燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究
2023年10月29日发(作者：给校长的一封信范文400字(精选16篇))
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燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究王济平(国家电投集团远达环保工程有限公司，重庆 401122)摘要：随着国家大气污染治理的深入推进，燃煤电厂超低排放改造取得阶段性成效。文章以燃煤电厂污染物排放为研究对象，分别介绍了二氧化硫(SO2)、烟尘、氮氧化物(NOx)超低排放改造思路，并针对不同入口条件，提出了实现超低排放改造的技术路线。关键词：超低排放；技术路线；燃煤电厂中图分类号：X51 文献标志码：A 文章编号：1008-4800(2021)04-0051-02
DOI:10.19900/1008-4800.2021.04.026Research on Ultralow Emission Technology Route of Flue Gas Pollutants in
Coal Fired Power PlantsWANG Ji-ping
(State Power Investment Group Yuanda Environmental Protection Engineering Co., Ltd., Chongqing 401122, China)Abstract: With the deepening of the national air pollution control, the ultra-low emission transformation of coalf ired power plants has
achieved phased results. Taking the pollutant emission of coalf ired power plants as the research object, this paper introduces the ultralow
emission transformation ideas of sulfur dioxide (SO2), smoke and nitrogen oxides (NOx), and puts forward the technical route to realize
the ultra-low emission transformation according to different inlet conditions.
Keywords: ultralow emission; technical route; coal f ired power plant1 SO2超低排放技术路线对于脱硫装置(FGD)而言，燃气机组标准要求达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度35 mg/Nm3)要高于重点控制区域执行的特别排放限值需达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度50 mg/Nm3)，但随着FGD入口SO2浓度的提高，脱硫效率的差异越来越小，针对不同机组，路线选择如下：(1)已建燃煤机组。对于采用干法/半干法脱硫技术的机组，要达到燃气机组排放标准，需进行湿法改造，改造方案参照现有湿法装置改造路线。考虑到回转式GGH的泄漏，需执行燃气机组排放标准的脱硫装置均需拆除GGH，同时烟囱进行防腐[1-4]。对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的已建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，改造路线如下：①燃烧低硫煤机组。原设计净烟气排放浓度相对较低，可通过进一步降低燃煤含硫量，满足燃气轮机组排放标准。②FGD入口浓度低于3 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用串联塔技术，一级吸收塔脱硫效率80%～90%，控制一级吸收塔出口浓度到500～700 mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。实际改造中，为降低投资和缩短改造停机时间，可利旧原有吸收塔，在原有吸收塔之前增加预洗涤吸收塔。(2)新建燃煤机组。对于新建燃煤机组，为了达到35 mg/Nm3以下的燃机排放标准，原则上考虑不设置GGH，脱硫技术需采用石灰石-石膏湿法脱硫技术。对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的新建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，技术路线如下：①燃烧低硫煤机组。若入口SO2浓度1 000 mg/Nm3以下，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，吸收塔一般只需设置三～四层喷淋层，即可控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。②FGD入口浓度低于3 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用双循环U型塔技术，前塔脱硫效率约80%，后塔脱硫效率约96%～98%，可以控3制SO2排放浓度35 mg/Nm以下。后塔还可以预留增加双相整流烟气脱硫装置空间，以适应更高的环保要求。2 烟尘超低排放技术路线目前，火电机组主要的除尘方式为电除尘器，部分机组安装了袋式除尘器或电袋除尘器。按照新标准，须对环保系统各单元的除尘效率进行综合分析，采用干式除尘、湿法脱硫以及湿式电除尘等进行协同控制，建立烟尘控制大系统，并对各单[5-6]元进行优化控制，实现烟尘超低排放。①原除尘器出口(1)烟囱出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下：烟尘浓度30 mg/m3以上，可采取改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30 mg/m3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度20 mg/m3以下。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等。②原除尘器出口烟尘浓度小于30 mg/m3，可采取对除尘或脱硫进行改造，建议综合比较除尘改造与脱硫改造的技术经济性，确定最终技术路线。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等；脱硫系统改造可采用增加喷淋层、串联塔等。①脱硫系统可改造。(2)烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m3以下：改造湿法脱硫系统，使脱硫系统的除尘效率提高到60%～75%；同时改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下， | 51经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。②脱硫系统不具备改造条件。改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到330～80 mg/m，加装湿式电除尘后烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。采(3)新建机组：建议烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m3以下。用结合高效除尘器和新型湿法脱硫的一体化技术路线，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下，新型湿法脱硫系统的除尘效率达到60%～75%以上，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。波动引起的NOx浓度大幅波动；通过燃烧优化调整、低氧燃烧等手段降低NOx的生成。(c)在炉后增设SCR装置，反应器设置“2+1”“/2+2”“/3+1”等催化剂层模式进行设计。CFB锅炉可行的NOx②为达到100 mg/m3的特别排放限值，减排技术路线包括：(a)优先采用SNCR工艺，优化设计方案，尽可能提高SNCR工艺的设计效率。(b)当SNCR工艺不能满足排放要求时，在炉后适当位置增设SCR反应器。锅炉可行的NOx减排技术③为达到50 mg/m3的排放限值，路线包括：(a)通过低NOx燃烧技术将燃用烟煤的锅炉NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用贫煤的锅炉NOx控制到500 mg/Nm3以下；(b)通过配煤等手段，保持入炉煤煤质稳定，减少应煤质波动引起的NOx浓度大幅波动；通过燃烧优化调整、低氧燃烧等手段降低NOx的生成；(c)在炉后增设SCR装置，反应器设置“2+1”/
“2+2”“/3+1”等催化剂层模式进行设计；(d)CFB锅炉炉膛出口氮氧化物浓度约150～250 mg/m3，部分机组采用脱硝效率约40%～70%的SNCR装置，控制氮氧化物排放浓度到100 mg/m3，为进一步达到燃机排放标准50 mg/m3，需在炉外加装烟气脱硝SCR装置，但需考虑流化床锅炉的飞灰特性对SCR催化剂的长期稳定运行的不利影响。对于机组脱硝，要充分发挥低氮燃烧器的效能和烟气脱硝SCR技术，可控制氮氧化物排放浓度达到燃机排放标准50 mg/m3。对燃用无烟煤的W型机组，采用先进的燃烧器后加烟气脱硝SCR技术，可以使大部分脱硝反应器出口达到50 mg/Nm3的排放标准。3 NOx超低排放技术路线目前，适用于燃煤电厂成熟的氮氧化物(NOx)控制技术主要有三种：低氮燃烧系统技术(LNB)、选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)、选择性催化还原脱硝技术(SCR)。其中，SCR脱硝技术具有技术成熟，脱硝效率高等特点被广泛使用[7-8]。(1)低氮燃烧系统。对于不同的锅炉、不同的煤质，对锅炉燃烧器选择和改造均有不同要求，燃烧器改造后的效率也不一样。一般的低氮燃烧器降低NOx的效率为20%～50%。对新建锅炉，采用技术成熟的燃烧系统，能有效降低炉膛选择低氮燃烧器时，应考虑目前煤质和远期规出口NOx排放。划用煤，再针对煤质、锅炉型式、燃烧器对锅炉效率影响等经济技术比较，并合理控制锅炉炉膛出口NOx排放值。对现役锅炉确定是否进行低氮燃烧系统改造，需要考虑煤质、锅炉型式、燃烧器型式、锅炉效率影响、锅炉寿命等经济性合理性，再确定是否低氮燃烧器改造。确定对锅炉燃烧器改造时，需充分考虑锅炉燃烧经济性以保证炉膛出口NOx控制。采用低氮燃烧技术可能对锅炉运行性能产生一些影响。(2)SNCR脱硝。SNCR脱硝效率约为15%～40%(对CFB锅炉约为30%～70%)，同时会降低锅炉燃烧效率，在实际应用中受机组负荷，炉膛温度区域变化等条件限制，脱硝效率不高；还原剂的利用率低(约为15%～30%)，消耗量较大，氨逃逸率较高(约为-6-65.0×10～10.0×10)。因此，选择地采取SNCR工艺。通过技术经济分析比较，对脱硝效率要求低的项目可采用SNCR脱硝技术。(3)烟气SCR脱硝。SCR是燃煤电厂普遍采用的烟气脱硝技术，脱硝效率高。SCR脱硝所采用的氧化钛基催化剂对运行温度范围有限制要求(310～427 ℃)，布置在省煤器与空气预热器之间，能将NOx排放控制在50 mg/Nm3或者更低。SCR脱硝装置运行中存在的问题是催化剂冲蚀破损、催化剂失活过快。特别是煤质特性变化较大，燃用高灰分、高硫煤，以及负荷变化较大时，会导致催化剂体积增加、催化剂化学寿命降低等问题。此外，SO2/SO3转化率和氨逃逸量控制不当时，生成的硫酸氢铵在空预器换热面上积聚，造成积灰堵塞和腐蚀等问题。综上所述，燃煤电厂脱硝改造技术方案的选择，主要根据机组容量、投资与运行成本等技术经NOx排放现状与控制目标、济分析后确定。原则上应尽可能采取低氮燃烧方式，在炉内燃烧过程中最大限度地抑制NOx的生成，从而减少SNCR与SCR烟气脱硝装置的建设和运行费用，降低氮氧化物的减排总成本。燃煤锅炉可行的NOx①为达到100 mg/m3的特别排放限值，减排技术路线：(a)通过低NOx燃烧技术将燃用烟煤的锅炉NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用贫煤的锅炉NOx控制到500 mg/Nm3以下；采用W火焰炉燃用无烟煤的锅炉NOx控制到800 mg/Nm3以下。(b)通过配煤等手段，保持入炉煤煤质稳定，减少应煤质52 |
4 结语燃煤电厂污染物超低排放主要针对SO2、烟尘及NOx，涉及低氮燃烧、SCR脱硝、除尘及脱硫改造。SO2在炉内燃烧生成，主要由脱硫塔脱除；NOx首先在炉内燃烧生成，然后经过SCR时被部分脱除，其最终的排放由低氮燃烧和SCR脱硝共同决定；烟尘主要由干式除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器(可选)联合脱除；因此，煤燃烧生成单个污染物需要多个设备协同治理，所有污染物的脱除需要一体化考虑。本文的研究，可为燃煤电厂实现超低排放提供技术参考。参考文献：[1]张莹莹.燃煤锅炉烟气超低排放技术研究[J].节能与环保，2020 (12): 65-66.[2]郭庆，侯刚.煤粉锅炉烟气超低排放改造[J].山东化工，2020, 49(21): 246-247.[3]程厚德，曹宝辰.燃煤电厂超低排放改造关键问题探究[J].现代工业经济和信息化，2020, 10(10): 56-57.[4]董磊.火电厂超低排放措施探究[J].环境与发展，2020,
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