超低排放引发技术不断完善

2015年将是我国燃煤电站锅炉新技术应用丰收的一年，到年底将有300余台锅炉烟气实现超低排放改造，会有许多节能减排新技术同时推广应用。”在5月21~23日召开的2015年全国电站锅炉受热面吹损防治技术交流研讨会暨2015年全国锅炉烟气SCR(选择性催化还原)脱硝催化剂再生技术交流研讨会上，中电联科技服务中心刘春文表示。

随着国家持续推进燃煤电厂的超低排放改造，在出台了脱硫脱硝除尘等电价补贴政策的同时，排放标准也渐趋严格。在减排重压下，燃煤电厂也在不断加大环保资金的投入。据中电联初步测算，仅2014年脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用就超过500亿元，而每年用于煤电环保设施运行的费用也超过了800亿元。在新的发展机遇和市场环境下，电厂等企业对新技术也更加关注。

一体化协同脱除在技术经济上可行

就目前的政策来看，燃煤锅炉烟气污染物超低排放势在必行，不光是东部地区，就是中西部也同样制定了相当严格的政策。今年年初山西省政府就要求现役单机30万千瓦及以上燃煤机组在确保正常电力生产供应的同时，全部完成超低排放的时间由2020年提前至2017年底。中国电力报记者在采访中得知，地处山西南部的大唐阳城电厂要实现上述目标具有一定的难度，由于该厂的设计是以无烟煤为燃料的坑口电站，采用W型火焰炉，而目前国内尚无W型火焰炉低氮燃烧改造成功的案例，当下该厂正在为实现超低排放进行技术攻关。

“目前，我国追求燃煤电站的超低排放是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气主要污染物排放标准达到燃气机组的排放标准，但低成本超低排放技术还需突破。”刘春文说。

西安热工研究院有限公司主任牛国平认为，一体化协同脱除技术是在传统分体脱除技术基础上发展而来，在脱除主污染物的同时脱除其他污染物或提供有利于脱除的条件，由此实现燃煤电厂烟气污染物的超低排放在技术经济上是可行的。

据本报记者了解，业内专家倡导的一体化协同脱除策略从技术经济角度而言，氮氧化物、粉尘、硫化物、汞等多个设备协同脱除，烟气净化系统应进行一体化设计和优化。协同脱除技术策略简单概括如下：氮氧化物协同脱除策略：炉内低氮燃烧+烟气SCR脱硝;粉尘协同脱除策略：干式电除尘器(低低温、高效电源、分区供电、振打优化、流场优化等)+湿法脱硫+湿式电除尘器;二氧化硫协同脱除策略：控制煤硫分+湿法脱硫+取消回转式烟气换热器(GGH);三氧化硫协同脱除策略：控制煤硫分+低氧化率SCR催化剂+烟冷器+干式电除尘器+FGD(烟气脱硫)+湿式电除尘器;汞协同脱除策略：汞氧化脱硝催化剂+烟冷器+静电除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器。

催化剂再生技术是大势所趋

在实现超低排放过程中势必要增加环保投入，而脱硝的投入就是一个不可忽视的领域。目前，我国燃煤电厂的脱硝普遍采用SCR技术。虽然脱硝催化剂再生处于起步阶段，但SCR脱硝装置大量使用再生催化剂是大势所趋，催化剂再生将成为催化剂更换的必由之路。

记者了解到，截至2014年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组容量约6.8亿千瓦，占全国火电机组容量的75%，占全国煤电机组容量的83.2%。按中国每兆瓦发电机组SCR脱硝催化剂初装量(两层)为 0.81~1.1立方米，SCR占95%以上估算，脱硝催化剂保有量约60万立方米。

中耐控股集团公司董事长蒋曦初告诉本报记者，催化剂的化学寿命一般按24000小时设计，所以新催化剂在运行3~4年后就需要更换。据了解，预计从2016年起，废催化剂的产生量约5~12万吨/年，呈每年递增趋势。

毋庸置疑，催化剂再生可为电厂节省一笔可观的催化剂购置费用，否则电厂除了要购置新催化剂外还需加大投入来处理废催化剂，而且若将其随意堆放或不当处置，将造成环境的二次污染和资源浪费。

江苏龙净科杰催化剂再生有限公司的李丁辉以一台60万千瓦机组为例，脱硝系统每天运行成本约为1.7万元，年均5000万元以上，催化剂置换或更新的成本每年约在500万元左右。如何在保证SCR脱硝效率的前提下延长催化剂的使用寿命，减少发电企业的运行成本，具有现实的社会效益和经济效益。

目前，业内普遍认为，废催化剂的再生处理正是解决上述问题的最佳途径。

电站锅炉受热面吹损防治技术市场有待完善

随着电力工业的快速发展，电站锅炉数量也在急剧增加，而锅炉在生产运行过程中，其受热面、预热器及烟道等表面积灰和结渣，是长期困扰生产而又难解决的问题。为此多数锅炉都备有蒸汽吹灰器等清灰设备，但这些传统的吹灰器在操作和性能上，存在着吹灰有死角、能耗高、维修费用大等弊端。这样就给古老的声学尤其是声能学研究带来了发展空间。据了解，40多年来，声波吹灰器经历了旋笛式声波吹灰器、膜片式声波吹灰器、共振腔式声波吹灰器、高效能大功率免维护声波清灰 器四代的发展。

原中科院声学研究所节能中心主任钟高琦告诉本报记者，当下声波吹灰器的生产厂家众多，名称各异，都声称最优，甚至出现不正当竞争，使得电厂难以正确抉择。

经过多方了解，本报记者得知，尽管市场上的声波吹灰器名目繁多，但从发声机制和原理来看，都属于上述四种类型，而且他们都被应用过，都有他们适用的场所，也都为电力的发展作出一定的贡献。

钟高琦指出，第四代声波清灰器是最适用于大机组和特大机组锅炉配置的吹灰器，尤其适合100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦级的机组锅炉以及循环流化床锅炉。“它的龙头优势是可以完全解除大机组和特大机组锅炉因吹灰而吹损爆管事故停炉的困扰和隐患。”至于经济效益方面，铜山华润电力有限公司的董务明以铜山华润对两台锅炉一级再热器区域声波清灰器技术改造为例，材料费和人工费用共216万元，年运行及维护费用约20万元，合计年投入236万元。再热汽温度平均提高4.1摄氏度，按照全年发电量120亿千瓦时、标煤单价600元/吨计算，节约原煤约136万元。如果只用蒸汽吹灰，管壁按照投产后的减薄速度，每两年换管3400余根，补焊4000余根，人工及材料费约为1000万元;工期各约20天，影响发电利润约6000万元。

折算损失约每年3500万元。如果停止蒸汽吹灰且无声波清灰，除长时间低负荷导致随时塌灰灭火的安全威胁外，再热蒸汽温度平均下降8～9摄氏度，增加发电煤耗0.39克/千瓦时，即使不计排烟损失的增加，一年仍增加运行费用约281万元。

董务明认为，增加声波吹灰的好处，除了改善稳燃环境、解决受热面吹损问题外，经济效益也能改观，这对诸多电厂的锅炉也有一定的借鉴意义。

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原标题：超低排放引发技术不断完善