高硫高灰燃煤电厂超低排放技术路线研究

徐 波

(中国华电集团科学技术研究总院， 北京　100160)



高硫高灰燃煤电厂超低排放技术路线研究

徐 波

(中国华电集团科学技术研究总院， 北京100160)

摘要：随着环保要求的日益严苛，电厂超低排放已经成为发展趋势。目前如何在燃用高硫高灰煤电厂实现超低排放是研究和工程实践中的难点。本文分析了目前热点污染物控制技术，结合重庆、贵州两家电厂实际情况，认为在该区域实现超低排放是可行的，但是投资运行费用较大。

关键词：超低排放；二氧化硫；氮氧化物；烟尘；高硫高灰煤

近年来全国范围内雾霾频发，城市细颗粒物主要来源于火力发电、工业生产、汽车尾气、生物质燃烧、二次生成、道路扬尘等过程[1-2]。为此环保相关部门相继发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，以期通过超低排放来改善空气质量。超低排放所涉及的污染物为3种，分别是二氧化硫、氮氧化物和烟尘，基准氧含量6%条件下，排放浓度分别不高于35、50、10 mg/m3。其中二氧化硫来自于煤中硫元素转化，氮氧化物来自于煤中氮元素以及空气中的氮元素，烟尘主要来自煤中的灰分，后续设备的二次扬尘也会造成烟囱出口污染物浓度超标。

1　主流超低排放技术路线介绍

1.1脱硝技术

烟气中NOx生成机理主要来源于3种方式：燃料型NOx，热力型NOx和快速型NOx[3]。从控制阶段上来说一般可分为燃烧前，燃烧中和燃烧后。燃烧前脱硝，可用化学或生物法实现，但所需成本较高。目前常用技术为燃烧中脱硝和烟气脱硝。

1.1.1燃烧中脱硝

燃烧中脱硝技术以低氮燃烧改造为主，主流技术有低氮燃烧器(LNB)，空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术和烟气再循环技术。低氮燃烧器根据NOx控制原理不同大致分为5类:自身再循环型、浓淡燃烧型、阶段燃烧型、分割火焰型和混合促进型[4]。其中空气分级燃烧技术应用最为广泛。基本原理就是将燃烧用的空气分两段送入，在主燃烧区富燃料贫氧抑制NOx生成，在燃烬区贫燃料富氧降低飞灰中未燃烬碳。根据送风位置不同可分为燃烬风(OFA)和分离燃烬风(SOFA)。从实际效果来说，一般是低氮燃烧器和空气分级燃烧技术组合使用能降低约50%～80%的NOx排放，但是会引发飞灰可燃物含量增加，无法再利用；燃烧损失加大；炉膛出口烟温升高；燃烧器区域出现了还原性气氛，从而引起水冷壁腐蚀；增加燃烧室受热面结渣的可能性。

1.1.2燃烧后脱硝

燃烧后脱硝常用方案由选择性非催化还原(SNCR)和选择性催化还原(SCR)两种技术，SCR法由于脱除效率高已经成为主流技术。SCR法虽然有高含尘烟气段、低含尘烟气段以及尾部烟气段三种布置方式，但是从经济性考虑以高含尘烟气段布置方案为主。根据催化剂所需温度段300～400℃，一般来说布置在省煤器之后、空预器之前。脱硝过程中脱硝剂是氨气，可由液氨、氨水和尿素三种方式产生，液氨虽然储运和使用过程中安全等级较高，但是投资运行费用低，因此大多数电厂均使用液氨来制备氨气。根据化学平衡，喷入更多的NH3有利于NOx的转化，但是由于烟气中SO3的存在，多余NH3易与之反应生成硫酸铵，硫酸铵造成催化剂微孔结构堵塞和空预器堵塞，因此必须严格控制喷氨量。

脱硝催化剂主要是钒钛钨型或改性钒钛钨型，结构形式有蜂窝式、板式和波纹板式。当灰分较高时，采用不易堵灰的平板式催化剂较为合适[5]。另外要根据灰成分，如碱金属的含量、砷的含量等，设计有效的催化剂成分配方。

1.2除尘改造

为了实现烟尘超净排放，目前应用较多的除尘技术有低低温静电除尘技术、电袋复合除尘技术、湿式电除尘技术、高频电源技术、旋转电极静电除尘技术等[6]。

高频电源技术通过“工频交流-直流-高频交流-高频脉冲直流”的转换方式提高了电能转换效率，相同功率下，比常规电源具有更小的输入功率，具有节能效果。同时高频电源的适应性及火花控制特性要优于常规工频电源。高频电源技术缺点在于对比电阻高的烟尘适应性差。

旋转电极静电除尘技术一般应用于末级电场，能有效避免振打产生的扬尘，虽然初期建设成本较高，但是运行维护费用较低并能显著降低电除尘器出口烟尘浓度。

1.2.1低低温静电除尘技术

低低温静电除尘技术是在低温电除尘器(130～150℃)之前加装换热系统，如GGH或低温省煤器，将烟气温度降低到酸露点以下85～90℃，使烟气中SO3凝结，降低烟尘比电阻，提高除尘效率。

该方案中置换出的热能有两种利用方式：一种可以用于加热汽轮机用水，节能效果明显；另一种可以用于加热尾部烟气，提升烟气扩散效果。此外在利用该技术时，需要考虑灰硫比和二次扬尘。灰硫比较低时，需要提高设备防腐等级，应对二次扬尘需要考虑抑尘措施，如离线振打和配置旋转电极。

1.2.2电袋复合除尘技术

电袋复合技术从流程上来说，电除尘在前，布袋除尘在后。从设计层面来讲，电袋复合除尘器需要同时考虑静电除尘和袋式除尘2种工艺的出入口流场、烟尘浓度和粒径分布。在该过程中2级除尘设备主要存在如下相互影响机制：后级袋式除尘的结构影响电除尘的流场分布，进而影响除尘效率；电除尘的结构和效率决定进入袋式除尘的颗粒物浓度和粒径分布，从而影响袋区的粉饼层结构、过滤特性和清灰特性。

1.2.3湿式电除尘技术

湿式电除尘技术与干式电除尘原理基本相同，区别在于依靠水膜代替振打清灰，除尘效率不受到比电阻、二次扬尘及反电晕的影响。另外由于烟气中湿度大，对PM2.5、酸性气体、有毒重金属等具有较好的脱除效率。

根据布置形式的不同，湿式电除尘器可分为卧式和立式2种。立式布置占地面积小，适用于现有电厂超净排放改造，而卧式相对投资较小，无布置限制。目前立式除尘器的用水量小，且废水可直接进入脱硫塔，目前该方案采用较多。

1.3脱硫改造

石灰石-石膏法技术成熟、吸收剂来源广泛、适应煤种性能强，目前是最主流的工艺，因此超净排放改造大都以该设备为主。目前常用的方案有增加喷淋层、单塔双循环技术、双塔串联技术、托盘塔技术等。简单增加喷淋层对脱除效率提升并不明显，托盘塔技术能对烟气进行整流，明显改善塔壁流，使流场更为均匀，但是为了保证脱除效率，加装托盘以后会提高烟气阻力，增加能耗，因此上述2种技术一般是和循环技术结合在一起使用[7]。

1.3.1单塔双循环技术

石灰石浆液与SO2反应，从反应过程上来说是分为2个步骤：第一步， SO2与石灰石浆液生成Ca(HSO3)2和CaSO3；第二步，生成的Ca(HSO3)2和CaSO3与鼓入的氧气反应生成CaSO4·2H2O。2步反应目的不同，从提高脱除效率、保证石灰石溶解和亚硫酸盐氧化的角度来说，第一步反应需要较高的pH值(5.8～6.4)，而第二步反应则需要较低的pH值(4.5～5.3)。单塔双循环技术对原有设备改造小，效率提升高，因此被广泛利用。

1.3.2双塔串联技术

双塔串联技术原理上与单塔双循环一致，从已实施的机组来看，该方案对脱除效率提升最多，适用于排放标准低、原吸收塔改造困难、预留场地大的机组，并且改造期间不影响原吸收塔正常工作。但是该方案初期投资较大，由于烟气阻力较高，因此一般需要更换引风机或增压风机[8]。

1.3.3炉内脱硫技术

循环流化床锅炉(CFB锅炉)由于较高的燃烧效率、广泛的煤种适应性和低浓度的有害气体产生量，常被用于燃烧高硫高灰煤和矸石电厂。目前常用的炉内固硫剂为石灰石粉，但是炉内高温环境对脱硫反应有一定的限制性，干法脱硫过程由于受气固扩散条件约束，硫盐化的速率减慢。虽然将物料多次循环送至炉内可以增加反应时间，降低脱硫剂的浪费，但是CFB锅炉的钙利用率仅为20%～45%。为了使CFB锅炉烟气SO2脱除效率达到 90%，需要使得Ca/S>2；当燃用高硫煤种时，通常要将Ca/S比加大到大约2.5。有时即使通过增大Ca/S比也很难达到超低排放要求，而且增加石灰石粉量还会对锅炉的运行产生不利后果[9]。因此对于循环流化床锅炉超低排放所采用的脱硫技术，常采用炉内脱硫+炉外脱硫技术联用[10]。

2　适合燃用高硫高灰煤电厂的超低排放技术

以重庆、贵州地区两家具有代表性电厂设计煤种为例，见表1。

表1　两家电厂灰硫比计算

两家电厂所用的均为W型火焰炉，燃用无烟煤。为了适应无烟煤的燃尽需要，一般锅炉设计为高温富氧环境，该条件利于生成热力型NOx。采用低氮燃烧改造，在降低NOx的同时会提高飞灰含碳量，降低锅炉效率。因此潘栋等人[11]通过对300MW和600MW的机组实际运行情况来看，需要结合后续SCR装置，制定合理的NOx排放值，尽量降低热值损失。低氮燃烧改造方式以改造燃烧器和空气分级为主，有条件的电厂可以改造受热面，经改造，一般W型火焰炉出口NOx浓度在800～850 mg/m3。提高脱硝效率，常规采用的手段是增加SCR催化剂层数，但是为了实现50 mg/m3的排放目标，入口浓度以850mg/m3计，脱除效率要保证在94.11%以上，这在实践中是难以实现的。此外，过多的增加催化剂层数将会促进SO2向SO3的转化，引起后续换热设备的堵塞[12]。因此针对这两个电厂实施超低排放时，应首先考虑SCR脱硝，在仅用SCR脱硝不能满足排放要求的时候，加装SNCR装置，采用SNCR+SCR方式脱硝，目前在山西平朔煤矸石发电有限责任公司和罗定电厂已经成功应用SNCR+SCR脱硝方式[13-14]。

根据表1中的灰硫比计算，高硫高灰地区使用低低温电除尘技术是可行的，该方案脱除烟气中SO3能更好的降低后续设备腐蚀问题，并且能提升除尘效率。以出口烟气SO2浓度35 mg/m3为基准，表1中两家电厂脱硫效率需达到99.67%和99.70%才能满足排放标准，在现行技术中只有双塔双循环技术才能满足该要求。在脱硫系统后，可以根据脱硫塔出口烟尘浓度，加装高效除雾器或者湿式电除尘器。

3　结论

经过分析，通过现有技术可以实现燃用高硫高灰煤电厂的超净排放，采用的技术工艺路线为：脱硝增加SCR催化剂层数，选装SNCR，低低温电除尘，双塔双循环脱硫，选装湿式电除尘或高效除雾器。但是该工艺整体投资较大，边际成本过高，因此需要结合电厂实际情况进行规划。

参考文献

[1]李泽彦. 超重力法脱除超细粉尘新工艺研究[D]. 北京：北京化工大学, 2015.

[2]杨新兴, 尉鹏, 冯丽华. 大气颗粒物PM2.5及其源解析[J]. 前沿科学, 2013(2):12-19.

[3]曹晓凡. 火电厂氮氧化物产排放量的核算方法研究[J]. 环境科学与管理, 2013, 37(12):55-58.

[4]郝青哲, 史洋, 杜超,等. 新排放标准下电厂脱硝改造技术分析[J]. 河北电力技术, 2015, 34(3)：52-54.

[5]李俊杰, 牟洋, 杨娟,等. 负载型钒钛脱硝催化剂酸化处理与性能[J].化工学报, 2013, 64(04):1249-1255.

[6]金定强, 舒喜, 申智勇,等. 湿式静电除尘器在火电厂大型机组中的应用[J]. 环境工程, 2015, 33(3):65-68.

[7]马苗云. 燃煤电厂湿法烟气脱硫系统优化控制的仿真运行研究[D]. 保定：华北电力大学, 2012.

[8]薛方明, 邵媛. 双塔双循环脱硫技术在执行污染物超低排放火电机组中的应用[J]. 山东化工, 2015, 44(20):147-150.

[9]王曙光. 300MWCFB锅炉高效脱硫技术的应用研究[D]. 太原：中北大学, 2015.

[10]孙献斌, 时正海, 金森旺. 循环流化床锅炉超低排放技术研究[J]. 中国电力, 2014, 47(1):142-145.

[11]潘栋, 王春昌, 丹慧杰,等. W火焰锅炉低氮燃烧改造策略分析[J]. 热力发电, 2013, 42(12):137-140.

[12]姜烨, 高翔, 吴卫红,等. 选择性催化还原脱硝催化剂失活研究综述[J]. 中国电机工程学报, 2013, 33(14):18-31.

[13]杨玉环, 侯致福. 1060T/H CFB锅炉SNCR+SCR联合脱硝工艺设计[J]. 电站系统工程, 2016(2):61-65.

[14]付春冶. 锅炉SNCR+SCR联合脱硝技术在罗定电厂的应用[J]. 广西电力, 2015, 38(3):73-76.

收稿日期：2016-04-11；2016-05-25修回

作者简介：徐波，男，1972年生，高级工程师，研究方向：煤炭清洁利用。E-mail: 2094395591@qq.com

中图分类号：X51

文献标志码：A

Study on technical route of ultra-low emissions of high sulfur and ash coal-fired power plant

Xu Bo

(China Huadian Science and Technology Institute，Beijing 100160)

Abstract:ultra-low emissions of power plant have become the future trend due to the increasingly stringent environmental requirements. How to achieve ultra-low emissions in power plants which still used coal with high sulfur and ash as fuel was the main problem for the research and practice. In this paper, we discussed the hot technologies of emission control for power plants, and made the analysis for 2 power plants in Guizhou and Chongqing, and concluded that the ultra-low emission in the 2 areas which used high sulfur and ash coal was achievable, but it had to go with very high cost.

Keywords:ultra-low emissions; sulfur dioxide; nitrogen oxides; ash; high sulfur and ash coal