燃煤电厂烟气协同治理技术路线研究

燃煤电厂烟气协同治理技术路线研究

刘月生

(中国电建集团贵州电力设计研究院有限公司贵州省贵阳市550002)

摘要：最近随着协同治理等新技术路线的提出和实践。一些技术路线和配置原则得到了进一步的发展和完善。有必要对相关的烟尘治理技术进行进一步的研究和探讨。

关键词：燃煤电厂；烟气协同治理；技术路线；

目前，我国的烟气协同治理技术发展迅猛，超低排放技术得到快速发展和应用。但国内烟气协同治理技术路线应用时间相对较短，超低排放设施的后期运行维护水平相对滞后，制约了烟气协同治理技术的发展。

一、超低排放技术的发展

1.在脱硝改造中，目前主要有低氮燃烧器改造和脱硝催化剂增加备用层２种主要方式。通过这２种脱硝技术的应用，很多火电企业都取得了不错的改造效果。

2.相对于脱硝，脱硫改造的技术路线则更加丰富，包括单塔一体化脱硫除尘深度净化技术、单塔双分区高效脱硫除尘技术、双托盘技术、高效渐变分级复合脱硫塔技术、双塔双循环技术等多项技术工艺。在这些技术中，单塔一体化脱硫除尘深度净化技术是中国自主研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现二氧化硫浓度不超过35mg/Ｎm3、尘含量不超过5mg/Ｎm3，脱硫效率达99%以上，除尘效率可达90%以上。单塔双分区高效脱硫除尘技术与双塔双循环技术则属于异曲同工的２种脱硫方式，高效渐变分级复合脱硫塔技术则使超低技术有较宽的煤种适应性。

3.与脱硫改造技术相同，除尘技术也有多种技术工艺。目前，火电企业使用较多的技术包括：低低温电除尘、湿式电除尘、电袋复合式除尘、管束式除尘除雾等工艺。管束式除尘主要用于超低除尘，是利用烟气在离心管束中快速旋转上升形成的离心力和重力作用来实现高效除尘除雾。液滴在离心力作用下形成液膜并捕获尘颗粒后，二者在重力作用下从离心管束内壁脱除，从而达到除尘除雾的双重效果。因其利用烟气自身流动速度不需额外耗能，所以能够实现高效节能的目的。

二、烟气协同治理技术路线

1.关键设备主要功能。（1）脱硝系统（SCR）。主要功能是实现NOx的高效脱除，减少SO2/SO3转化，SO2向SO3的转化率一般不大于1%。（2）烟气冷却器（FGC）。主要功能是使烟气温度降低至酸露点以下，一般为90℃左右。此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度很高，比表面积极大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热湿法脱硫后的净烟气。（3）低低温电除尘器（低低温ESP）。主要功能是实现烟尘的高效脱除，同时实现SO3的协同脱除。当烟气经过烟气冷却器时，烟气温度降低至酸露点以下，SO3冷凝成硫酸雾，并吸附在粉尘表面，使粉尘性质发生了很大变化，导致粉尘比电阻降低，同时击穿电压升高、烟气量减小，从而提高除尘效率，并脱除吸附在烟尘中的SO3，其脱除率一般不小于80%，最高可达95%。而且低低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。目前低低温电除尘技术最受关注的是低温腐蚀和二次扬尘等问题。灰硫比（D/S），即粉尘浓度（mg/m3）与SO3浓度（mg/m3）之比，是评价设备是否可能发生腐蚀的度量尺度。当灰硫比大于10时，腐蚀率几乎为零。三菱重工实际应用的低低温电除尘器灰硫比一般远大于100，已经交付的燃煤电厂低低温电除尘器都没有低温腐蚀问题。美国南方电力公司也通过灰硫比来评价腐蚀程度，试验研究显示，当含硫量为2.5%时，灰硫比在50～100可避免腐蚀。通过对国外燃煤电厂低低温电除尘器灰硫比的综合分析，并结合国内部分典型燃煤电厂灰硫比计算结果，当灰硫比大于100时，一般不存在低温腐蚀风险，低低温电除尘器对我国煤种的适应性较好。烟气温度降低，粉尘比电阻下降，粉尘与阳极板静电黏附力有所降低，二次扬尘会有所增加，需采取相应措施。减少二次扬尘的措施主要有适当增加电除尘器容量、采用旋转电极式电除尘技术或离线振打技术。在采取上述两种措施之一的同时，还应设置合理的振打周期：如末电场不产生反电晕时无需振打，阳极板积灰厚度1~2mm振打一次，其时间一般在2天左右；设置合理的振打制度：如末电场各室不同时振打，最后2个电场不同时振打，末电场阴、阳极不同时振打；其他辅助方法：出口封头内设置槽形板，对部分逃逸或二次飞扬的粉尘进行再次捕集等。低低温电除尘技术可大幅提高除尘效率，并具节能效果，对SO3去除率最高可达95%以上，是SO3去除率最高的烟气处理设备，可作为环保型燃煤电厂的首选除尘工艺。（4）高脱硫、除尘效率的湿法烟气脱硫装置（WFGD）。主要功能是实现SO2的高效脱除，同时实现烟尘、SO3的协同脱除。低低温电除尘器的出口烟尘平均粒径大于3µm，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。同时，通过优化设计脱硫塔及调整除雾器布置并改善其性能，除雾器出口烟气携带雾滴浓度可达到或优于20~40mg/m3的指标。通过改善喷淋层设计，保证吸收塔塔内气流分布均匀度，保证每个喷嘴入口压力均匀。采用单塔或组合式分区吸收技术，改变气液传质平衡条件，并优化浆液pH值、液气比、浆液雾化粒径、氧硫比等参数，提高脱硫效率。优化塔内烟气流场，有效降低液气比，降低能耗。湿法脱硫装置的SO2脱除效率不低于98%，烟尘协同脱除效率大于70%。（5）烟气再热器（FGR）。主要功能是将50℃左右的湿烟气加热成90℃左右的干烟气，改善烟囱运行条件，同时还可避免石膏雨和烟囱冒白烟的现象，并提高外排污染物的扩散性，具体工程可根据环境评估报告或经济性比较后选择性安装。

2.技术优势。烟气协同治理路线理念先进，现实可行；利用原有设备进行改造集成，初投资、运行成本增幅较小；不会造成新的二次污染及能源消耗转移；具有良好的技术适应性，可应用于新建或改造机组；不同模块间具有良好的集成性能，可根据不同排放要求进行有效组合。

3.燃煤电厂不同排放限值的烟气协同治理技术路线。（1）达到燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线。当燃煤电厂烟气排放限值达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求时，可采用的烟气协同治理技术路线。其中，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于100（50）mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率不低于70%，此时无需配置WESP。（2）优于燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线。当燃煤电厂烟气排放限值优于《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求时，可采用的烟气协同治理技术路线。其中，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率不低于70%。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于30mg/m3。（3）达到“超净排放”的烟气协同治理技术路线当燃煤电厂污染物需达到“超净排放”的要求时，可采用烟气协同治理技术路线。烟尘排放限值为5mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于20mg/m3，一般应小于15mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于20mg/m3。当烟尘排放限值为10mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于30mg/m3。

三、燃煤电厂超低排放技术发展趋势

目前，我国追求燃煤电厂的超低排放改造主要是通过多污染物协同控制技术，达到超低排放标准要求。针对现有超低排放改造投资成本高、运行维护费用高、稳定性难以保证等问题，还需要继续研究完善一体化协同脱除技术，如多级湍流高效脱除协同除尘一体化技术、单塔一体化技术等。在脱除主要污染物的同时，还应该考虑为脱除其他污染物或提供条件。

总之，燃煤电厂烟气协同治理技术路线，不仅会为我国燃煤电厂烟气治理开拓一条新路，也将对我国燃煤电厂的建设起到极大的促进作用。

参考文献：

[1]张航.探讨燃煤电厂烟气协同治理技术路线.2017.

[2]李静怡，浅谈燃煤电厂烟气协同治理技术路线研究.2018.