燃煤发电厂超清洁排放的技术路线探讨

燃煤发电厂超清洁排放的技术路线探讨

罗海中曾少雁

罗海中曾少雁

中国能源建设集团广东省电力设计研究院广州510663

[摘要]针对火电厂污染物超清洁排放要求，分析当前最新污染物控制技术，提出电厂实现超清洁排放的技术路线。

[关键词]湿式电除尘器；高效脱硫；全负荷脱硝；超清洁排放HighlyCleanandEnvironmentalProcessTechnicalProposalofPowerPlantLuoHai-zhongZengShao-yan，（GuangdongElectricPowerDesignInstituteofChinaEnergyEngineeringGroup,Guangzhou,510663）Abstract：Accordingtothecurrenthighlycleanemissionrequirementsofpowerplant,analysethelastedpollutioncontroltechnologyandprovidefeasiblehighlycleanandenvironmentallyfriendlyprocesstechnical.Keyword:WetElectrostaticPrecipitator；Highly-efficientdesulfurization；FullLoadDenitration；Highlycleanemission

1、前言

随着《大气污染防治行动计划》的颁布实施以及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》通知的联合发布，各发电企业为争取项目审批，对污染物控制提出了高于现行火电厂排放标准的防治要求，纷纷以燃气轮机机组排放限值作为参考，即要求烟尘、SO2和NOx排放浓度分别不超过5、35、50mg/Nm3（6%O2，干基）。针对以上的超清洁排放要求，传统的脱硝+除尘器+湿法脱硫的工艺路线已无法实现，需提出满足要求的更高效、清洁的污染物控制技术路线。

2、烟尘治理路线

目前燃煤机组最常用的除尘设备是静电除尘器。静电除尘器除尘效率最高可达到99.9%，但因受到飞灰特性和烟气温度等因素的影响，静电除尘效率会有所降低。近年来一些应用了新技术的静电除尘器出现，提高了除尘器的效率：

1）配置高频电源，强化对粉尘的荷电，减轻后续电场荷电压力[1]。

2）烟气调质装置，降低飞灰的比电阻，使比电阻高、难去除的粉尘变成易于荷电、易于振打清灰[1]。

3)低温静电除尘器，除尘器入口温度运行在90～95℃，烟气中酸性物质在粉尘表面的微孔中结露，形成电解质的表面，降低了表面比电阻，使粉尘变的容易荷电与清除。

4)移动电极静电除尘器，移动电极区的粉尘趋进速度要比常规电场高，有利于捕集高比电阻或者粒径较小的粉尘。

除了烟气调质造价高，效果与低温静电除尘器相近，不适合同时采用外，其它几种强化静电除尘器收尘效率的措施可以同时采用，可以取得较好的收尘效果。组合的设计原则一般是：低温静电除尘器+电场设置高频电源+末电场设置移动电极。与常规静电除尘器相比，新技术能耗低，对煤种适应性好，除尘效率高，除尘器出口烟尘排放浓度可以达到15~20mg/Nm3。

然而，即使除尘器出口的烟尘含量可以达到更高的水平，烟气经过湿法脱硫装置后，可能有石膏携带现象发生，从而造成烟尘含量增加。因此，需要对脱硫后的烟气进行再次除尘方能确保烟尘的超清洁排放，脱硫后湿式除尘器的设置必不可少。

湿式电除尘器的原理与干式静电除尘器类似，但是湿式静电除尘器对细小颗粒以及酸雾、气溶胶等有很高的捕集效率，细小颗粒捕集效率保证值可以达到70%～90%，对酸雾的捕集效率可以达到50%～80%。

综上，实现烟尘超清洁排放的路线如下：低温静电除尘器+高频电源+移动电极，使脱硫前烟尘含量控制在15~20mg/Nm3；脱硫后设置湿式电除尘器，使烟尘排放浓度控制在5mg/Nm3（6%O2，干基）以下。

3、高效脱硫技术

目前燃煤机组最常用的脱硫工艺是石灰石-石膏湿法脱硫，大部分电厂长期运行的脱硫效率在95%以上，但长期运行超过98%脱硫效率的工程较少。要实现SO2的超清洁排放，脱硫效率需达到98%甚至更高。高效的湿法脱硫技术有：双循环技术、双托盘技术、双回流液柱塔技术、FGDplus技术、湍流子技术等。

双循环技术相当于烟气经过了两级浆液循环，一级循环浆液pH控制在4.6-5.0，保证亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间。二级循环实现主要的脱硫洗涤过程，pH控制在5.8-6.4[3]，可保证较高脱硫效率。

双托盘技术是在吸收浆液喷嘴下部设置两层托盘，托盘产生的阻力造成气体流量均匀地分布在塔截面。在气体和浆液刚接触时形成了这种阻力使浆液均布，使浆液与烟气接触更充分，从而提高脱硫效率。双回流液柱塔技术的吸收塔采用U型结构，U型塔两侧均设置浆液喷射装置。烟气自塔左侧顶部进入，从塔右侧顶部排出，在塔内与浆液柱进行多次接触。浆液向上喷射并自由落下，液滴的破碎和凝聚一直发生，不断产生新表面，促进了SO2的吸收。

FGDplus技术与双托盘技术类似，是在吸收塔浆液喷嘴下部设置烟气均布装置，使烟气均匀分布，并在装置内部形成液膜，烟气从液膜通过时，与浆液充分接触，从而提高脱硫效率。类似的烟气均布技术还有旋汇耦合器(或称湍流子)。高效脱硫技术已在电厂脱硫中逐步实施，根据已建成项目的实施效果，脱硫效率可达到98%以上，满足SO2超清洁排放要求。

4、全负荷脱硝技术

目前燃煤机组最常用的脱硝技术是炉内低氮燃烧+炉后SCR工艺脱硝。

多年来各大锅炉厂开发积累了多种低NOx煤粉燃烧技术，目前采用的是第3代高级复合空气分级低NOx燃烧系统，锅炉出口NOx性能保证值一般在200～250mg/Nm3，甚至有些电厂锅炉出口NOx浓度性能保证值降低到150~200mg/Nm3。炉后SCR装置脱硝效率只需达到75~85%，采用2层催化剂+1层备用，即可实现超清洁排放。

然而，为避免NH4HSO4在空预器内凝结堵塞空预器，SCR运行最低烟温限制值为300～320℃，因而当锅炉负荷降低到50%BMCR附近时，脱硝装置不得不停止喷氨，难以保证低负荷条件下NOx浓度达到要求。但是通过一些措施，在低负荷下提高SCR入口烟温，可以做到全负荷区域脱硝。可以考虑的措施包括：

1）省煤器烟气旁路，用高温的旁路烟气加热省煤器后烟气。

2）省煤器给水旁路，在省煤器给水入口引出一路给水旁路，直接进入水冷壁，减少省煤器吸热，间接提高排烟温度。

3）省煤器上下分级，上级省煤器布置在SCR入口上游，下级省煤器布置在SCR出口。

4)设置“0号”高加，在汽轮机高压缸上增加一个抽汽口和一级高压加热器，当负荷降低时，投入这级增加的高压加热器，通过提高给水温度，减小换热量以提高烟气烟温。

对于新建机组，首选省煤器上下分级方案，既不影响锅炉效率，也不影响锅炉省煤器的造价。如果对低负荷脱硝范围要求不高，比如只要求最低脱硝负荷为50%时，也可以采取给水旁路的方案。对于改造机组，如果要求宽负荷脱硝，例如30%～100%都要脱硝，推荐烟气旁路方案；若脱硝负荷要求较窄，例如50%～100%负荷脱硝，推荐给水旁路方案。

5、结论

综上所述，燃煤发电厂超清洁排放的技术路线为：最新低氮燃烧→全负荷SCR脱硝→低温电除尘（高频电源+移动极板）→高效脱硫→湿式电除尘。

该技术路线可实现目前国内燃煤电厂大气污染物的超清洁排放，使烟尘、SO2和NOx排放浓度达到5、35、50mg/Nm3（6%O2，干基）的超清洁排放水平。

参考文献

[1]徐金苗等，高频电源对电除尘器性能及能耗影响的试验研究[J]，电力建设，2013(06)：73-77；

[2]黎在时等，提高电除尘效率的辅助措施[J]，电力设备，2005(09):22-24;

[3]田立江等，双循环多级水幕脱硫塔的设计和性能测试[J]，环境污染与防治，2008(07):52-54。