3。该机组于2014年6月投运，经测试，WESP出口烟尘排放浓度为2mg/m3。

（3）浙能六横发电厂2×1000MW机组

新建工程配套湿式电除尘器，采用的工艺路线为：SCR+ESP+FF+WFGD+WESP+MGGH，WESP电场数为1个，设计除尘效率不低于70%，进口含尘浓度16.7mg/m3，出口烟尘排放保证≤5mg/m3。该机组于2014年7月投运，经测试，WESP出口烟尘排放浓度为2mg/m3。

（4）大唐山东黄岛发电有限责任公司（简称黄岛电厂）#6炉670MW机组WESP改造

设计除尘效率：87.5%，烟囱入口烟尘浓度小于10mg/m3。该机组于2014年8月投运，经过性能测试，机组负荷为670.3MW时，湿式电除尘器出口烟尘排放浓度为2.8mg/m3。

（5）国华定洲发电有限责任公司#3、#4炉2×660MW机组WESP改造

设计除尘效率不低于80%，湿式电除尘器出口烟尘

（含石膏）浓度＜5mg/m3。2014年12月，经河北省环境监测中心测试，烟尘小时平均排放浓度为2mg/m3，二氧化硫小时平均排放浓度为6mg/m3，氮氧化物小时平均排放浓度为17mg/m3。

（6）神华国华舟山电厂二期#4号炉350MW机组WESP新建工程

采用的工艺路线为：低氮燃烧+SCR+ESP（末电场采用移动电极技术）+海水脱硫装置+WESP。WESP电场数为1个，设计除尘效率不低于70%，进口含尘浓度16.5mg/m3，出口烟尘排放浓度保证≤5mg/m3。该机组于2014年6月投运，经测试，常规电除尘器出口烟尘浓度为16.53mg/m3，脱硫出口烟尘浓度为10.76mg/m3，WESP出口排放情况：烟尘为2.55mg/m3、SO为2.86mg/m3、NO为20.5mg/m3。

（7）国华神华三河发电有限责任公司#2炉350MW机组WESP改造

该项目的湿式电除尘器是国家大型湿式电除尘“863”课题示范工程，设计除尘效率>80%，烟囱入口烟尘（含石膏）浓度<3mg/m3。该机组改造后于2014年11月投运，经华北电科院测试，烟尘排放浓度为2.05mg/m3，除尘效率为87.96%。

（8）济南黄台发电厂9号机（350MW）WESP改造工程

WESP为立式复合材料收尘极，设计除尘效率不低于83%，进口含尘浓度30mg/m3，出口烟尘浓度保证≤5mg/m3。该机组于2014年9月投运，经测试，WESP除尘效率大于85%，出口烟尘排放浓度为2.6mg/m3。

（9）广州恒运发电厂9号炉330MW机组WESP改造工程

采用的工艺路线为：低氮燃烧+SCR+ESP+FF+WFGD+WESP。WESP电场数为2个，设计除尘效率不低于80%，进口含尘浓度25mg/m3，出口烟尘排放浓度保证≤5mg/m3。该机组于2014年7月投运，经测试，WESP出口排放情况：烟尘为1.94mg/m3、SO为4mg/m3、NO为25mg/m3。

（10）广东国华惠州大亚湾热电厂#1炉330MW机组WESP改造

采用工艺路线为：SCR+低低温ESP+WFGD+WESP。设计除尘效率不低于80%，湿式电除尘器出口烟尘浓度≤5mg/m3。2014年12月，经广东省环境监测中心测试，平均排放浓度为：烟尘1.4mg/m3、二氧化硫8mg/m3、氮氧化物18mg/m3。

（11）广州华润热电厂#1炉300MW机组WESP改造

设计除尘效率不低于80%，进口含尘浓度25mg/m3，出口烟尘排放保证≤5mg/m3。该机组于2014年7月投运，经测试，WESP出口烟尘排放浓度为3.12mg/m3，除尘效率为89.09%。

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