煤电大气污染物超低排放应用技术.doc

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1、煤电大气污染物超低排放应用技术火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)发布之初，受到了广泛的质疑。电力行业普遍认为标准排放限值过于严格。但随着环境空气污染的日益加重，特别是长三角、珠三角、京津冀等重点区域的灰霾频发，以及国务院大气污染防治行动计划的出台，电力行业已逐渐认识到该标准的重要性与必要性，不仅积极采取措施，尽可能实现达标排放，而且有不少集团公司已着手实施燃煤电厂符合燃机排放标准的研究，并进一步提出燃煤电厂超低排放的概念。本文拟从燃煤电厂超低排放的技术集成与对策方面进行研究，分析得出超低排放技术的有效性和可达性。现行烟气排放及治理概况“十一五”以来，火电行业在自身大发展的同时，

2、火电环保实现了跨越式发展，无论是烟气治理还是污染物减排，其成效非常显著，为我国节能减排任务作出了巨大贡献。烟气除尘2012年我国火电行业烟尘排放量为151万吨，同比下降2.58%在我国火电装机容量同比增长7.02%、火力发电量同比增长0.34%的情况下，全国火电厂烟尘平均排放绩效值达到0.4克/千瓦时，基本与2011年持平，与美国同期水平0.15克/千瓦时相比，我国火电厂烟尘平均排放绩效还是偏高。随着火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)的执行，我国火电烟尘减排还有空间。在我国电力工业快速发展、发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，随着除尘技术的提高，目前新建电除尘器的效率一般均

3、高于9.8%，燃煤电厂烟尘排放绩效也逐年下降，由1980年的16.5克/千瓦时降至2000年的2.9克/千瓦时、2012年的0.4克/千瓦时。截至2012年，全国燃煤机组安装静电除尘器的比例达到94.0%，袋式除尘器和电袋除尘器的比例分别为5.5%和0.5%。烟气脱硫2012年我国火电行业SO2排放量为883万吨，同比下降3.29%。与2005年相比，2012年火电SO2排放量下降了32.08%。电力行业SO2排放量占全国SO2排放量的比例由2005年的51.0%下降到41.7%。全国电力行业SO2排放绩效值由2005年的6.7克/千瓦时下降到2.3克/千瓦时。单纯从数据比较而言，我国电力SO

4、2排放绩效已好于美国的2.8克/千瓦时。截至2012年底，我国脱硫机组装机容量达到7.18亿千瓦，同比提高13.97%，占全国火电机组的比例达92%，比2011年的美国高30个百分点。其中，2012年新投运的烟气脱硫机组装机总容量达4500万千瓦。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉及计划关停机组，全国脱硫机组装机容量占煤电机组比例已接近100%。2012年全国投运燃煤机组脱硫设施中，脱硫工艺以石灰石-石膏法为主，占91.73%，其次为循环流化床锅炉，占3.52%。此外，海水脱硫工艺占2.71%，氨法脱硫工艺占0.88%，其他工艺方法占1.16%。烟气脱硝2012年我国火电行业NOx排放量为9

5、48万吨，同比下降5.48%，首次实现年度电力NOx排放总量下降。电力行业NOx排放量占全国NOx排放量的比例从2011年的46.0%下降至40.6%。全国电力行业NOx排放绩效值由2011年的2.6克/千瓦时下降到2.4克/千瓦时。截至2012年底，有2.26亿千瓦的脱硝机组建成，火电脱硝装机容量占全国火电机组容量的比例从2011年的16.9%提高到27.6%(2013年火电脱硝装机容量已达到4.3亿千瓦)。其中，2012年新投运的烟气脱硝机组装机总容量达9000万千瓦，占全国脱硝机组容量的42.79%；规划及在建的烟气脱硝机组超过4.5亿千瓦。所采用的工艺主要是选择性催化还原法(SCR)，

6、约占脱硝机组总装机容量的95%以上，非选择性催化还原法(SNCR)占5%以下。现行烟气治理存在的主要问题我国电力行业烟气治理措施虽然在机理和技术上已经很成熟，但从目前已投运的烟气治理设施运行情况来看，仍有很多电厂由于受系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，尤其是随着火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)的执行，实际运行时脱除效率的提高及排放浓度的下降仍有空间。烟尘超标问题部分电厂烟尘排放不稳定，存在超标现象。主要原因包括：由于设计原因，目前运行的电除尘器比收尘面积偏小，其除尘器的除尘效率和烟尘排放浓度不能满足更严格的标准限值；实际燃煤煤质偏离设计煤质，除尘设施不能

7、适应煤质的变化，引起运行性能下降；设备老化，运行维护不及时，影响电除尘器电场的投运率等。脱硫系统问题部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值的情况。电厂实际燃煤硫份和热值偏离设计值是脱硫装置存在的普遍问题之一，直接造成脱硫设施入口烟气量和SO2浓度超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行。部分电厂的实际燃煤硫份较设计值有较大幅提高，有的甚至超过设计值的1倍以上。部分电厂脱硫设施入口烟尘浓度较高，不能满足脱硫设施要求。脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，特别是老厂改造时，这一问题尤为严重。大量的烟尘进入脱硫塔，轻则降低脱硫效率，影响副产物的脱水性能，加剧系统的磨损，重则可引起吸收浆液的品质恶化，脱硫设施无法运

8、行，被迫停运。部分电厂还存在人为因素，造成综合脱硫效率低的情况。脱硝系统问题脱硝系统存在的潜在问题主要包括：液氨的安全性问题、脱硝技术国产化问题、失效催化剂的再生与处置问题、氨逃逸问题等。另外，还需要解决SCR烟气脱硝低负荷下的投运问题。通常情况下，机组低负荷运行时，烟温下降，脱硝装置不能正常运行，但此时锅炉产生的NOx浓度是额定负荷的23倍，所以SCR烟气脱硝低负荷下投运问题亟待解决。此外，脱硝系统的投运还容易导致空预器等堵塞。“石膏雨”问题安装湿法烟气脱硫系统的燃煤发电机组在取消烟气换热器(GGH)以后，烟囱排烟温度降低，容易出现夹带液态污染物的排放，导致正常天气情况下，烟囱附近区域经常出

9、现下降小液滴的“石膏雨”现象。该现象一般出现在烟囱下风向800米左右的范围以内，当机组运行负荷高、环境温度低时，“石膏雨”现象尤为严重。“石膏雨”现象产生的主要原因，除了取消GGH后烟气温度降低之外，还包括脱硫塔设计偏小、塔内流速较大、湿法脱硫系统运行效率降低、除雾器效果较差、烟囱内部冷凝液收集设计不合理等原因，另外天气也是形成“石膏雨”的原因之一，尤其是在冬季，烟温与环境温度相差较大时，越容易发生“石膏雨”现象。“石膏雨”现象属于燃煤电厂的二次污染问题，主要成分是石膏，液滴直径在18毫米。石膏雨中含有的硫酸钙虽然对人体健康没有显著影响，但是在脱硫过程中产生的杂质和粉尘，被人体吸入后仍会有一定

10、影响。同时，“石膏雨”现象也会影响厂区的生活和生产，以及附近居民区的生活。运行管理问题部分电厂运行管理存在的问题包括：脱硫设施旁路运行现象；GGH堵灰现象，造成系统阻力增大，影响脱硫设施的投运率；设备和管道的腐蚀、磨损和堵塞问题；管理、运行、维护水平低的问题；脱硫废水处理系统不能正常运行情况；烟气连续监测系统安装位置不符合管理规定，以及测量数据不能真实反映实际情况等。大气污染物超低排放的技术集成火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)中的重点地区燃煤发电锅炉特别排放限值是目前世界上最严格的排放标准。国内外对燃煤电厂大气污染物超低排放没有统一的规定，本文燃煤电厂污染物超低排放是指通过先

11、进的烟气综合治理技术，使燃煤电厂的污染物排放满足GB132232011中的重点地区以气体为燃料的燃气轮机组排放限值，或一般地区以天然气为燃料的燃气轮机组排放限值的要求，即烟尘排放小于5毫克/立方米、SO2小于35毫克/立方米、NOx小于50毫克/立方米，但烟气含氧量仍然折算到燃煤发电锅炉的基准含氧量6%。烟尘控制技术为达到烟尘排放低于5毫克/立方米，技术路线可以选择为：电除尘器配高频电源+湿式电除尘器，或电除尘器配高频电源+烟气余热利用系统+湿式电除尘器。电除尘器高频电源是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。采用高频电源给电除尘器供电，可降低烟尘排放40%60

12、%，相比工频电源可节约电耗40%80%。配合电除尘器，除尘效率能达到99.80%99.85%，适宜煤质条件下排放浓度低于20毫克/立方米。与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是，湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排出，可以避免已捕集粉尘的再飞扬，达到很高的除尘效率，同时还可以消除“石膏雨”现象。从美国的资料以及日本电厂运行情况来看，湿式电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中PM2.5等细颗粒物，烟尘排放浓度控制在10毫克/立方米以下，甚至5毫克/立方米以下，酸雾去除率超过95%，对汞的控制效果也很明显。国内湖南益阳电厂、上海长兴岛第二发电厂、江西九江电厂、河南荥阳电厂

13、等已成功投运。监测数据表明，对一次PM2.5、SO3和Hg的去除率分别在85%、70%和60%左右。湿式电除尘器的优点包括：布置在湿式脱硫系统后，可有效地除去PM2.5微尘及石膏微液滴，去除率在70%以上；冲洗水对烟气有洗涤作用，可除去烟气中部分SO3微液滴。电除尘器配烟气余热利用系统，可以实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。目前国内火电厂排烟温度偏高，容易导致锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等情况。烟气余热利用系统采用两级烟气换热器系统，第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从约123冷却到约105。第二级布置在吸收塔的进口，将烟气温度从约110冷却到约96。使进入电除尘器

14、的运行温度由常温状态(120140)下降到低温状态(100108)，由于排烟温度的降低，进入电除尘器的烟气量减少，粉尘比电阻降低，从而提高除尘效率。上海漕泾电厂一期1号机组在除尘器进口加装烟气余热利用换热器后，烟气温度从123降低到约105，电除尘器效率从99.81%提高到了99.87%，对应的出口排放浓度从21.57毫克/立方米降低到14.29毫克/立方米。福建宁德电厂等则在电除尘器之前加装一级低温省煤器，即余热利用系统，直接将烟气温度降低至酸露点以下，采用低低温电除尘器，目前的运行效果也都很好。除了上述技术路线之外，还可以考虑的高效除尘方案包括：旋转电极式电除尘器、零风速振打清灰技术以及电

15、袋复合除尘器等。二氧化硫控制技术为达到SO2排放低于35毫克/立方米，技术路线可以选择为：单塔双循环技术、双托盘技术、U形塔(液柱+喷淋双塔)技术、串联接力吸收塔技术、双回路吸收塔技术等不同流派。另外在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量和浆池容量也能增加脱硫效率，例如采用4运1备的方式，以每层脱硫效率65%计算，总效率可达到98.5%。截至2013年底，我国投运的1000MW容量机组已达60台，几乎都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而且运行情况较好，脱硫效率能够达到设计值。随着环保标准的提高，新建电厂脱硫工艺以采用双循环为主，已建电厂则以脱硫系统的增效改造为主。珞璜电厂一期2360MW机组烟气脱

16、硫改造，将格栅填料塔改为托盘塔，脱硫效率从95%提高到97.2%；广西合山1、2号2330MW机组脱硫增效改造，采用串联双塔技术，脱硫效率从96%提高到98.2%；广西永福电厂使用的双塔双循环技术脱硫效率达到99%左右。氮氧化物控制技术为达到NOx排放低于50毫克/立方米，技术路线可以选择为：炉内低氮燃烧技术+SCR烟气脱硝技术。一方面控制低氮燃烧后的NOx产生浓度，另一方面控制SCR烟气脱硝效率。例如，低氮燃烧后的NOx产生浓度为250毫克/立方米，SCR脱硝效率为85%，则NOx排放浓度为37.5毫克/立方米；燃用挥发份较高的烟煤时，采用先进的低氮燃烧后，NOx产生浓度在200毫克/立方米