燃煤電廠煙氣污染物超低排放技術路線的研究

王濟平(國家電投集團遠達環保工程有限公司，重慶 401122)

1 SO2超低排放技術路線

對于脫硫裝置(FGD)而言，燃氣機組標準要求達到的脫硫效率(FGD出口SO2排放濃度35 mg/Nm3)要高于重點控制區域執行的特別排放限值需達到的脫硫效率(FGD出口SO2排放濃度50 mg/Nm3)，但隨著FGD入口SO2濃度的提高，脫硫效率的差異越來越小，針對不同機組，路線選擇如下：

(1)已建燃煤機組。對于采用干法/半干法脫硫技術的機組，要達到燃氣機組排放標準，需進行濕法改造，改造方案參照現有濕法裝置改造路線。考慮到回轉式GGH的泄漏，需執行燃氣機組排放標準的脫硫裝置均需拆除GGH，同時煙囪進行防腐[1-4]。

對于采用石灰石-石膏濕法脫硫技術的已建燃煤機組，根據燃煤含硫量的不同，改造路線如下：①燃燒低硫煤機組。原設計凈煙氣排放濃度相對較低，可通過進一步降低燃煤含硫量，滿足燃氣輪機組排放標準。②FGD入口濃度低于3 000 mg/Nm3機組。在此入口條件下，為實現SO2超低排放，要求脫硫效率不低于98.8%，可采取優化吸收塔設計，提高吸收塔液氣比或者增加液氣傳質等措施。③FGD入口濃度大于4 000 mg/Nm3機組。在此入口條件下，為實現SO2超低排放，要求脫硫效率需穩定運行在99.1%以上。考慮到長期穩定運行，建議采用串聯塔技術，一級吸收塔脫硫效率80%～90%，控制一級吸收塔出口濃度到500～700 mg/Nm3，再利用脫硫效率約95%的二級吸收塔控制SO2排放濃度35 mg/Nm3以下。實際改造中，為降低投資和縮短改造停機時間，可利舊原有吸收塔，在原有吸收塔之前增加預洗滌吸收塔。

(2)新建燃煤機組。對于新建燃煤機組，為了達到35 mg/Nm3以下的燃機排放標準，原則上考慮不設置GGH，脫硫技術需采用石灰石-石膏濕法脫硫技術。

對于采用石灰石-石膏濕法脫硫技術的新建燃煤機組，根據燃煤含硫量的不同，技術路線如下：①燃燒低硫煤機組。若入口SO2濃度1 000 mg/Nm3以下，采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，吸收塔一般只需設置三～四層噴淋層，即可控制SO2排放濃度35 mg/Nm3以下。②FGD入口濃度低于3 000 mg/Nm3機組。在此入口條件下，為實現SO2超低排放，要求脫硫效率不低于98.8%，可采取優化吸收塔設計，提高吸收塔液氣比或者增加液氣傳質等措施。③FGD入口濃度大于4 000 mg/Nm3機組。在此入口條件下，為實現SO2超低排放，要求脫硫效率需穩定運行在99.1%以上。考慮到長期穩定運行，建議采用雙循環U型塔技術，前塔脫硫效率約80%，后塔脫硫效率約96%～98%，可以控制SO2排放濃度35 mg/Nm3以下。后塔還可以預留增加雙相整流煙氣脫硫裝置空間，以適應更高的環保要求。

2 煙塵超低排放技術路線

目前，火電機組主要的除塵方式為電除塵器，部分機組安裝了袋式除塵器或電袋除塵器。按照新標準，須對環保系統各單元的除塵效率進行綜合分析，采用干式除塵、濕法脫硫以及濕式電除塵等進行協同控制，建立煙塵控制大系統，并對各單元進行優化控制，實現煙塵超低排放[5-6]。

(1)煙囪出口煙塵濃度達到20 mg/m3以下：①原除塵器出口煙塵濃度30 mg/m3以上，可采取改造除塵系統，使除塵器出口煙塵濃度達到30 mg/m3以下，經濕法脫硫后，煙囪出口煙塵濃度20 mg/m3以下。除塵改造可采用增加除塵比收塵面積、低低溫電除塵、新型高壓電源等。②原除塵器出口煙塵濃度小于30 mg/m3，可采取對除塵或脫硫進行改造，建議綜合比較除塵改造與脫硫改造的技術經濟性，確定最終技術路線。除塵改造可采用增加除塵比收塵面積、低低溫電除塵、新型高壓電源等；脫硫系統改造可采用增加噴淋層、串聯塔等。

(2)煙囪出口煙塵濃度達到5 mg/m3以下：①脫硫系統可改造。改造濕法脫硫系統，使脫硫系統的除塵效率提高到60%～75%；同時改造除塵系統，使除塵器出口煙塵濃度達到20 mg/m3以下，經濕法脫硫后，煙囪出口煙塵濃度小于5 mg/m3。②脫硫系統不具備改造條件。改造除塵系統，使除塵器出口煙塵濃度達到30～80 mg/m3，加裝濕式電除塵后煙囪出口煙塵濃度小于5 mg/m3。

(3)新建機組：建議煙囪出口煙塵濃度達到5 mg/m3以下。采用結合高效除塵器和新型濕法脫硫的一體化技術路線，使除塵器出口煙塵濃度達到20 mg/m3以下，新型濕法脫硫系統的除塵效率達到60%～75%以上，經濕法脫硫后，煙囪出口煙塵濃度小于5 mg/m3。

3 NOx超低排放技術路線

目前，適用于燃煤電廠成熟的氮氧化物(NOx)控制技術主要有三種：低氮燃燒系統技術(LNB)、選擇性非催化還原脫硝技術(SNCR)、選擇性催化還原脫硝技術(SCR)。其中，SCR脫硝技術具有技術成熟，脫硝效率高等特點被廣泛使用[7-8]。

(1)低氮燃燒系統。對于不同的鍋爐、不同的煤質，對鍋爐燃燒器選擇和改造均有不同要求，燃燒器改造后的效率也不一樣。一般的低氮燃燒器降低NOx的效率為20%～50%。

對新建鍋爐，采用技術成熟的燃燒系統，能有效降低爐膛出口NOx排放。選擇低氮燃燒器時，應考慮目前煤質和遠期規劃用煤，再針對煤質、鍋爐型式、燃燒器對鍋爐效率影響等經濟技術比較，并合理控制鍋爐爐膛出口NOx排放值。

對現役鍋爐確定是否進行低氮燃燒系統改造，需要考慮煤質、鍋爐型式、燃燒器型式、鍋爐效率影響、鍋爐壽命等經濟性合理性，再確定是否低氮燃燒器改造。確定對鍋爐燃燒器改造時，需充分考慮鍋爐燃燒經濟性以保證爐膛出口NOx控制。采用低氮燃燒技術可能對鍋爐運行性能產生一些影響。

(2)SNCR脫硝。SNCR脫硝效率約為15%～40%(對CFB鍋爐約為30%～70%)，同時會降低鍋爐燃燒效率，在實際應用中受機組負荷，爐膛溫度區域變化等條件限制，脫硝效率不高；還原劑的利用率低(約為15%～30%)，消耗量較大，氨逃逸率較高(約為5.0×10-6～10.0×10-6)。因此，選擇地采取SNCR工藝。通過技術經濟分析比較，對脫硝效率要求低的項目可采用SNCR脫硝技術。

(3)煙氣SCR脫硝。SCR是燃煤電廠普遍采用的煙氣脫硝技術，脫硝效率高。SCR脫硝所采用的氧化鈦基催化劑對運行溫度范圍有限制要求(310～427 ℃)，布置在省煤器與空氣預熱器之間，能將NOx排放控制在50 mg/Nm3或者更低。SCR脫硝裝置運行中存在的問題是催化劑沖蝕破損、催化劑失活過快。特別是煤質特性變化較大，燃用高灰分、高硫煤，以及負荷變化較大時，會導致催化劑體積增加、催化劑化學壽命降低等問題。此外，SO2/SO3轉化率和氨逃逸量控制不當時，生成的硫酸氫銨在空預器換熱面上積聚，造成積灰堵塞和腐蝕等問題。

綜上所述，燃煤電廠脫硝改造技術方案的選擇，主要根據NOx排放現狀與控制目標、機組容量、投資與運行成本等技術經濟分析后確定。原則上應盡可能采取低氮燃燒方式，在爐內燃燒過程中最大限度地抑制NOx的生成，從而減少SNCR與SCR煙氣脫硝裝置的建設和運行費用，降低氮氧化物的減排總成本。

①為達到100 mg/m3的特別排放限值，燃煤鍋爐可行的NOx減排技術路線：(a)通過低NOx燃燒技術將燃用煙煤的鍋爐NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用貧煤的鍋爐NOx控制到500 mg/Nm3以下；采用W火焰爐燃用無煙煤的鍋爐NOx控制到800 mg/Nm3以下。(b)通過配煤等手段，保持入爐煤煤質穩定，減少應煤質波動引起的NOx濃度大幅波動；通過燃燒優化調整、低氧燃燒等手段降低NOx的生成。(c)在爐后增設SCR裝置，反應器設置“2+1”/“2+2”/“3+1”等催化劑層模式進行設計。

②為達到100 mg/m3的特別排放限值，CFB鍋爐可行的NOx減排技術路線包括：(a)優先采用SNCR工藝，優化設計方案，盡可能提高SNCR工藝的設計效率。(b)當SNCR工藝不能滿足排放要求時，在爐后適當位置增設SCR反應器。

③為達到50 mg/m3的排放限值，鍋爐可行的NOx減排技術路線包括：(a)通過低NOx燃燒技術將燃用煙煤的鍋爐NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用貧煤的鍋爐NOx控制到500 mg/Nm3以下；(b)通過配煤等手段，保持入爐煤煤質穩定，減少應煤質波動引起的NOx濃度大幅波動；通過燃燒優化調整、低氧燃燒等手段降低NOx的生成；(c)在爐后增設SCR裝置，反應器設置“2+1”/“2+2”/“3+1”等催化劑層模式進行設計；(d)CFB鍋爐爐膛出口氮氧化物濃度約150～250 mg/m3，部分機組采用脫硝效率約40%～70%的SNCR裝置，控制氮氧化物排放濃度到100 mg/m3，為進一步達到燃機排放標準50 mg/m3，需在爐外加裝煙氣脫硝SCR裝置，但需考慮流化床鍋爐的飛灰特性對SCR催化劑的長期穩定運行的不利影響。

對于機組脫硝，要充分發揮低氮燃燒器的效能和煙氣脫硝SCR技術，可控制氮氧化物排放濃度達到燃機排放標準50 mg/m3。對燃用無煙煤的W型機組，采用先進的燃燒器后加煙氣脫硝SCR技術，可以使大部分脫硝反應器出口達到50 mg/Nm3的排放標準。

4 結語

燃煤電廠污染物超低排放主要針對SO2、煙塵及NOx，涉及低氮燃燒、SCR脫硝、除塵及脫硫改造。SO2在爐內燃燒生成，主要由脫硫塔脫除；NOx首先在爐內燃燒生成，然后經過SCR時被部分脫除，其最終的排放由低氮燃燒和SCR脫硝共同決定；煙塵主要由干式除塵器、濕法脫硫和濕式電除塵器(可選)聯合脫除；因此，煤燃燒生成單個污染物需要多個設備協同治理，所有污染物的脫除需要一體化考慮。本文的研究，可為燃煤電廠實現超低排放提供技術參考。