燃煤電廠煙氣環保島協同治理技術的探討

李永豐

（福建龍凈環保股份有限公司，福建 龍巖 364000）

1 前言

隨著國家大氣治理環保工作的深入，市場上急需一種煙氣治理環保工藝系統及方法，既能滿足國家環保超低排放標準的要求，又能克服現有環保工藝及方法運行產生的主要問題。

本文通過對傳統燃煤電廠氣體污染物超低排放控制技術存在的主要問題進行分析，介紹基于低氮燃燒結合低溫臭氧氧化脫硝的一種環保島煙氣協同治理超低排放技術；介紹了該超低排放技術的系統構成和工作原理，闡述了該超低排放技術的可行性。作為超低排放的新技術，擁有調節靈活、系統簡單、氣態污染物去除效率高等傳統超低排放技術的優點；同時相比于傳統超低排放技術，能降低系統能耗、降低鍋爐排煙溫度、提高電除塵器除塵效率、降低脫硫水耗以及避免氨逃逸帶來的副產物造成的一系列不良后果；具有較好的經濟和環保效率，是可以作為深入研究的一種超低排放技術。

2 傳統超低排放技術路線的不足

目前滿足燃煤鍋爐燃燒氣體污染物超低排放標準的主流路線為“低氮燃燒+SNCR（可選）+SCR脫硝+煙氣熱再回收器+電除塵器/電袋除塵器除塵+濕法脫硫+濕式電除塵器（可選）+煙氣再熱器”。通過“低氮燃燒+SNCR（可選）+SCR”聯合脫硝來實現NOX的超低排放；通過“煙氣熱再回收器+低低溫電除塵器+濕式電除塵器（可選）”“常規電袋除塵器+濕式電除塵器”、“常規電袋除塵器+高效濕法脫硫”的協同處理或者“超凈電袋除塵器+濕法脫硫”的協同處理來實現粉塵的超低排放；通過高效濕法脫硫來實現SO2的超低排放。

2.1 脫硝系統帶來的主要不利影響

低氮燃燒+SNCR（可選）+SCR聯合脫硝：低氮燃燒通過降低氧含量和燃燒溫度達到減少NOx的產生，但低氮燃燒帶來的不完全燃燒會增加飛灰含碳量，易造成后端設備磨損、積灰等問題。而采用的SCR脫硝，燃燒飛灰易使催化劑因磨損、堵塞、失活而失效，并且煙氣經過催化劑，SO3濃度會增加；同時，由于鍋爐負荷變化、噴氨量及噴氨均勻性控制難度大、反應程度的不確定性等問題，難免發生氨逃逸；逃逸氨與SO3結合產生的黏性沉積物隨著溫度的降低易析出，造成后端設備如空預器、除塵器、引風機等的堵塞和腐蝕。另外氨逃逸或噴氨系統噴氨不均造成的局部氨逃逸，都會增加粉塵中的無機氨含量，造成除塵器極板、極線、濾袋處板結、煙囪排放銨鹽氣溶膠等不利影響。

2.2 常規電除塵系統帶來的主要不利影響

濕法脫硫對入口粉塵濃度要求較高，濕法脫硫前端除塵器出口煙氣的粉塵含量將直接影響脫硫塔的脫硫效率。當除塵器出口粉塵濃度過高時，會影響氣液兩相的接觸面，增大氣液傳質阻力，影響脫硫效率。粉塵中的重金屬等酸不溶物也會影響石膏的色度、純度。常規電除塵器雖然也具有高的除塵效率，但仍較難滿足后續濕法脫硫的入口粉塵濃度要求。分析總結已投運項目的運行情況，“煙氣熱再回收器+低低溫電除塵器+濕式電除塵器（可選）”“常規電袋除塵器+濕式電除塵器”“常規電袋除塵器+高效濕法脫硫”的協同處理或者“超凈電袋除塵器+濕法脫硫”的協同處理來實現粉塵的超低排放均是可靠的技術路線。

2.3 常規脫硫系統帶來的主要不利影響

脫硫系統如煙氣流速過高、氣流不均勻，極易將漿液帶入吸收塔塔頂除霧器及后端GGH，造成結垢和堵塞；同時，如果一般除霧器除霧效果不佳，則極易導致出口粉塵濃度超標、后端GGH堵塞、“石膏雨”。

3 基于低氮燃燒結合低溫臭氧氧化脫硝的多污染物協同治理超低排放技術

多污染物協同治理超低排放技術的系統主要由鍋爐、省煤器、催化氧化區、空預器、煙氣熱再回收器、旋流混合器、低低溫電除塵器、引風機、臭氧脫硝反應區、濕法脫硫塔、濕式電除塵器、煙氣再熱器（可選）、煙囪依次串聯組成。

鍋爐煙氣經省煤器后煙溫降至300～450℃后進入催化氧化區，催化氧化區利用催化劑在300～450℃下，將SO2接觸氧化為SO3，部分NO也將被氧化成NO2等高價NOX，跟現有技術SCR不同，此區域不噴氨，也就避免了氨逃逸帶來的堵塞后端設備問題；氣體SO3隨煙氣經過空預器后溫度降至約150℃；再經過煙氣熱再回收器將煙氣溫度降至低于酸露點溫度以下的90℃左右；而后SO3與水蒸氣通過旋流混合器充分混合，使SO3與水蒸氣基本都能結合生成硫酸霧，硫酸霧黏附在粉塵表面并被堿性物質中和，極大改善粉塵特性，大大降低比電阻；通過低低溫電除塵器大大提高粉塵的脫除效率；通過引風機將煙氣輸送至脫硝反應區進行臭氧脫硝，隨后至濕法脫硫塔進行脫硫、脫硝及除塵，再經濕式電除塵器除塵去除過剩的SO3及粉塵，凈化后的凈煙氣經煙囪排放。

圖1

其中催化氧化區包含導流板、氣流均布板、多層可抽取式催化劑、吹灰器；導流板、氣流均布板根據CFD計算機模擬計算，確定導流板的導向角度、安裝位置及氣流均布板的開孔分布，保證氣流均布系數＜0.12。在催化氧化區內設置可抽取式催化劑模塊，利用盡可能少的催化劑用量來提高SO2/SO3轉化率。在催化劑模塊上部設置吹灰器用于清除催化劑上部飛灰，防止堵塞。在氣流均布板與催化劑模塊之間設置SO2測量裝置，并將SO2折算SO3的含量；在催化劑出口端設置SO3測量裝置；結合除塵器入口粉塵濃度儀計算灰硫比，通過調節可抽取式催化劑的用量，將灰硫比（粉塵質量濃度與SO3質量濃度之比）控制在100左右，在沒有額外加入如SO3/NaHCO3等煙氣調質劑及避免設備腐蝕的前提下提升后端低低溫電除塵除塵效率。

3.1 脫硝系統協同治理

低氮燃燒結合低溫臭氧氧化脫硝。低氮燃燒技術是通過合理配置爐內流場、溫度場及物料分布以改變NOx的生成環境，從而降低爐膛出口NOx排放的技術，主要包括低氮燃燒器(LNB)、空氣分級燃燒、燃料分級燃燒技術；而通過“低氮燃燒器+空氣分級燃燒”或者“低氮燃燒器+燃料分級燃燒”可實現40%～60%的NOX減排率。

臭氧脫硝系統布置在濕法脫硫吸收塔前端煙道上，臭氧脫硝系統包含制氧系統、臭氧制備系統、噴射系統及堿性吸收系統。實質通過強氧化劑臭氧將低價不可溶NOX氧化成高價可溶NOx，再結合后續濕法脫硫堿性吸收劑吸收。而此技術路線由于催化氧化區部分NO氧化成NO2等高價NOx，減小了后續氧化所需的活化能，有利于在臭氧氧化區生成更高價態NOx，利于濕法脫硫塔堿液吸收脫除；臭氧脫硝即使在鍋爐負荷不穩定時，也基本能穩定90%以上的去除率。與SCR相比，催化劑體積數少得多，催化劑孔數則可取較大，所需的空間及能量損耗均較小，不易出現催化劑堵塞等SCR催化劑常見的一些問題。低溫臭氧脫硝將近90%以上的NOx去除率結合鍋爐的低氮燃燒技術40%～60%NOX減排率，便能夠實現較好的經濟和環保效率。

3.2 除塵系統協同治理

“煙氣熱再回收器+旋流混合器+低低溫除塵器”結合濕式電除塵器除塵。煙氣熱再回收器布置在低低溫電除塵器前、空氣預熱器后的水平煙道上，通過回收低低溫電除塵器前的煙氣熱量降低低溫電除塵器進口煙氣溫度，減少電除塵器處理的煙氣量，通過SO3與水蒸氣結合生成硫酸霧黏附在粉塵表面并被堿性物質中和，降低煙氣粉塵比電阻，提高除塵器效率。下游設備吸收塔進口煙氣溫度也隨著降低，這樣可以降低塔內對防腐的工藝技術要求，降低了脫硫水耗。低低溫電除塵器基本能實現粉塵去除率≥99.85%，除塵器出口粉塵濃度≤30mg/Nm3。

濕式電除塵器是采用水膜清除吸附在電極上的顆粒物，安裝在濕法脫硫后，可有效地去除煙塵及濕法脫硫產生的漿液類顆粒物，并能協同去除SO3等。濕式靜電除塵器式靜電除塵器基本不受粉塵比電阻影響，無二次揚塵、極板無堆積粉塵，可有效捕集PM2.5粉塵，PM2.5粉塵捕集率達到30%。國內燃煤電廠的實踐證明，低低溫電除塵結合濕式電除塵器能夠實現出口粉塵濃度≤5mg/Nm3的超低排放標準。

3.3 二氧化硫治理技術

高效濕法脫硫。國內燃煤電廠實現S02≤35mg/Nm3的超低排放標準基本采用濕法脫硫的工藝路線。隨著技術的不斷創新，高效單塔、單塔雙循環、雙塔雙循環工藝優化以及旋匯耦合、托盤、格柵棒、提效環、高效除霧器結構及配置優化，為S02實現超低排放提供更為有利的保障。結合催化氧化區SO2/SO3的轉化，在合理控制灰硫比下，降低后續濕法脫硫入口SO2濃度，也是有利于緩解濕法脫硫實現超低排放的壓力。

4 結語

基于低氮燃燒結合低溫臭氧氧化脫硝的一種環保島煙氣協同治理超低排放技術，是一種值得深入研究的新技術。特別對于特定煤種（如高硫高灰分）、特定煙塵（如高比電阻）具有特定的效果。其結合了傳統環保島煙氣治理技術的相關優點，主要解決了在滿足超低排放要求的前提下，避免出現SO3與逃逸氨結合產生的黏性沉積物NH4HSO4造成后端設備空預器、除塵器的堵塞和腐蝕等不良影響，反而充分利用SO3實現煙氣調質。整套系統擁有調節靈活、系統簡單、能耗低、節能減排的優點，能實現較好的經濟和環保效率。此種超低排放工藝路線希望能作為一種新思路給燃煤電廠超低排放提供參考。