“近零排放”技术路线探索

“近零排放”技术路线探索

乔加飞，周洪光

(神华国华(北京)电力研究院有限公司， 北京100025)

摘要：鉴于我国环境压力的日益严峻，燃煤电厂“近零排放”理念不断升温。从燃煤电厂对烟尘、二氧化硫和氮氧化物的控制现状分析入手，梳理了各种烟气污染物排放控制技术的特征，并在此基础上完成了“近零排放”技术路线的探索。经新建机组和已投产改造机组的生产实践证明，该技术路线完全可以满足“近零排放”的要求。

关键词：火力发电厂；近零排放；技术路线

收稿日期：2015-04-24

作者简介：乔加飞(1984—)，男，河南商丘人，工程师，博士，主要从事热力系统设计优化以及节能环保相关研究，E-mail：wenqingqjf@163.com

中图分类号：X51

收稿日期：2015-04-23

DOI: 10.14068/j.ceia.2015.04.001

我国能源资源的基本国情是富煤贫油少气，煤炭资源总量为5.9万亿t，占全国一次能源资源总量的94%[1]，石油、天然气资源仅占6%。从实际消费情况来看，我国2013年煤炭供应在一次能源供应中的份额高达67.5%，占据绝对主导地位。虽然石油和天然气供应在一次能源供应中也占据一定份额，但其对外依存度已经分别高达58%和30%。因此可以预见，煤炭消费在我国相当长的一段时间内依然会保持主导地位。

燃煤电厂大气污染物排放达到燃机排放限值，烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度分别降至5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，即为燃煤电厂“近零排放”。本文结合相关污染物控制技术的分析和优化集成，对烟尘、二氧化硫和氮氧化物的控制进行了深入研究，并对“近零排放”技术路线的探索情况进行介绍，以期为实现燃煤机组“近零排放”提供参考。

1烟尘控制技术

1.1　技术概况

随着环保标准的逐步提高，一些除尘新技术也逐渐得到应用，如电袋除尘器、旋转电极技术、烟气调质技术、高频电源/三相电源/脉冲电源技术、低低温电除尘技术、粉尘凝聚技术、分区供电技术、湿式电除尘器技术等。

电袋除尘器的应用相对较多。如大唐洛河电厂于2008年前后将其4台320 MW机组由电除尘器改为电袋除尘器，改造后烟尘排放浓度控制在30 mg/m3以内；北方联合电力包头第一热电厂将固定电极电除尘器改造为旋转电极式电除尘器，改造完成后出口烟尘排放浓度达到30 mg/m3以下。除尘器高频电源的改造在国内也有不少应用。如上海外高桥第三电厂对其8号机组的两台三室四电场电除尘器进行了改造，24台工频电源全部更换为高频电源，电除尘器出口烟尘排放浓度由改造前的42 mg/m3降低到17 mg/m3，减排率达到59.5%。

从调研结果来看，近些年，除尘技术发展很快，新技术应用也很多，前期技术积淀为“近零排放”的实施提供了很多借鉴。但无论哪种单一的除尘技术都不能使得烟尘出口浓度降低至5 mg/m3。因此，“近零排放”烟尘控制的研究内容便演变为对各技术方案的论证和不同技术之间的集成[2]。

1.2　技术路线论证

电袋除尘器的工作原理是在电除尘区域利用电场吸收大部分烟尘颗粒，利用烟气过滤袋收集带有电荷但未被电除尘区域收集的微细粉尘。因此，电袋除尘器除尘效率一般会比常规静电除尘器高。但电袋除尘器在实际应用中也出现了诸多问题，该技术的安全可靠性成为阻挡其推广应用的主要因素。此外，电袋除尘器的使用增加了烟道阻力，部分机组生产数据表明，烟道阻力的增加远大于设计值，明显影响厂用电率。基于以上分析，电袋除尘器是本次研究应用的低优先级考虑方案。

高比电阻粉尘所导致的反电晕和振打引起的二次扬尘很大程度上影响了电除尘器的除尘效率，成为常规静电除尘器所面临的主要问题之一。旋转电极技术是通过将除尘器的电场更改为前级固定电极电场加后级旋转电极电场[3]，旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转的清灰刷，附着于回转阳极板上的粉尘在尚未达到形成反电晕的厚度时，就被布置在非电场区的旋转清灰刷清除，因此不会产生反电晕，减少了二次扬尘，进而提高了除尘器除尘效率。

高频电源是将工频电源经整流桥整流成约530 V的直流电流，再经逆变电路逆变成20 kHz以上的高频交流电流[4]，然后通过高频变压器升压，再经高频整流器进行整流滤波，形成40 kHz以上的高频电流。高频电源可以供给电场更高的平均电压，其电压一般比工频电源高1/4左右。高频电源还可以使粉尘荷电量提高，从而提高粉尘驱尽速度，提高除尘效率。此外，高频电源比工频电源更节能，因为其本身效率和功率因数皆大于0.9，远高于常规工频电源。

但即使同时采用旋转电极和高频电源改造，除尘器出口的烟尘浓度也很难降低至10 mg/m3。鉴于烟气经过脱硫装置后一般要带出一定量的石膏粉尘，因此该方案下最终烟尘排放浓度很难达到5 mg/m3的“近零排放”目标。

与干式除尘器的主要工作原理基本相同[5]，湿式静电除尘器利用电场力的作用使集尘极吸附带有负离子的烟尘颗粒，从而达到除尘目的。湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排出。同时喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率，利于微尘向极板移动[6]。调研和理论分析皆表明，当湿式除尘器的进口烟尘浓度低于20 mg/m3时，其出口烟尘浓度可减少至5 mg/m3以下。

基于以上分析，“近零排放”烟尘控制技术路线确定为：脱硫装置前采用“旋转电极+高频电源”技术的静电除尘器+脱硫装置后采用湿式电除尘器。

2二氧化硫控制技术

2.1　技术概况

火力发电厂应用最广泛的脱硫技术为湿法烟气脱硫技术，但是该技术烟气出口二氧化硫浓度很难达到35 mg/m3的目标。以三河电厂为例，三河一、二期4台机组皆采用传统的湿法脱硫，图1和图2分别为2010—2013年4台机组脱硫系统出口的二氧化硫浓度大于35 mg/m3和大于50 mg/ m3的时间统计。

图1　2010—2013年脱硫系统出口二氧化硫浓度 大于35 mg/m 3时间统计/h Fig.1　The length of time when the SO 2 concentration exceeds 35 mg/m 3 at the desulfurization system outlet during 2010-2013

图2　2010—2013年脱硫系统出口二氧化硫 浓度大于50 mg/m 3时间统计/h Fig.2　The length of time when the SO 2 concentration exceeds 50 mg/m 3 at the desulfurization system outlet during 2010-2013

从图中可以看出，4台机组烟气出口二氧化硫浓度超过35 mg/m3较为常见，其中1号、2号和3号机组的二氧化硫排放浓度较高，其出口二氧化硫浓度超过50 mg/m3的小时数也较多。4号机组的二氧化硫排放浓度相对较低，但年均约800 h排放浓度超过35 mg/m3，200 h排放浓度超过50 mg/m3，即：达不到“近零排放”要求的小时数为800 h，不能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)表1排放浓度限值规定的200 h。由此可以看出，传统脱硫技术难以满足“近零排放”要求。

2.2　技术路线论证

脱硫装置提效增容方案主要有以下几个[7]：

(1)原吸收塔改造方案

改造原吸收塔的具体方法包括改造原有喷淋层、增加喷淋层和改造其他系统。

改造原喷淋层主要是增加吸收塔体高度及相关设备，并增加浆液池容积，进行增容。国电菏泽发电有限公司三期2×330 MW机组湿法脱硫增容改造工程即采用此方案。系统增容改造后脱硫率不小于96.2%，且FGD出口二氧化硫浓度小于200 mg/m3。增加喷淋层主要是通过增添喷淋层及其他设备的相关改造进行增容。贵州华电大龙发电有限公司2×300 MW机组采用增加吸收塔体高度并设置增加两层喷淋(共计6层喷淋)方案，脱硫效率达到97%。

(2)双吸收塔联合处理方案

双吸收塔联合处理方案的具体改造内容为增加一个辅塔，与原脱硫塔形成串联，从而完成对烟气的两级处理。大唐桂冠合山发电公司300 MW等级机组脱硫增容改造工程采用“双吸收塔串联”增容改造方案，烟气脱硫效率达到97.8%，二氧化硫排放浓度降低到200 mg/m3以下，达到了在燃烧劣质煤条件下低排放的目标。

(3)两炉一塔增一塔方案

针对两炉一塔的脱硫方式，将两炉一塔改为一炉一塔，原有吸收塔处理一台炉的烟气，新建吸收塔处理另一台炉的烟气。广西柳州发电有限责任公司2×220 MW 机组石灰石-石膏湿法脱硫增容改造即采用此方案。原采用石灰石-石膏湿法脱硫系统保持不变，供一台炉脱硫使用，新建一套脱硫系统供另一台炉脱硫使用，脱硫效率大于97%。

(4)重建吸收塔方案

重建吸收塔方案的改动量和投资都较大，只有在电厂脱硫系统脱硫能力严重不足或者出现重大故障时，才适合采用该方案。

以上方案和技术皆相对比较成熟，针对不同类型的机组采用不同的方案是“近零排放”二氧化硫控制的原则。此外，为了更好地确保“近零排放”二氧化硫排放目标的完成，还开展了一系列创新研究。对于常规喷淋塔脱硫装置在提高脱硫效率方面研发了防止烟气贴壁的专利技术，并增加1～2个喷淋层，以最经济的改造方式完全可以将在役机组脱硫效率提高到98%以上，实现二氧化硫排放浓度不高于35 mg/m3的目标。以三河电厂1号机(300 MW)为例，改造后，经河北省环境监测站和华北电科院测试，在满负荷工况下，二氧化硫排放浓度下降到9～12.62 mg/m3。

将成熟的湿法脱硫技术和脱硫创新技术相结合，形成高效脱硫技术，是研究确定的“近零排放”二氧化硫控制技术路线。

3氮氧化物控制

“近零排放”氮氧化物控制的技术路线研究起步较早，相对较成熟。从2010年开始便确定了炉内低氮燃烧+SCR脱硝技术路线，锅炉出口氮氧化物指标为100～200 mg/m3，SCR按80%～85%脱硝效率计算，脱硝出口氮氧化物指标为20～40 mg/m3，优于燃气轮机50 mg/m3的排放标准。

>>“近零排放”的成功实施是基于先进环保技术和科学系统集成的技术路线的成功

在锅炉低氮燃烧技术方面，与烟台龙源和上海锅炉厂等分别研发了复合式空气分级低NOx燃烧技术，可有效控制炉内燃烧过程中NOx的生成；同时优化主燃烧器区域的风门结构，确保低负荷和满负荷时主燃烧器区域的过量空气系数在同一水平，从而有效控制低负荷的NOx的排放。宁海电厂一期工程3号机通过对锅炉燃烧系统的改造，锅炉NOx的排放浓度达到100 mg/m3左右。

SCR脱硝技术成熟可靠，目前在国内大容量机组上大量采用，该技术方案没有技术风险，适当增加催化剂数量，能够实现85%的脱硝效率。同时还需加大对全负荷脱硝技术和中、低温催化剂的研发力度，力争将催化剂的使用温度由300℃以上降低到270～280℃，实现锅炉最低稳燃工况以上全负荷脱硝。

4“近零排放”技术整体应用

舟山4号机组“近零排放”整体技术路线为：锅炉低氮燃烧+SCR脱硝技术+高频电源电除尘器+电除尘(4个常规电极+1个旋转电极)+湿式电除尘器+高效海水脱硫技术。2014年6月25日，舟山电厂4号机组作为全国首台新建“近零排放”燃煤机组通过168 h试运后，正式投产运行，各项环保指标达到并优于“近零排放”要求，如表1所示。

表1　舟山电厂4号机组大气污染物排放情况

2014年6月，浙江省环境监测中心对舟山电厂4号机组进行第三方独立烟气监测，监测结果显示：粉尘排放浓度为2.46 mg/m3，二氧化硫浓度为2.76 mg/m3，氮氧化物浓度为19.8 mg/m3，均优于现行国内天然气机组排放限值标准，并达到该标准的1/2。

三河1号机组“近零排放”整体技术路线为：锅炉低氮燃烧+SCR脱硝技术+高频电源电除尘器+低温电除尘(4电场)+湿式电除尘器+高效石灰石湿法脱硫技术+烟塔合一技术。2014年6月23日，作为京津冀地区首台“近零排放”机组的三河电厂1号机组一次并网成功，1号机组湿式电除尘器、低温省煤器、高频电源、脱硫增容提效等“近零排放”改造系统同步投入运行。华北电科院和河北省环保监测站测试数据显示，负荷350 MW时，烟尘浓度为3.62～5 mg/m3、二氧化硫浓度为9～12.62 mg/m3、氮氧化物浓度为30～43.22 mg/m3，均小于燃气发电机组大气污染物排放限值，成为国内首个现役燃煤机组改造后排放指标优于燃机污染物排放指标的电厂。

5结论

从烟尘、二氧化硫和氮氧化物控制的技术论证和集成角度， “近零排放”技术路线探索结论如下：

(1)通过高频电源等改造辅以湿式除尘器，燃煤机组的烟尘排放可低于5 mg/m3；

(2)通过采用高效湿式脱硫技术，燃煤机组的二氧化硫排放可低于35 mg/m3；

(3)通过采用低氮燃烧改造和SCR脱硝技术，燃煤机组的氮氧化物排放可低于50 mg/m3。

“近零排放”的成功实施是基于先进环保技术和科学系统集成的技术路线的成功，将为整个电力及相关工业行业的环保工作提供直接参考和有益借鉴，也将成为推动国家减排治污工作的有利工具。

参考文献(References)：

[1]王显政. 煤炭主体能源地位突出以煤为基、多元发展是我国能源安全战略的必然选择[J]. 中国煤炭工业, 2014(4): 24-25.

[2]朱法华, 王圣. 煤电大气污染物超低排放技术集成与建议[J]. 环境影响评价, 2014(5): 25-29.

[3]姚淑勇, 郭峰, 徐小峰, 等. 旋转电极式电除尘器性能及可靠性研究[J].电站系统工程, 2012, 28(2): 73-74.

[4]奚朝阳. 高频脉冲电源除尘器的节能效果与除尘效率[J]. 能源与节能, 2011(6): 45-46.

[5]赵鹏, 陈勇, 蹇浪. 湿式静电除尘器在火电厂中的应用探讨[J]. 能源与环境, 2013(6): 95-99.

[6]任自华, 王敏, 邵爱华, 等. 湿式静电除尘器在火电厂中的应用探讨[J]. 能源与环境, 2013(6): 95-99.

[7]张雷. 石灰石-石膏湿法烟气脱硫增容改造主要方案与应用实例[J]. 科技信息, 2011(23):

The Technology Route Exploration for “Near Zero Emission”

QIAO Jia-fei, ZHOU Hong-guang

(Shenhua Guohua (Beijing) Power Research Institute Co., Ltd, Beijing 100025, China)

Abstract:In light of the severer environmental problems, “near zero emission” concept attracts more and more attention in coal-fired power plants. In this article, based on the current situations of flue pollutant (flue dust, sulfur dioxide, nitrogen oxide) control, an exploration of technological route to “near zero emission” is made by analyzing the characteristics of flue gas pollutants controlling technologies. The data in newly built units and modified units shows that the technology route proposed in the paper can meet the requirement of “near zero emission”.

Key words: coal-fired power plant; near zero emission; technology route