燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的研究

王济平(国家电投集团远达环保工程有限公司，重庆 401122)

1 SO2超低排放技术路线

对于脱硫装置(FGD)而言，燃气机组标准要求达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度35 mg/Nm3)要高于重点控制区域执行的特别排放限值需达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度50 mg/Nm3)，但随着FGD入口SO2浓度的提高，脱硫效率的差异越来越小，针对不同机组，路线选择如下：

(1)已建燃煤机组。对于采用干法/半干法脱硫技术的机组，要达到燃气机组排放标准，需进行湿法改造，改造方案参照现有湿法装置改造路线。考虑到回转式GGH的泄漏，需执行燃气机组排放标准的脱硫装置均需拆除GGH，同时烟囱进行防腐[1-4]。

对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的已建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，改造路线如下：①燃烧低硫煤机组。原设计净烟气排放浓度相对较低，可通过进一步降低燃煤含硫量，满足燃气轮机组排放标准。②FGD入口浓度低于3 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用串联塔技术，一级吸收塔脱硫效率80%～90%，控制一级吸收塔出口浓度到500～700 mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。实际改造中，为降低投资和缩短改造停机时间，可利旧原有吸收塔，在原有吸收塔之前增加预洗涤吸收塔。

(2)新建燃煤机组。对于新建燃煤机组，为了达到35 mg/Nm3以下的燃机排放标准，原则上考虑不设置GGH，脱硫技术需采用石灰石-石膏湿法脱硫技术。

对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的新建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，技术路线如下：①燃烧低硫煤机组。若入口SO2浓度1 000 mg/Nm3以下，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，吸收塔一般只需设置三～四层喷淋层，即可控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。②FGD入口浓度低于3 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4 000 mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用双循环U型塔技术，前塔脱硫效率约80%，后塔脱硫效率约96%～98%，可以控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。后塔还可以预留增加双相整流烟气脱硫装置空间，以适应更高的环保要求。

2 烟尘超低排放技术路线

目前，火电机组主要的除尘方式为电除尘器，部分机组安装了袋式除尘器或电袋除尘器。按照新标准，须对环保系统各单元的除尘效率进行综合分析，采用干式除尘、湿法脱硫以及湿式电除尘等进行协同控制，建立烟尘控制大系统，并对各单元进行优化控制，实现烟尘超低排放[5-6]。

(1)烟囱出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下：①原除尘器出口烟尘浓度30 mg/m3以上，可采取改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30 mg/m3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度20 mg/m3以下。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等。②原除尘器出口烟尘浓度小于30 mg/m3，可采取对除尘或脱硫进行改造，建议综合比较除尘改造与脱硫改造的技术经济性，确定最终技术路线。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等；脱硫系统改造可采用增加喷淋层、串联塔等。

(2)烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m3以下：①脱硫系统可改造。改造湿法脱硫系统，使脱硫系统的除尘效率提高到60%～75%；同时改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。②脱硫系统不具备改造条件。改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30～80 mg/m3，加装湿式电除尘后烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。

(3)新建机组：建议烟囱出口烟尘浓度达到5 mg/m3以下。采用结合高效除尘器和新型湿法脱硫的一体化技术路线，使除尘器出口烟尘浓度达到20 mg/m3以下，新型湿法脱硫系统的除尘效率达到60%～75%以上，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5 mg/m3。

3 NOx超低排放技术路线

目前，适用于燃煤电厂成熟的氮氧化物(NOx)控制技术主要有三种：低氮燃烧系统技术(LNB)、选择性非催化还原脱硝技术(SNCR)、选择性催化还原脱硝技术(SCR)。其中，SCR脱硝技术具有技术成熟，脱硝效率高等特点被广泛使用[7-8]。

(1)低氮燃烧系统。对于不同的锅炉、不同的煤质，对锅炉燃烧器选择和改造均有不同要求，燃烧器改造后的效率也不一样。一般的低氮燃烧器降低NOx的效率为20%～50%。

对新建锅炉，采用技术成熟的燃烧系统，能有效降低炉膛出口NOx排放。选择低氮燃烧器时，应考虑目前煤质和远期规划用煤，再针对煤质、锅炉型式、燃烧器对锅炉效率影响等经济技术比较，并合理控制锅炉炉膛出口NOx排放值。

对现役锅炉确定是否进行低氮燃烧系统改造，需要考虑煤质、锅炉型式、燃烧器型式、锅炉效率影响、锅炉寿命等经济性合理性，再确定是否低氮燃烧器改造。确定对锅炉燃烧器改造时，需充分考虑锅炉燃烧经济性以保证炉膛出口NOx控制。采用低氮燃烧技术可能对锅炉运行性能产生一些影响。

(2)SNCR脱硝。SNCR脱硝效率约为15%～40%(对CFB锅炉约为30%～70%)，同时会降低锅炉燃烧效率，在实际应用中受机组负荷，炉膛温度区域变化等条件限制，脱硝效率不高；还原剂的利用率低(约为15%～30%)，消耗量较大，氨逃逸率较高(约为5.0×10-6～10.0×10-6)。因此，选择地采取SNCR工艺。通过技术经济分析比较，对脱硝效率要求低的项目可采用SNCR脱硝技术。

(3)烟气SCR脱硝。SCR是燃煤电厂普遍采用的烟气脱硝技术，脱硝效率高。SCR脱硝所采用的氧化钛基催化剂对运行温度范围有限制要求(310～427 ℃)，布置在省煤器与空气预热器之间，能将NOx排放控制在50 mg/Nm3或者更低。SCR脱硝装置运行中存在的问题是催化剂冲蚀破损、催化剂失活过快。特别是煤质特性变化较大，燃用高灰分、高硫煤，以及负荷变化较大时，会导致催化剂体积增加、催化剂化学寿命降低等问题。此外，SO2/SO3转化率和氨逃逸量控制不当时，生成的硫酸氢铵在空预器换热面上积聚，造成积灰堵塞和腐蚀等问题。

综上所述，燃煤电厂脱硝改造技术方案的选择，主要根据NOx排放现状与控制目标、机组容量、投资与运行成本等技术经济分析后确定。原则上应尽可能采取低氮燃烧方式，在炉内燃烧过程中最大限度地抑制NOx的生成，从而减少SNCR与SCR烟气脱硝装置的建设和运行费用，降低氮氧化物的减排总成本。

①为达到100 mg/m3的特别排放限值，燃煤锅炉可行的NOx减排技术路线：(a)通过低NOx燃烧技术将燃用烟煤的锅炉NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用贫煤的锅炉NOx控制到500 mg/Nm3以下；采用W火焰炉燃用无烟煤的锅炉NOx控制到800 mg/Nm3以下。(b)通过配煤等手段，保持入炉煤煤质稳定，减少应煤质波动引起的NOx浓度大幅波动；通过燃烧优化调整、低氧燃烧等手段降低NOx的生成。(c)在炉后增设SCR装置，反应器设置“2+1”/“2+2”/“3+1”等催化剂层模式进行设计。

②为达到100 mg/m3的特别排放限值，CFB锅炉可行的NOx减排技术路线包括：(a)优先采用SNCR工艺，优化设计方案，尽可能提高SNCR工艺的设计效率。(b)当SNCR工艺不能满足排放要求时，在炉后适当位置增设SCR反应器。

③为达到50 mg/m3的排放限值，锅炉可行的NOx减排技术路线包括：(a)通过低NOx燃烧技术将燃用烟煤的锅炉NOx控制到400 mg/Nm3以下；燃用贫煤的锅炉NOx控制到500 mg/Nm3以下；(b)通过配煤等手段，保持入炉煤煤质稳定，减少应煤质波动引起的NOx浓度大幅波动；通过燃烧优化调整、低氧燃烧等手段降低NOx的生成；(c)在炉后增设SCR装置，反应器设置“2+1”/“2+2”/“3+1”等催化剂层模式进行设计；(d)CFB锅炉炉膛出口氮氧化物浓度约150～250 mg/m3，部分机组采用脱硝效率约40%～70%的SNCR装置，控制氮氧化物排放浓度到100 mg/m3，为进一步达到燃机排放标准50 mg/m3，需在炉外加装烟气脱硝SCR装置，但需考虑流化床锅炉的飞灰特性对SCR催化剂的长期稳定运行的不利影响。

对于机组脱硝，要充分发挥低氮燃烧器的效能和烟气脱硝SCR技术，可控制氮氧化物排放浓度达到燃机排放标准50 mg/m3。对燃用无烟煤的W型机组，采用先进的燃烧器后加烟气脱硝SCR技术，可以使大部分脱硝反应器出口达到50 mg/Nm3的排放标准。

4 结语

燃煤电厂污染物超低排放主要针对SO2、烟尘及NOx，涉及低氮燃烧、SCR脱硝、除尘及脱硫改造。SO2在炉内燃烧生成，主要由脱硫塔脱除；NOx首先在炉内燃烧生成，然后经过SCR时被部分脱除，其最终的排放由低氮燃烧和SCR脱硝共同决定；烟尘主要由干式除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器(可选)联合脱除；因此，煤燃烧生成单个污染物需要多个设备协同治理，所有污染物的脱除需要一体化考虑。本文的研究，可为燃煤电厂实现超低排放提供技术参考。