百萬火電機組采用“趨零排放”環保減排技術的技術可行性淺析

孫翊博

百萬火電機組采用“趨零排放”環保減排技術的技術可行性淺析

孫翊博

孫翊博 王 鵬

大唐東營發電有限公司

2013年，我國京津冀、華北地區、華東地區連續遭遇嚴重霧霾，各地長期以來盲目進行高速粗放型發展，不注重環保的惡果開始顯現。2013年9月，國務院發布“史上最嚴厲”的《大氣污染防治行動計劃》，要求到2017年為止，全國地級以上城市可吸入顆粒物濃度比2012年下降10％以上。

在上述情況下，近年來國內電力行業中出現了“趨零排放”的概念，并陸續有小型示范項目建成及少數東南沿海燃煤電廠采用，應用業績較好，值得借鑒。

什么是“趨零排放”

“趨零排放”是2011年以來，我國電力行業中漸漸興起的燃煤電廠環保的新概念，即通過應用一系列的環保新技術、新設備、新材料，在現有基礎上，大大降低燃煤電廠大氣污染物的排放，達到或超越燃氣機組的排放標準，使其污染物排放量與其消耗的煤炭總量相比趨近于零。

“趨零排放”的技術路線

國內所謂“趨零排放”的技術路線目前有兩種：一種就是IGCC，即煤氣化燃燒發電技術，此技術目前仍未成熟，成本高，經濟性、可靠性差，本文不再贅述；另一種就是單塔雙循環濕法脫硫+濕式電除塵+高效復合脫硝節能環保技術，但目前國內電廠采用該技術也只是采用其中的一種或兩種。

單塔雙循環濕法脫硫具體技術方案

單塔雙循環濕法脫硫是將脫硫塔五個噴淋層分成兩部分：一部分是脫硫塔底漿池→兩臺循環泵→最下面兩個噴淋層→脫硫塔底漿池構成漿液循環，此級循環的脫硫率一般控制在40％～75％，循環漿液PH控制在4.5～5.0，該循環使脫硫形成的亞硫酸鈣氧化徹底和脫硫劑充分溶解；另一部分是脫硫塔外漿池（AFT塔）→三臺循環泵→上面三個噴淋層→漿液收集器（托盤）→漿液引流管→脫硫塔外漿池構成漿液循環。此級循環相當于煙氣第二次脫硫，循環漿液PH控制在5.6～6.0，通過第一個循環后煙氣干凈，已得到初步凈化，從而通過第二循環漿液PH控制更加有利于脫硫反應，脫硫效率更高。這種方法與典型五個噴淋層濕法脫硫相比主要增加了一個脫硫塔外漿池，脫硫塔內需要安裝漿液收集器（托盤）和三級除霧器，占地比典型濕法脫硫大。通過上述工藝實現了兩級循環漿液的性質以不同控制和脫硫反應條件的分步控制，適用于高含硫量煤、脫硫率要求高等情況。

單塔雙循環濕法脫硫在通常情況下，脫硫效率可達98％以上，出口SO2將不大于35mg/Nm3。

濕式電除塵具體技術方案

濕式電除塵器通常簡稱WESP，與干式電除塵器的除塵基本原理相同，要經歷荷電、收集和清灰三個階段。

進入濕式電除塵器前的煙氣，一般都要在噴霧塔或入口擴散段內增濕，并使之飽和。飽和煙氣進入電場后，氣流中的塵粒或霧滴很快就帶上電荷，在電場力的作用下移向集塵電極，附著在極板上的霧滴連接成片，形成液膜，液膜連同塵粒在重力的作用下掉入除塵器下部的泥漿槽內。

濕法清灰是濕式電除塵器區別于干式電除塵器的特點之一。由于濕式電除塵器是利用極板上的液膜水流清楚灰塵的，無需振打裝置，因此消除了粉塵的二次飛揚，提高了除塵效率。

濕式電除塵具有除塵效率高、壓力損失小、操作簡單、能耗小、無運動部件、無二次揚塵、維護費用低、生產停工期短、可工作于煙氣露點溫度以下、由于結構緊湊而可與其它煙氣治理設備相互結合、設計形式多樣化等優點。

濕式電除塵采用液體沖刷集塵極表面來進行清灰，可有效收集微細顆粒物（PM2.5粉塵、SO3酸霧、氣溶膠）、重金屬（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有機污染物（多環芳烴、二惡英）等。使用濕式電除塵后，含濕煙氣中的煙塵排放可降到10mg/Nm3甚至5mg/Nm3以下，收塵性能與粉塵特性無關，適用于含濕煙氣的處理，尤其適用在燃煤電廠濕法脫硫之后含塵煙氣的處理上，后但設備投資費用較高，且需與其他除塵設備配套使用。

高效復合脫硝具體技術方案

高效復合脫硝指的是高效SNCR和SCR復合脫硝技術的組合。

高效SNCR脫硝是在爐膛或煙道合適溫度（800～1100℃）的位置噴入氨基還原劑（或尿素），無需催化劑，利用還原劑釋放出的NH3選擇性地將煙氣中的NOx還原為無害的N2和水，而基本上不與煙氣中的O2發生作用。在環境溫度下將氨水或尿素溶液霧化后加溫氣化，再經過加壓，噴入脫硝反應區內，使其與煙氣充分混合并進行反應。在反應過程中，脫硝溫度應為800～1100℃。高溫氣化過程應采用分段逐步加熱的方式進行，使溫度更為均勻穩定，同時可充分利用鍋爐排出煙氣的熱量對霧化的氨水或尿素溶液進行高溫氣化，節能效果顯著。霧化的氨水或尿素溶液先與排放的中溫煙氣進行熱交換，然后再與排放的高溫煙氣進行熱交換，可使被加熱的氨氣的溫度更加均勻，脫硝效果更好，更穩定。

高效SNCR工藝的溫度控制至關重要，最佳反應溫度為950℃，若溫度過低，NH3的反應不完全，容易造成NH3泄漏；而溫度過高，NH3則容易被氧化為NOx，抵消了NH3的脫除效率。溫度過高或過低都會導致還原劑的損失和NOx脫除率下降。

高效SNCR脫硝不需采用昂貴的金屬催化劑，一次投資成本少，占地面積小，結構簡單，運行成本低，對鍋爐風煙系統影響小，阻力小，檢修方便，脫硝效果可達60％～70％，最高可達85％。

SCR脫硝是指是在催化劑作用下，還原劑NH3在290～400℃下將NOx還原成N2，而幾乎不發生NH3的氧化反應，從而提高了N2的選擇性，減少了NH3的消耗。SCR系統主要由氨氣供應系統、氨氣噴射裝置、催化反應器以及控制裝置部分等組成，為降低煙氣加熱時的能量消耗，通常將SCR反應器置于空氣預熱器前端，省煤器的后部，即在高塵段布置。在空氣預熱器之前的水平管道上注入氨氣，使之與煙氣混合。

隨后煙氣沿煙道進入布置著催化劑的SCR反應器，煙氣中的NOx在催化劑作用下與NH3發生催化還原反應生成N2。催化劑是整個SCR脫銷系統的核心，催化劑的選用是由煙氣溫度、濕度、組分來確定的。截至目前，國內普遍使用的是商用釩系催化劑，如V2O5/TiO2和V2O5-WO3/TiO2。在形式上主要有板式、蜂窩式和波紋板式三種。該工藝于20 世紀70年代末首先在日本開發成功，80 年代以后，歐洲和美國相繼投入工業應用。在NH3/NOx的摩爾比為1時，NOx的脫除率可達90％。

在燃煤電廠來，單獨應用上述兩種脫硝技術的任何一種都存在一定問題：只采用高效SNCR脫硝時，雖然投資運行費用低、結構簡單，安全可靠，但60％～70％的實際脫硝率無法滿足國家對燃煤電廠NOx排放的要求；只采用SCR脫硝時，實際脫硝效率在80％左右，但并不穩定，如運行工況偏離設計工況較大時，脫硝效率難以保證。同時，SCR脫硝中的催化劑非常昂貴，其置換費用約占SCR脫硝系統總價的60％～70％（國產的稍微便宜一些，但質量沒有保證，催化劑的核心技術目前仍掌握在國外幾家大企業手中），且存在催化劑中毒導致脫硝效率下降的風險，運行成本居高不下。所以單獨采用高效SNCR和SCR這兩種脫硝方法中的任意一種，都無法有效可靠的保證排放的NOx滿足“趨零排放”的相關指標要求。而這兩種脫硝系統分別應用于不同的煙氣段，可聯合運行，大幅提高鍋爐排煙的脫硝效率，最高可達95％以上。

小結

作為燃煤火電機組來說，目前籌建的準入門檻之一就是必須達到或接近燃機的排放標準，百萬機組以其巨大的耗煤量，在項目審批和環保監管上都更加面臨著前所未有的嚴峻形勢，那么如何有效的降低燃煤火電機組污染物排放就成了當務之急。本文所述的“趨零排放”環保減排技術從各分支技術來講都是比較成熟的，也有部分應用業績，經過合理的整合，將發揮出前所未有的減排效果。

10.3969/j.issn.1001-8972.2015.01.022