根据2015年12月11日国家三部委印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知, 加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐, 即烟尘排放小于5毫克/立方米、SO2小于35毫克/立方米、NOx小于50毫克/立方米, 将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成;将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区, 各省市也下发了相关文件, 超低排放超低排放实施时间提前和扩围, 超低改造刻不容缓。
1 脱硝技术
目前国内外应用成熟脱硝技术包括低氮燃烧 (LNB) 、选择性非催化还原 (SNCR) 、选择性催化还原 (SCR) 和混合法等。低氮燃烧技术进行低氮燃烧器改造, 无还原剂, 脱硝效率20%~60%。SNCR, 通过炉内930~1090 (9) 左右温度窗口喷还原剂, 无催化剂, 效率25%~50%, 固定投资少, 但氨过量3-5倍, 运行费用高, 氨逃逸易造成二次污染。SCR工艺, 在320~420 (9) 温度条件和在催化剂作用下, 喷氨水或尿素, 脱硝效率大于90%, 效率最高、技术成熟可靠, 运行费用较低, 成为超低排放的主力军。为实现超低排放改造, 考虑从以下方面着手。
1.1 采用联合工艺
煤粉锅炉可采用LNB+SCR联合工艺, 炉内经低氮燃烧改造, 抑制燃烧过程中NOx的生成, 减轻SCR处理负荷, 降低运行成本。对于已经实施LNB+SCR联合工艺但未达到超低排放指标, 甚至可以增加SNCR工艺处理, SNCR逃逸氨作为SCR反应的还原剂, 不仅实现25%~50%脱硝效果, 达到超低排放指标要求, 同时避免了SNCR氨逃逸二次污染。流化床锅炉一般采取SNCR工艺即可达到小于100mg/m3指标, 可根据炉型和现场布置采用与LNB或SCR联合工艺。
1.2 高效宽温催化剂
SCR工艺核心元件为催化剂, 催化剂目前已基本国产化, 价格相对便宜, 对反应器设置预留层装填预留层催化剂, 单层效率50%及以上即可实现超低排放, 对于装填量无法增加的装置可更换高效催化剂, 目前市场有高温、中温、中低温、低温型催化剂, 活性温度窗口宽, 可以根据锅炉烟气现场条件灵活进行改造, SCR可布置在高尘、低尘、尾部等。
1.3 优化系统设计
超低排放下形势下要求脱硝效率更高, 烟气参数的分布和氨逃逸等问题暴露出来。一是SCR氨逃逸问题。因此在设计上选择实力强大团队, 借助流场模拟优化设计, 合理设计喷氨格栅、烟气流场均布以及合理喷氨控制逻辑优化, 降低进出口氨氮偏差, 避免造成飞灰中氨味重以及反应器出口CEMS和烟囱CEMS指示氮氧化物偏差大等问题。二是针对SCR技术低负荷下无法投运问题, 可以采用两段式省煤器技术、加装省煤器烟道旁路、加装省煤器给水旁路、增加一个给水加热装置等方式提高低负荷条件下省煤器的出口烟温, 保证烟气脱硝装置的正常运行。
2 除尘技术
2.1 干式除尘 (DESP)
干式除尘DESP主要用于脱硫塔前端处理, 主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘、超净电袋除尘技术。针对电除尘的增效技术包括:低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等。袋式除尘常规的排尘浓度可达到≤30mg/m3, 滤袋寿命3年或以上。电袋除尘, 电袋除尘是将静电和过滤两种除尘技术复合在一起的除尘器。除尘效率≥99.9%, 粉尘排放≤20mg/m3。为实现超低排放采用较多为袋除尘和电袋除尘, 近两年出现了低低温电除尘, 这在上世纪90年代末开始在日本广泛应用, 低低温静电除尘技术通过烟气冷却换热器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到酸露点之下90~100 (9) , 烟尘比电阻降低, 能够提高除尘效率;同时烟气中SO3冷凝并粘附到粉尘表面, 被协同脱除;同时降低脱硫工艺水消耗和实现余热利用。
2.2 湿式电除尘 (WESP)
湿式电除尘采用液体冲刷集尘极表面进行清灰, 不受粉尘比电阻影响, 可有效捕集效率低的污染物, 主要用于解决FGD出口复合污染物 (石膏雨、酸雾、细微颗粒物、超细雾滴、汞等) 排放问题, 酸雾去除率可达到95%, 尘可达到5mg/m3以下。中电投远达环保工程公司自主研发的远达蜂窝管式湿式电除尘技术成功应用于渭河发电公司3号300兆瓦机组工程, 该除尘器入口粉尘浓度为32.3mg/Nm3, 出口粉尘浓度为0.8~1.5 mg/Nm3, 除尘效率95%以上
3 脱硫技术
烟气脱硫技术一般按脱硫产物的干湿形态可分为湿法、半干法和干法烟气脱硫工艺, 湿法脱硫技术约占85%左右, 国内外大型电厂, 90%以上采用石灰石-石膏法工艺, 主要是其效率高, 吸收剂价格便宜, 但其工艺流程较长, 投资大, 吸收剂系统较负责, 副产品石膏利用率不高。氨法脱硫实现了真正的循环经济, 硫铵化肥市场较好, 在小型锅炉上占有一定的市场。湿法脱硫技术路线可以分为:单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔 (液柱+喷淋双塔) 技术、双塔塔技术等不同流派。比较先进的为单塔双循环技术, 对于新建项目来说选择单塔双循环技术占地小, 投资省, 系统阻力小。为实现超低排放需要, 关键点在于提高脱硫效率, 降低氨逃逸、石膏雨 (硫铵雨) 、酸雾等。
4 烟气协同处理技术
烟气协同处理技术是目前烟气治理的重要的发展趋势, 即在同一设备或多个设备实现两种及以上污染物联合脱除, 与常规的烟气治理路线相比, 在实现同等甚至是更严格的排放指标情况下, 均具有一定的技术经济性优势。
5 超低排放技术路线
氮氧化物和二氧化硫的超低排放对于目前的技术来说都不是难题, 通过一定的措施较容易实现, 技术难点是总尘控制, 脱硫塔出口石膏雨、硫铵雨、酸雾等问题控制。目前超低排放技术路线主要围绕这个难点呈现出两个主要工艺技术路线, 一个是烟尘的终端治理, 主要以湿式电除尘为核心的技术路线, 二是烟气协同治理, 即烟气脱硫除尘协同治理技术。
5.1 超低排放工艺路线一
锅炉→脱硝 (LNB+SCR) →烟气冷却器 (FGC) →干式除尘 (DESP) →烟气湿法脱硫 (FGD) →湿式电除尘 (WESP) →烟囱。该技术路线是为满足烟尘排放浓度不高于5mg/m3, 在脱硫塔FGD后面加装WESP作为二级除尘设备, 目前主要用于石灰石-石膏法脱硫塔后面, 在氨法脱硫用加湿电的成熟经验还不足。WESP能够高效控制烟尘和去除石膏颗粒、SO3酸雾等污染物的排放, 适合脱硫除尘老系统的升级改造或者对指标控制特别严格的地区。日本上世纪90年代初采用的主要经典技术路线于此相似, 不同处在DESP和WESP后加装了烟气换热器GGH。因国内对排烟温度没有限制, 鉴于GGH投资、维护大, 大部分取消了GGH设置。该技术路线采用WESP, WESP阳极和阴极线、喷嘴等接触烟气的部件采用耐腐蚀不锈钢、玻璃钢材料, 成本较高。同时运行中除消耗的电量外, 还增加了循环水消耗、Na OH溶液消耗, 因此湿电除尘器的总运行成本较高, 且维护量增加。
5.2 超低排放工艺路线二
氧化脱硝 (SCR) →空气预热器 (AH) →干式除尘 (DESP) →烟气湿法脱硫除尘协同处理→烟气再热 (FGR, 可选择安装) →烟囱。为降低电厂环保设备的运行和投资费用, 高效烟气脱硫除尘协同处理技术成为了重要的研究方向。该工艺技术路线是采用低低温电除尘, 电除尘前安装了GGH, 烟气温度从120~140 (9) 左右降低到烟气酸露点以下 (约90 (9) ) 实现低低温电除尘, 有效控制尘和SO3含量, 减轻后端处理难度。保证进入脱硫塔入口的尘含量低于20mg/Nm3, 当然在国内除尘有采用干式除尘, 保证进入脱硫塔入口的尘含量低于30mg/Nm3, 脱硫与除尘主要在脱硫塔内实现。该技术路线避免了WESP带来的高投资、高能耗、高维护量。
6 结语
采用何种技术路线, 要根据自身条件, 着重从处理现状, 装置瓶颈, 改造空间出发, 选择技术可靠、经济性好的改造方案。属于改造升级的看原有电除尘器提效空间, 脱硫改造提效空间受限的项目, 对于近些年实施的项目原有除尘和脱硫改造空间大的可以采用路线二, 塔内增加高效喷淋、高效除尘除雾设施达到超低排放。对于新建的大型电厂机组采用路线二即高效脱硫除尘协同处理技术。
摘要：本文针对为实现超低排放对当前烟气脱硝、除尘、脱硫技术以及协同处理技术进行了分析, 针对升级改造和新建项目提出了相应的解决措施, 对目前较为成熟、经典的超低排放技术路线进行了简要分析, 为顺利实施超低排放技术改造项目提供合理建议化和对策。
关键词：燃煤锅炉,超低排放,技术路线
参考文献
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