燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术

2017-01-21袁秀新国电科学技术研究院江苏南京210046

资源节约与环保 2017年1期

袁秀新（国电科学技术研究院江苏南京210046）

燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术

袁秀新
（国电科学技术研究院江苏南京210046）

随着环境形势的不断严峻，我国作为大气污染物排放大户，国家对燃煤电厂烟气多污染物的排放越来越关注，在绿色可持续发展观的指导下，协同治理概念被提出并在燃煤电厂中得到应用，本文的燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术进行研究分析，希望能给同行提供一定的参考。

燃煤电厂；烟气多污染物；协同治理技术

1 烟气污染物协同治理技术要点

烟气污染物协同治理技术主要包括控煤与污染物脱除的协同、低氮燃烧与烟气脱硝的协同、除尘器与湿法脱硫塔的协同和锅炉烟气系统一体化等。首先，控煤与污染物脱除的协同技术，该技术的关键是要将当使用劣质煤而需要投入环保设备建设及设备运行成本和控制煤质所增加的成本进行对比，然后确定煤质的波动的适当范围，从而确定该协同技术的使用。其次，低氮燃烧与烟气脱硝的协同技术，该技术的关键是低氮燃烧技术，可以从源头控制氮氧化物的产生，然后综合考虑烟气脱硝技术的建设与运行成本，结合两种技术的成本对比对该协同技术进行优化。其三，除尘器与湿法脱硫塔的协同技术，该技术主要功能就是提高除尘效率，然后在利用湿式电除尘器或者低温烟气系统技术来满足不同排放量要求。其四，锅炉烟气系统一体化技术，该技术的重点是从整体上优化设计尾部烟道，提高整个锅炉烟气的处理效率。

2 烟气污染物协同治理具体措施

2.1 氮氧化物处理措施

在燃煤发电厂中燃煤发电机组都应当使用先进的低氮燃烧技术，首先，在无烟煤锅炉中，可以使用低氮燃烧技术和掺烧技术来有效控制炉膛出口氮氧化物的质量浓度，一般可以控制到800mg/m3左右，然后在使用炉膛型SNCR烟气脱硝技术来将氮氧化物的质量浓度控制在500mg/m3以内，最后通过SCR烟气脱硝技术将氮氧化物的质量浓度控制在50mg/m3以内。其次，在褐煤、烟煤或者贫煤锅炉中，可以综合使用低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术，当使用低氮燃烧技术是可以有效控制褐煤、烟煤、贫煤锅炉炉膛出口烟气氮氧化物质量浓度分别在200mg/m3以内、300mg/m3以内、500mg/m3以内，然后再通过SCR烟气脱硝技术将氮氧化物质量浓度控制在500mg/m3以内。最后，也可以通过改变锅炉燃烧方式，增设省煤器烟气旁路等综合措施来提高脱硝装置低负荷下的运行烟气温度，从而达到改善机组中、低负荷下省煤器出口烟气温度低于烟气脱硝最低连续运行喷氨温度的情况。

2.2 烟尘处理措施

燃煤发电机组主要通过湿式电除尘器、电袋除尘器和湿法脱硫协同除尘等技术来控制烟尘的排放，而在实际控制过程中一般会综合采用多种技术。例如当常规煤粉锅炉的燃煤和烟气条件宜使用电除尘器时，则会同时使用湿法脱硫除尘协同技术，并且为了提高除尘效率会在除尘器前设置烟气冷却器，或者再配合其他措施将烟尘浓度控制在30mg/m3以内，而一般在湿法脱硫除尘协同技术的作用可以控制在10mg/m3以内。在利用该综合技术时需要严格准确地评估湿法脱硫装置的除尘效率和经济性，通过选择科学的技术路线来提高除尘效率。在发电机组原本配置电除尘器时，通常会适当改造电除尘器以达到将出口烟尘质量浓度控制在80mg/m3以内的目的，然后再通过湿法脱硫装置将浓度控制在40mg/m3以内，最后通过湿式电除尘器的处理严格控制烟尘排放浓度在10mg/m3以内。

2.3 二氧化硫处理措施

对于控制SO2一般通过严格控制煤质来控制燃煤硫分，然后通过脱硫装置进一步控制SO2的排放量，将SO2排放量浓度控制在35mg/m3以内。回转式GGH脱硫装置已无法满足当前的脱硫要求，可以取消该装置，对其进行湿烟囱防腐改造，或者使用无泄漏水媒式GGH进行替换。若燃煤发电机组使用石灰石石膏湿法工艺，当SO2的浓度控制在4000mg/m3以内时，在对该工艺的脱硫吸收塔进行设计优化，通过单塔单循环技术和增加气液传质等措施再将SO2浓度控制在35mg/ m3以内；若SO2的浓度控制在4000mg/m3以上，则采用双塔双循环技术来控制。

2.4 环保改造配套烟气余热利用技术

烟气余热利用主要是回收烟气余热，通过将烟气冷却器设置于空气预热器与脱硫塔之间的烟道内来降低烟气温度。若燃煤发电机组配置了电除尘，则在除尘器之前设置冷却器，按照除尘器及煤质的属性来降低烟气温度，一般控制在90℃左右。若发电机组配置的是无泄漏水媒式WGGH，则使用低压省煤器与WGGH的联合工艺系统来处理，该工艺经济且调节性能强。烟气余热回收主要在加热机组凝结水、城市热网水、湿法脱硫出口净烟气等方面加以利用，实现能源循环利用。