考虑到我国的环境状况,国家对煤电企业的环境监管日益严格,燃煤电厂在选择超低排放技术路线时,应选择技术上成熟可靠､经济上合理可行､运行上长期稳定､易于维护管理､具有一定节能效果的技术｡烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜,因炉制宜,因地制宜,统筹协同,兼顾发展”的基本原则｡
颗粒物超低排放技术路线
燃煤电厂要想实现颗粒物超低排放,至少面临二方面技术的选择｡
一是烟气脱硝后烟气中烟尘的去除,可以称之为一次除尘技术,主流技术包括电除尘技术､电袋复合除尘技术和袋式除尘技术,电除尘技术通过采用高效电源供电､先进的清灰方式以及低低温电除尘技术等有机组合,可以实现除尘效率不低于99.85%,电袋复合除尘器及袋式除尘器可以实现除尘效率不低于99.9%｡
二是烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除或是脱硫后对烟气中颗粒物的脱除,可以称之为二次除尘或深度除尘,对于复合塔工艺的石灰石-石膏湿法脱硫,采用高效的除雾器或在湿法脱硫塔内增加湿法除尘装置,协同除尘效率一般大于70%,湿法脱硫后加装湿式电除尘器,颗粒物去除效果一般均在70%以上,且除尘效果较为稳定;对于干法､半干法脱硫,脱硫后烟气中颗粒物浓度较高,均是采用袋式除尘器或电袋复合除尘器,如不能实现颗粒物超低排放要求,也需加装湿式电除尘器｡
具体工程实际选择时需要结合工程实际情况,具体分析,考虑到各种技术的原理､特点及适用性､影响因素､能耗､经济性､成熟度等因素,综合考虑给出燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线｡
表1.颗粒物超低排放技术路线
二氧化硫超低排放技术路线
1、超低排放需要的脱硫效率
不同脱硫入口浓度满足超低排放要求时,需要不同的脱硫效率,为实现稳定超低排放,脱硫塔出口SO2浓度按30mg/m3控制,则可以算出,入口浓度1000mg/m3时,脱硫效率需不低于97%;入口浓度2000mg/m3时,脱硫效率需不低于98.5%;入口浓度3000mg/m3时,脱硫效率需不低于99%;入口浓度6000mg/m3时,脱硫效率需不低于99.5%;入口浓度10000mg/m3时,脱硫效率不低于99.7%｡脱硫塔入口浓度范围是超低排放应严格控制的条件,新建机组技术选择相对简单,而现役机组的应用技术､装备条件､场地等对技术选择影响很大｡
2、超低排放脱硫技术路线的选择
对于滨海电厂且海水扩散条件较好,符合近岸海域环境功能区划要求时,对于入口SO2浓度低于2000mg/m3的电厂,可以选择先进的海水脱硫技术｡
对于缺水地区,吸收剂质量有保证,入口SO2浓度低于1500mg/m3的300MW级以下的燃煤机组,可以选择烟气循环流化床脱硫技术;结合循环流化床锅炉的炉内脱硫效率,可以应用于300MW级以下的中等含硫煤的循环流化床机组｡
对于氨水或液氨来源稳定,运输距离短,且电厂附近环境不敏感,300MW级以下的燃煤机组,可以选择氨法脱硫｡
表2.烟气循环流化床、海水法、氨法脱硫超低排放技术
其他情况下主要采用石灰石-石膏湿法脱硫,对于脱硫效率要求在97%以下时,可以选择传统空塔喷淋提效技术;对于脱硫效率要求在98.5%以下时,可以选择复合塔脱硫技术中的双托盘塔､沸腾泡沫塔等;对于脱硫效率要求在99%以下时,可以选择旋汇耦合､双托盘塔等技术;对于脱硫效率要求在99.5%以下时,可以选择单塔双pH值､旋汇耦合技术;对于脱硫效率要求在99.7%以下时,可以选择双塔双pH值､旋汇耦合技术｡当然,脱硫效率较高的脱硫技术能满足脱硫效率较低的要求,技术选择时应同时考虑经济性､可靠性｡
表3.石灰石-石膏湿法脱硫超低排放技术
氮氧化物超低排放技术路线
锅炉低氮燃烧技术是控制氮氧化物的首选技术,在保证锅炉效率和安全的前提下应尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度｡对于煤粉锅炉,应通过燃烧器改造和炉膛燃烧条件的优化,确保锅炉出口氮氧化物浓度小于550mg/m3｡炉后采用SCR烟气脱硝,通过选择催化剂层数､精准喷氨､流场均布等措施保证脱硝设施稳定高效运行,实现氮氧化物超低排放｡
对于循环流化床锅炉,应通过燃烧调整,确保氮氧化物生成浓度小于200mg/m3｡通过加装SNCR脱硝装置,实现氮氧化物超低排放;如不能满足超低排放要求,可在炉后增加SCR,采用一层催化剂｡
对于燃用无烟煤的W型火焰锅炉,也应在保证锅炉效率和安全的前提下尽可能降低锅炉出口氮氧化物的浓度｡但目前尚难以做到较低,仅靠炉后的SCR较难稳定满足氮氧化物的超低排放要求,国内外尚无成功案例,需要进一步研究｡
表4.各种炉型氮氧化物超低排放技术路线
典型的烟气污染物超低排放技术路线
烟气污染物超低排放涉及到烟气中颗粒物的超低排放､二氧化硫的超低排放以及氮氧化物的超低排放,每种污染物的超低排放都可以有多种技术选择,同时还需考虑不同污染物治理设施之间的协同作用,因此会组合出很多的技术路线,适用于不同燃煤电厂的具体条件｡颗粒物的超低排放技术不仅涉及到一次除尘,而且涉及到二次除尘(深度除尘),比较而言,技术路线选择较多,这里仅以颗粒物超低排放为例,介绍近几年发展起来的得到较多应用的典型技术路线｡
1.以湿式电除尘器做为二次除尘的超低排放技术路线
湿式电除尘器作为燃煤电厂污染物控制的精处理技术设备,一般与干式电除尘器和湿法脱硫系统配合使用,也可以与低低温电除尘技术､电袋复合除尘技术､袋式除尘技术等合并使用,可应用于新建工程和改造工程｡对PM2.5粉尘､SO3酸雾､气溶胶等多污染物协同治理,实现燃煤电厂超低排放｡
根据现场场地条件,WESP可以低位布置,占用一定的场地;如果没有场地,也可以高位布置,布置在脱硫塔的顶端｡颗粒物的超低排放源于湿式电除尘器的应用,2015年以前燃煤电厂超低排放工程中应用WESP较为普遍｡WESP去除颗粒物的效果较为稳定,基本不受燃煤机组负荷变化的影响,因此,对于煤质波动大､负荷变化幅度大且较为频繁等严重影响一次除尘效果的电厂,较为适合采用湿式电除尘器作为二次除尘的超低排放技术路线｡
当要求颗粒物排放限值为5mg/m3时,WESP入口颗粒物浓度宜小于20mg/m3,不宜超过30mg/m3｡当要求颗粒物排放限值为10mg/m3时,WESP入口颗粒物浓度宜小于30mg/m3,不宜超过60mg/m3｡当然,WESP入口颗粒物浓度过高时,还可通过增加比集尘面积､降低气流速度等方法提高WESP的除尘效率,实现颗粒物的超低排放｡
2.以湿法脱硫协同除尘做为二次除尘的超低排放技术路线
石灰石-石膏湿法脱硫系统运行过程中,会脱除烟气中部分烟尘,同时烟气中也会出现部分次生物,如脱硫过程中形成的石膏颗粒､未反应的碳酸钙颗粒等｡湿法脱硫系统的净除尘效果取决于气液接触时间､液气比､除雾器效果､流场均匀性､脱硫系统入口烟气含尘浓度､有无额外的除尘装置等许多因素｡
对于实现二氧化硫超低排放的复合脱硫塔,采用了旋汇耦合､双托盘､增强型的喷淋系统以及管束式除尘除雾器和其他类型的高效除尘除雾器等方法,协同除尘效率一般大于70%,可以做为二次除尘的技术路线｡2015年以后越来越多的超低排放工程选择该技术路线,以减少投资及运行费用,减少占地｡
当要求颗粒物排放限值为5mg/m3时,湿法脱硫入口颗粒物浓度宜小于20mg/m3｡当要求颗粒物排放限值为10mg/m3时,湿法脱硫入口颗粒物浓度宜小于30mg/m3｡
3.以超净电袋复合除尘为基础不依赖二次除尘的超低排放技术路线
采用超净电袋复合除尘器,直接实现除尘器出口烟尘<10mg/m3或5mg/m3｡对后面的湿法脱硫系统没有额外的除尘要求,只要保证脱硫系统出口颗粒物浓度不增加,就可以实现颗粒物(包括烟尘及脱硫过程中生成的次生物)<10mg/m3或5mg/m3,满足超低排放要求｡
该技术路线适用于各种灰份的煤质,且占地较少,电袋复合除尘器的出口烟尘浓度基本不受煤质与机组负荷变动的影响｡2015年以后在燃煤电厂超低排放工程中,该技术路线的应用明显增多｡
燃煤电厂现有的除尘､脱硫和脱硝等环保设施对汞的脱除效果明显,基本都可以达标｡对于个别燃烧高汞煤,汞排放超标的电厂,可以采用单项脱汞技术｡
原标题：【技术干货】烟气超低排放技术路线汇总
