燃煤电厂烟气近“零”排放技术方案浅析

摘 要：采用高效协同脱除技术，对除尘、脱硫、脱硝系统进一步提效改造，使燃煤机组烟气的主要污染物排放浓度达到国家现行燃气机组的排放标准，有利于实现煤炭的清洁化利用。

关键词：燃煤；电厂；“零”排放；烟气

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）10-0146-02

在较长的一段时间内，我国以煤炭为主的能源消费结构体系依旧得不到改变。“十二五”以来，国家不断加强大气治理和污染物排放控制。作为电力行业治理重点——燃煤电厂，如何进一步减少污染物排放已成为一项新的重大课题。目前，减少燃煤电厂污染物排放水平的有效途径之一就是实现烟气近“零”排放。所谓近“零”排放，是在已满足现有国家和地方环保排放标准的条件下，采用高效协同脱除技术，对除尘、脱硫、脱硝系统进一步提效改造，使燃煤机组烟气的主要污染物排放浓度达到国家规定的燃气机组的排放标准。改造后，烟囱出口烟尘排放浓度不超过5 mg/Nm3，二氧化硫排放浓度不超过35 mg/Nm3，氮氧化物排放浓度不超过50 mg/Nm3。此外，电厂废水实现了循环回收利用和“零排放”，废渣全部得到综合利用。

1 近“零”排放总体技术路线

结合目前电力行业除尘、脱硫、脱硝等环保技术水平，为了实现近“零”排放的要求，燃煤电厂可以采用低氮燃烧器+全负荷SCR脱硝装置（脱硝效率≥85%）、在电除尘器前增加脱汞喷射装置（可选装）、低温静电除尘器（高频电源）、高效湿法脱硫装置、管式换热器和湿式电除尘器（除尘效率78%），最大限度降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞等的排放浓度。设计的目标排放值，不仅满足国家标准规定的重点地区特别排放限值的要求，还达到了燃气机组大气污染物排放的控制水平，实现了燃煤电厂大气污染物近“零”排放。燃煤电厂近“零”排放烟气技术工艺路线如图1所示。

2 近“零”排放技术方案

2.1 除尘

为了实现近“零”排放，燃煤电厂需要采用先进的高效组合除尘方案，例如“MGGH+低低温电除尘器+湿式除尘器”等方案，最终将烟气除尘后的排放指标控制在5 mg/Nm3以下，以达燃气轮机的排放标准。

2.1.1 MGGH+低低温电除尘系统

目前国内燃煤电厂机组设计的排烟温度一般为120～130 ℃，燃用褐煤时的温度为140～170 ℃，且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值，远高于烟气酸露点温度。排烟温度偏高，造成锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等。集成烟气换热器的低温电除尘技术是解决此危害的有效新方法之一。烟气余热采用两级烟气换热器系统，其烟气热量回收装置分为两级：第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从120 ℃左右冷却到95 ℃左右；第二级布置在湿式除尘器的出口，加热脱硫净烟气，采用闭式循环水作为媒介，与烟气进行热交换，使进入电除尘器的运行温度由常温状态（120～140 ℃）下降到低温状态（90～100 ℃）。由于排烟温度的降低，进入电除尘器的烟气量减少，粉尘高比电阻降低。从而实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。

2.1.2 湿式静电除尘器技术

湿式静电除尘器的主要结构包括：进口喇叭、出口喇叭、壳体、放电极及框架、集电极绝缘子、喷嘴和管道和灰斗等。其主要工作原理是：烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电，通过电场力的作用，被吸附到集尘极上；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，有利于微尘向极板移动。湿式静电除尘器可以长期高效、稳定地除去烟气中粉尘等污染物微小颗粒。

2.2 脱硫

目前，高效的湿法脱硫技术主要有：双循环技术、FGDplus技术和双托盘技术等。

2.2.1 双循环技术

双循环技术原是德国诺尔公司的一种湿法脱硫技术，但目前诺尔公司已被德国FBE公司收购，技术属于FBE公司所有，其基本原理如图2所示。

双循环技术实际上是相当于烟气通过了两次二氧化硫脱除过程，经过了两级浆液循环，两级循环分别设有独立的循环浆池和喷淋层。根据不同的功能，每级循环具有不同的运行参数。烟气首先经过一级循环（图2中Quench Zone），此级循环的脱硫效率一般在30%～70%，循环浆液pH 控制在4.6～5.0，循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间。经过一级循环的烟气直接进入二级循环（图2中Absorber Zone），此级循环主要是实现脱硫洗涤过程，pH达5.8～6.4，这与传统喷淋空塔技术比较，可以降低循环浆液量。

双循环技术的特点是将脱硫吸收反应分为两级循环，低pH值的一级循环，可以保证吸收剂的完全溶解和高品质石膏；高pH值的二级循环，在较低的液气比和电耗条件下，可以保证较高的脱硫效率。脱硫系统浆液性质分开后，可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制工艺的反应过程。

2.2.2 FGDplus技术

FGDplus技术是奥地利能源与环境公司（AEE）为高硫分烟气和低浓度排放开发的新型脱硫技术。它是通过运用“导向传质”原理，对现有的空塔喷淋层技术进行创新改进，以减少气液传质阻力和能量消耗，达到提高脱硫效率、减少系统能耗和二氧化硫排放的目的。

2.2.3 双托盘脱硫技术

双托盘脱硫技术，即在传统的脱硫技术基础上，增加两层托盘，托盘产生的阻力造成气体流量均匀地分布在塔截面。在气体和浆液刚接触时，会形成阻力使浆液均匀分布，使浆液与烟气充分接触。

2.3 脱硝

燃煤电厂近“零”排放脱硝技术可以采用炉内低NOx燃烧+SCR脱硝技术，锅炉出口NOx指标为250 mg/Nm3，按85%脱硝效率计算，脱硝出口NOx指标为37.5 mg/Nm3，低于燃气轮机的排放标准（50 mg/Nm3）。

燃煤机组锅炉燃烧方式采用复合式空气分级低NOx燃烧技术，可以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NOx的排放。目前，锅炉NOx的排放浓度可以完全控制在250 mg/Nm3以下。

SCR脱硝技术是在催化剂的作用下，还原剂（液氨、氨水和尿素等）与烟气中的NOx反应，将烟气中的NOx还原为无毒无污染的氮气（N2）和水（H2O）。其反应器设置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间，反应温度一般在320～400 ℃之间。SCR脱硝技术是目前国内外最成熟、可靠的脱硝技术，脱硝效率高，系统安全稳定，不存在技术风险，在国内大容量机组上大量采用。此外，适当增加催化剂数量，还能够实现85%的脱硝效率。

3 结束语

随着环保技术的发展，燃煤电厂已完全可以实现近“零”排放，实现煤炭的清洁化利用，推动能源创新和可持续发展。在我国特别是京津冀、长三角和珠三角等环保要求较高的地区，推广和应用近“零”排放具有积极、重要的意义。

参考文献

[1]刘伟东，张殿印，陆亚萍，等.除尘工程升级改造技术[M].北京：化学工业出版社，2014.

[2]王祥光.脱硫技术[M].北京：化学工业出版社，2013.

〔编辑：李珏〕

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