百万火电机组采用“趋零排放”环保减排技术的技术可行性浅析

孙翊博

百万火电机组采用“趋零排放”环保减排技术的技术可行性浅析

孙翊博

孙翊博 王 鹏

大唐东营发电有限公司

2013年，我国京津冀、华北地区、华东地区连续遭遇严重雾霾，各地长期以来盲目进行高速粗放型发展，不注重环保的恶果开始显现。2013年9月，国务院发布“史上最严厉”的《大气污染防治行动计划》，要求到2017年为止，全国地级以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10％以上。

在上述情况下，近年来国内电力行业中出现了“趋零排放”的概念，并陆续有小型示范项目建成及少数东南沿海燃煤电厂采用，应用业绩较好，值得借鉴。

什么是“趋零排放”

“趋零排放”是2011年以来，我国电力行业中渐渐兴起的燃煤电厂环保的新概念，即通过应用一系列的环保新技术、新设备、新材料，在现有基础上，大大降低燃煤电厂大气污染物的排放，达到或超越燃气机组的排放标准，使其污染物排放量与其消耗的煤炭总量相比趋近于零。

“趋零排放”的技术路线

国内所谓“趋零排放”的技术路线目前有两种：一种就是IGCC，即煤气化燃烧发电技术，此技术目前仍未成熟，成本高，经济性、可靠性差，本文不再赘述；另一种就是单塔双循环湿法脱硫+湿式电除尘+高效复合脱硝节能环保技术，但目前国内电厂采用该技术也只是采用其中的一种或两种。

单塔双循环湿法脱硫具体技术方案

单塔双循环湿法脱硫是将脱硫塔五个喷淋层分成两部分：一部分是脱硫塔底浆池→两台循环泵→最下面两个喷淋层→脱硫塔底浆池构成浆液循环，此级循环的脱硫率一般控制在40％～75％，循环浆液PH控制在4.5～5.0，该循环使脱硫形成的亚硫酸钙氧化彻底和脱硫剂充分溶解；另一部分是脱硫塔外浆池（AFT塔）→三台循环泵→上面三个喷淋层→浆液收集器（托盘）→浆液引流管→脱硫塔外浆池构成浆液循环。此级循环相当于烟气第二次脱硫，循环浆液PH控制在5.6～6.0，通过第一个循环后烟气干净，已得到初步净化，从而通过第二循环浆液PH控制更加有利于脱硫反应，脱硫效率更高。这种方法与典型五个喷淋层湿法脱硫相比主要增加了一个脱硫塔外浆池，脱硫塔内需要安装浆液收集器（托盘）和三级除雾器，占地比典型湿法脱硫大。通过上述工艺实现了两级循环浆液的性质以不同控制和脱硫反应条件的分步控制，适用于高含硫量煤、脱硫率要求高等情况。

单塔双循环湿法脱硫在通常情况下，脱硫效率可达98％以上，出口SO2将不大于35mg/Nm3。

湿式电除尘具体技术方案

湿式电除尘器通常简称WESP，与干式电除尘器的除尘基本原理相同，要经历荷电、收集和清灰三个阶段。

进入湿式电除尘器前的烟气，一般都要在喷雾塔或入口扩散段内增湿，并使之饱和。饱和烟气进入电场后，气流中的尘粒或雾滴很快就带上电荷，在电场力的作用下移向集尘电极，附着在极板上的雾滴连接成片，形成液膜，液膜连同尘粒在重力的作用下掉入除尘器下部的泥浆槽内。

湿法清灰是湿式电除尘器区别于干式电除尘器的特点之一。由于湿式电除尘器是利用极板上的液膜水流清楚灰尘的，无需振打装置，因此消除了粉尘的二次飞扬，提高了除尘效率。

湿式电除尘具有除尘效率高、压力损失小、操作简单、能耗小、无运动部件、无二次扬尘、维护费用低、生产停工期短、可工作于烟气露点温度以下、由于结构紧凑而可与其它烟气治理设备相互结合、设计形式多样化等优点。

湿式电除尘采用液体冲刷集尘极表面来进行清灰，可有效收集微细颗粒物（PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶）、重金属（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有机污染物（多环芳烃、二恶英）等。使用湿式电除尘后，含湿烟气中的烟尘排放可降到10mg/Nm3甚至5mg/Nm3以下，收尘性能与粉尘特性无关，适用于含湿烟气的处理，尤其适用在燃煤电厂湿法脱硫之后含尘烟气的处理上，后但设备投资费用较高，且需与其他除尘设备配套使用。

高效复合脱硝具体技术方案

高效复合脱硝指的是高效SNCR和SCR复合脱硝技术的组合。

高效SNCR脱硝是在炉膛或烟道合适温度（800～1100℃）的位置喷入氨基还原剂（或尿素），无需催化剂，利用还原剂释放出的NH3选择性地将烟气中的NOx还原为无害的N2和水，而基本上不与烟气中的O2发生作用。在环境温度下将氨水或尿素溶液雾化后加温气化，再经过加压，喷入脱硝反应区内，使其与烟气充分混合并进行反应。在反应过程中，脱硝温度应为800～1100℃。高温气化过程应采用分段逐步加热的方式进行，使温度更为均匀稳定，同时可充分利用锅炉排出烟气的热量对雾化的氨水或尿素溶液进行高温气化，节能效果显著。雾化的氨水或尿素溶液先与排放的中温烟气进行热交换，然后再与排放的高温烟气进行热交换，可使被加热的氨气的温度更加均匀，脱硝效果更好，更稳定。

高效SNCR工艺的温度控制至关重要，最佳反应温度为950℃，若温度过低，NH3的反应不完全，容易造成NH3泄漏；而温度过高，NH3则容易被氧化为NOx，抵消了NH3的脱除效率。温度过高或过低都会导致还原剂的损失和NOx脱除率下降。

高效SNCR脱硝不需采用昂贵的金属催化剂，一次投资成本少，占地面积小，结构简单，运行成本低，对锅炉风烟系统影响小，阻力小，检修方便，脱硝效果可达60％～70％，最高可达85％。

SCR脱硝是指是在催化剂作用下，还原剂NH3在290～400℃下将NOx还原成N2，而几乎不发生NH3的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。SCR系统主要由氨气供应系统、氨气喷射装置、催化反应器以及控制装置部分等组成，为降低烟气加热时的能量消耗，通常将SCR反应器置于空气预热器前端，省煤器的后部，即在高尘段布置。在空气预热器之前的水平管道上注入氨气，使之与烟气混合。

随后烟气沿烟道进入布置着催化剂的SCR反应器，烟气中的NOx在催化剂作用下与NH3发生催化还原反应生成N2。催化剂是整个SCR脱销系统的核心，催化剂的选用是由烟气温度、湿度、组分来确定的。截至目前，国内普遍使用的是商用钒系催化剂，如V2O5/TiO2和V2O5-WO3/TiO2。在形式上主要有板式、蜂窝式和波纹板式三种。该工艺于20 世纪70年代末首先在日本开发成功，80 年代以后，欧洲和美国相继投入工业应用。在NH3/NOx的摩尔比为1时，NOx的脱除率可达90％。

在燃煤电厂来，单独应用上述两种脱硝技术的任何一种都存在一定问题：只采用高效SNCR脱硝时，虽然投资运行费用低、结构简单，安全可靠，但60％～70％的实际脱硝率无法满足国家对燃煤电厂NOx排放的要求；只采用SCR脱硝时，实际脱硝效率在80％左右，但并不稳定，如运行工况偏离设计工况较大时，脱硝效率难以保证。同时，SCR脱硝中的催化剂非常昂贵，其置换费用约占SCR脱硝系统总价的60％～70％（国产的稍微便宜一些，但质量没有保证，催化剂的核心技术目前仍掌握在国外几家大企业手中），且存在催化剂中毒导致脱硝效率下降的风险，运行成本居高不下。所以单独采用高效SNCR和SCR这两种脱硝方法中的任意一种，都无法有效可靠的保证排放的NOx满足“趋零排放”的相关指标要求。而这两种脱硝系统分别应用于不同的烟气段，可联合运行，大幅提高锅炉排烟的脱硝效率，最高可达95％以上。

小结

作为燃煤火电机组来说，目前筹建的准入门槛之一就是必须达到或接近燃机的排放标准，百万机组以其巨大的耗煤量，在项目审批和环保监管上都更加面临着前所未有的严峻形势，那么如何有效的降低燃煤火电机组污染物排放就成了当务之急。本文所述的“趋零排放”环保减排技术从各分支技术来讲都是比较成熟的，也有部分应用业绩，经过合理的整合，将发挥出前所未有的减排效果。

10.3969/j.issn.1001-8972.2015.01.022