火电行业大气污染集成控制技术分析

2021-11-18王斌山东省泰安市生态环境局

节能与环保 2021年10期

文_王斌山东省泰安市生态环境局

由于火力发电厂的全面基础建设，致使一些生态环境问题加剧，必须采用科学规范的方式，最大限度控制火电厂在发电过程中煤炭燃烧对生态环境造成的污染，利用专业技术解决火电厂带来的生态环境问题，减少火电厂在发电过程中排向空气的污染物降低对大气的污染非常必要。

1 研究背景

在我国“多煤、低油、贫气”的一次能源资源禀赋中，确定了长期以煤为主的电力能源利用布局，以煤化工为主的能源需求稳步增长，随着我国现代化和城市化进程的快速推进，潜在的环境污染问题不断涌现，雾霾、酸雨等自然环境污染频发，区域环境污染问题日益突出。因此，在保持有效地自然环境发展趋势和成本的基础上追求完善的火电厂“低排放”污染物治理技术，对于实现经济发展与自然环境和谐可持续发展的理念具有关键的现实意义。2011年7月29日，国家公布了《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），进一步收紧二氧化硫、氮氧化物和粉尘排放限值，提高汞排放浓度值规定，重点区域制定粉尘20mg/m3、二氧化硫50mg/m3、氮氧化物100mg/m3，并且标准中特别规定了0.03mg/m3的汞和化学物质的空气污染物，新标准的实施给重点地区火电站二氧化硫、氮氧化物、粉尘汞、化学物质处理技术等带来了巨大的工作压力和挑战。

2 火电厂发电的种类分析

2.1 超临界发电技术分析

目前，我国的火电厂大多以提高主蒸汽消耗率为基础，从源头上提高发电效率和发电总量，这是基于增加主蒸汽消耗率来增加发电量，在利用超临界抽采发电技术发展发电的整个过程中，大部分火电厂引进了一定的污染物处理技术来开展辅助工作。如今，我国火电厂大多采用烟气脱硫、除尘等技术辅助超临界抽采发电技术，可以全程减少某些环境污染物，维护生态环境。在现阶段发展趋势的全过程中，利用这种污染物治理技术，可以合理降低全过程产生的污染物对生态环境保护的破坏作用。超临界抽提燃烧技术具有发电机组热效率高、稳定性高的一定优势，与传统的火力发电厂相比，在环保技术上也有很大的提高。我国在开发超临界萃取燃烧技术的整个过程中，会加上一定的除灰技术和烟气脱硫技术，可以很好地辅助煤燃烧中的污染物。随着高新技术的不断发展和社会的发展，燃煤超临界萃取技术将成为大多数火电厂的首选，对维护生态环境保护有着非常大的作用。

2.2 循环流化床燃烧技术

在整个燃烧过程中，同时在燃烧池中加入煤和脱硫催化剂，受通风孔高速旋风影响，缓慢形成一层浮层，然后在燃烧过程中缓慢地去除煤中的硫元素，这种燃烧技术就是循环流化床燃烧技术。在循环流化床燃烧技术方面，根据气体压力的不同，可分为不同的循环流化床燃烧技术方法。一种是自然压力循环流化床燃烧，一种是增压循环流化床燃烧，两者的区别在于在整个燃烧过程中气体压力不同，而燃烧气体压力的不同对燃烧的具体燃烧程度和气体流量有着一定影响。在循环流化床燃烧的整个过程中，进行烟气脱硫的关键是脱硫催化剂的选择，石灰石作为炉内脱硫催化剂主要成分是碳酸氢钙，可受热能转化为氢气。氧化钙、氢氧化钙和煤燃烧将大量二氧化硫蒸气转化为硫氰酸钾，伴随固体化学品的去除，达到煤的脱硫效果。在循环流化床进行燃煤全过程的应用中，具有很强的净化作用，燃烧污染物极低，因为在整个特定燃烧过程中，选择的燃烧温度都是能刚好与碳酸氢钙和二氧化硫反射的温度相匹配。并且硫元素在煤燃烧的整个过程中具有很好的干燥作用。与传统的火电厂燃煤技术相比，循环流化床燃烧技术能将污染物减少到更低的水平。另外，基于燃烧床的煤燃烧反射也可以促进煤的充分燃烧。

3 火电厂大气燃烧产物的控制分析

上文对我国当前的几种主要火电厂的发电技术进行了简单的分析，可以看出大多数火电厂的煤炭燃烧技术都具有一定的除尘、除污染物技术，相关技术的具体应用详情如下。

3.1 高效二氧化硫控制技术

3.1.1 石灰石—石膏湿法脱硫

石灰石—石膏湿法脱硫塔是目前世界上较为完备的脱硫技术，单机版本已达1000万kW。2011年，我国火电厂湿法烟气脱硫技术石灰石石膏市场占有率已占全部烟气脱硫技术的90%左右。该加工工艺采用石灰石作为烟气脱硫吸附剂，将石灰石磨成粉状，与水混合制成消化吸收浆液。在脱硫塔内，烟气中的二氧化硫、浆液中的碳酸氢钙和吹入的空气氧化反应成熟石膏，然后烟气通过屋顶式除雾器去除皮带上的细小液体进入烟囱。而脱硫石膏浆干燥后循环使用，因此石灰石-石膏湿法脱硫塔处理技术适用于所有含硫原煤的烟气脱硫，效率可达95%以上。

3.1.2 高效石灰石—石膏湿法脱硫技术

由于我国火电厂原煤硫含量波动较大，相关地区火电厂脱硫效率（二氧化硫排放控制在50mg/m3以下）规定在98%以上甚至更高。因此，必须解决高烟问题，对基础的石灰石石膏脱硫塔处理技术进行改进。现阶段的关键方法，一是双塔板脱硫塔技术。该技术是在自喷塔浆液喷嘴下方设置1～2层带有小圆孔的板式塔，消化吸收浆液在板式塔上产生一定的薄液层，烟气进入洗涤塔。由塔盘分散成小旋流器，在液层鼓胀进行汽液接触，进行二氧化硫消化吸收；通过均相旋流器提高烟气脱硫效率，增加石灰石熔化量，增加烟气在脱硫塔内的停留时间。二是回收U型塔技术（液柱自喷御）。循环U型塔由高流速空塔和小塔（循环系统浆液浓度值为30%）和方形逆向塔（循环系统浆液浓度值为15%）组成。烟气最先进入下游液塔除去约70%的二氧化硫，然后残留的二氧化硫在逆流洗涤器中进一步被树脂吸附。该处理技术烟气综合脱硫率达98%以上。三是脱硫塔系列。选用两台脱硫塔串联运行，共同对烟气进行脱硫，达到环保标准。该技术适用于高硫煤系统，相同液气比标准下运行能耗低于多喷层方案。但系统复杂，覆盖面积大。四是双回路供电脱硫塔。高炉二氧化硫与空气氧化全过程分两阶段形成控制回路循环系统：第一阶段pH值控制在4.5以下，预消化全过程对亚硫酸钙进行吸收和空气氧化。第二阶段将pH值控制在6左右（石灰石相对性太大），完成二氧化硫的高效消化吸收。该处理工艺的特点是石灰石利用率高，各反映均处于最佳pH值调节，烟气脱硫效率高，抗负荷变化能力强，副产熟石膏能耗低；缺点是系统复杂，操作规范性高，详情见图1。

图1 石膏湿法脱硫技术

3.2 氮氧化物控制技术

目前国内外燃煤电厂采用的氮氧化物控制技术主要是低氮燃烧技术和 SCR脱硝，脱硝效率在80%以上，详情见图2。

3.2.1 低氮燃烧技术

改变燃烧标准以减少氮氧化物排放的方法通常称为低氮氧化物燃烧技术。现阶段开发设计了第三代低NOx燃烧技术，在超临界抽提和超超临界锅炉中得到广泛应用，氮氧化物的排放浓度为170～240mg/m3。

图2 氮氧化物烟气处理系统

3.2.2 全负荷脱硝技术

一是选择催化反应氢化铝锂（SCR）脱硝技术。SCR脱硝技术是现阶段世界上火电厂最常用的处理技术，约占脱硝市场总量的90%。反应原理是在金属催化剂的标准下，烟气中的氮氧化物（NO、NO2）与喷出的氧化剂氨（NH）在一定的反射温度范围内（300～420℃）进行反射。转化为氨气（N2）和水。SCR脱硝选用“2：1”层金属催化剂时，脱硝效率高达80%以上。随后，SCR脱硝炉低负荷运行时，由于温度低，脱硝系统无法投入运行，氮氧化物排放超标。二是满负荷脱硝。针对SCR脱硝发电机组在低负荷情况下无法投入使用的问题，可以采用两种方案，一种是锅炉省煤器按截面图方案，将锅炉省煤器分成2个部分，找到合适的温度对话框，达到30% THA甚至更低的工况。脱硝入口烟气温度超过310℃，100%BMCR工作。在此条件下，脱硝入口烟道温度低于400℃，可采用另一种宽响应对区金属催化剂方案，此时可选择适用于290℃甚至更低温度的脱硝金属催化剂。另外，南开大学在实验室完成了金属催化剂在260℃以下的长期安全连续运行。

3.3 静电除尘器

一是静电除尘技术。静电除尘技术的基本原理是在高压静电场的作用下使水蒸气水解，使细颗粒的浓度发生极化，在静电力的作用下将粉尘收集起来。该技术具有除灰效率高（一般为99.8%及以上）、集成覆盖面广、运行成本低、稳定性高、使用方便、无二次污染等独特优势，早已成为火力发电厂领域首选的除尘设备，但设备较为复杂，且占地面积大，对烟尘专用电阻器也有一定的规定，除灰效率高会受到煤和灰成分的损害。二是超低温电除尘器。现阶段我国火电厂运行的燃煤电厂设计方案烟气系统温度一般为125～130℃，使用煤泥时为140～150℃，烟道温度电厂具体运行的燃气系统一般比设计方案值高20～50℃，远远超过烟气泄漏点的温度。排烟系统的高温导致加热炉的高效率降低，静电除尘器的除尘效率降低。超低温电除尘器是二级烟气余热回收利用装置。第一级布置在除尘设备的入口处，将烟气温度从123℃左右冷却到105℃左右。第二级设置在脱硫塔入口处，将烟气温度从110℃左右冷却到96℃左右。由于排风系统温度降低，进入电除尘器的烟气体积减少，烟尘比电阻少，进而完成余热回收利用的双向目标，提高除灰效率。

3.4 烟气脱汞技术

汞以三种形式储存在加热炉的烟气中，即氢氧化物汞（HgO）、正离子汞（Hg2+）和微粒汞（HgP）。由于受到原煤长焰煤、加热炉形式和燃烧方式的危害，这三种形态的汞在总汞中的比例会发生变化，《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）最初要求燃煤蒸汽锅炉中汞和化学物质的环保标准为0.03mg/m3。