龍 輝，周宇翔，黃晶晶

（1.中國電力工程顧問集團有限公司，北京 100120；2. 吉林電力股份有限公司，長春 130021）

燃劣質(zhì)煤火電機組“超低排放”技術(shù)路線選擇

龍 輝1，周宇翔2，黃晶晶1

（1.中國電力工程顧問集團有限公司，北京 100120；2. 吉林電力股份有限公司，長春 130021）

簡述了美國燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)的應(yīng)用情況，介紹了國內(nèi)燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)發(fā)展情況，通過對燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)的研究，結(jié)論是燃劣質(zhì)煤火電機組應(yīng)根據(jù)其高灰、高硫等特點進行具體分析，并對相關(guān)技術(shù)發(fā)展提出建議。

劣質(zhì)煤；超低排放；協(xié)同治理

引言

截至2015年底，燃煤火電機組已投運脫硫裝置容量約8.9億千瓦，約占全國煤電機組容量的99%。燃煤火電機組已投運脫硝機組總?cè)萘考s8.3億千瓦，占全國煤電機組容量約92.0%。燃煤火電機組已全部安裝除塵設(shè)備（電除塵器約占75%，其余為布袋除塵器和電袋復(fù)合除塵器）。截至2016年4月，累計1.6億千瓦燃煤火電機組完成“超低排放”改造，“超低排放”改造工作已有向燃劣質(zhì)煤火電機組發(fā)展的趨勢。為此，研究燃劣質(zhì)煤火電機組技術(shù)研究及技術(shù)路線選擇十分必要。

1 美國燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)應(yīng)用情況

1.1 燃煤火電機組煙氣治理標準方面

近十年來，美國對燃煤火電機組煙氣治理標準的變化如下：

1）標準更嚴。2008年頒布的《清潔大氣法修正案》二期，比1990年的《清潔大氣法修正案》對污染物的控制力度更大，排放要求更嚴。其中對脫硫裝置的要求如下：新上燃煤機組當(dāng)采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝時，脫硫效率達98%～99%，脫硫裝置可用率達99%；當(dāng)采用煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝或旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫工藝時，脫硫效率達95%以上，脫硫裝置可用率達99%。2）2006年廢除了對PM10的排放要求,專門對PM2.5提出排放控制要求。3）各州制定出對汞等重金屬的排放標準及法規(guī)。

1.2 燃煤火電機組煙氣治理技術(shù)發(fā)展

近十年來，美國燃煤火電機組煙氣治理技術(shù)發(fā)展如下：

（1）煙氣綜合治理工藝示范裝置

美國執(zhí)行PPII計劃（火電廠改進計劃），美國能源部在國內(nèi)AES Greenidge4號機組（104MW機組）安裝了一套組合技術(shù)環(huán)保型示范裝置。主要工藝路線為：低NOx燃燒器+SNCR+SCR+CFB-FGD（煙氣循環(huán)流化床脫SO2、SO3工藝）+脫汞（活性炭脫汞工藝）+布袋除塵器示范裝置，SO2脫除率＞95%，SO3脫除率＞95%，脫汞率＞90%，NOx排放為150mg/Nm3。

（2）燃煤火電機組低低溫電除塵器技術(shù)研究工作

2009年國內(nèi)某企業(yè)與日本三菱公司探討低低溫電除塵器在中國應(yīng)用的可行性，三菱公司提出要與美國開展合作。在燃煤機組完成低低溫電除塵器項目后，美國公司開展了一些研究和試驗。美國南方電力公司通過PM濃度/H2SO4霧濃度來評價腐蝕程度，當(dāng)?shù)偷蜏仉姵龎m器采用含硫量為2.5%的燃煤時，灰硫比在50～100可避免腐蝕，當(dāng)采用含硫量更高的燃煤時，為避免腐蝕，灰硫比應(yīng)大于200。圖1為美國某項目評價腐蝕方法。

圖1 美國某項目評價腐蝕方法

（3）濕式電除塵器技術(shù)在美國燃煤火電機組的技術(shù)發(fā)展

美國在2006年廢除了對PM10的排放要求，專門對PM2.5提出控制要求。此后在燃煤火電機組建了8臺濕式電除塵器，采取的除塵工藝路線主要是：布袋除塵器（電除塵器）+濕法煙氣脫硫裝置+濕式電除塵器。燃煤火電機組安裝濕式電除塵器的目的為：1）滿足美國環(huán)保排放法規(guī)的要求（美國2011年5月頒布的新的污染物控制標準，對燃煤機組顆粒物排放濃度控制要求折算成我國用的單位為12.3mg/Nm3，因此首先應(yīng)滿足該要求）。2）滿足控制PM2.5、硫酸霧及脫汞的要求。

（4）活性炭煙氣脫汞技術(shù)在美國的發(fā)展

在火電廠煙氣脫汞技術(shù)發(fā)展方面，美國走在世界的前列，對煤中重金屬進行分析，對其中一部分電廠采用活性炭脫汞工藝。美國已有169個機組完成了煙氣脫汞工程應(yīng)用。

（5）煙氣脫SO3技術(shù)在美國的發(fā)展

在安裝了SCR后，更多的電廠會出現(xiàn)“藍煙”問題。據(jù)美國EPA估計，約75%的燃煤電廠在安裝了SCR+濕法FGD后受到“藍煙”問題的困擾，而SO3對于PM2.5的貢獻是SO2的10倍?？刹捎迷诳諝忸A(yù)熱器入口噴射Na2CO3技術(shù)與回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器相結(jié)合來提高熱回收效率，通過前者能有效控制SO3濃度，防止空氣預(yù)熱器內(nèi)結(jié)垢與腐蝕，后者有效回收熱能。該工藝已成功應(yīng)用于30多個鍋爐，總裝機容量超過17,000MW。

（6）提高汞氧化率的脫硝催化劑大批量更換

2015年，國內(nèi)某企業(yè)對美國公司進行調(diào)研時，美方提出中國不要走他們的老路，安裝煙氣脫硝的電廠催化劑為滿足煙氣脫汞的需要，要更換成滿足高氧化汞轉(zhuǎn)化率的催化劑。

1.3 燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)路線

美國自2006年提出PM2.5控制要求后，又對部分電廠提出除脫除傳統(tǒng)的粉塵、NOx、SO2外，同時脫除PM2.5、SO3及汞的要求，進而提出了低NOx燃燒器+SCR+脫SO3（可選項）+脫汞（可選項）+高效ESP+WFGD+WESP（可選項）的技術(shù)路線。

如：美國Trimble County電廠2號機組濕式電除塵器的應(yīng)用（2011年投運）。該電廠是美國燃高硫煤最環(huán)保的電廠之一。煙氣治理技術(shù)路線：低NOx燃燒器 +SCR（NOx綜合脫除率＞90%）+噴射CaOH2系統(tǒng)（脫除SO3）+ESP+活性炭脫汞裝置+FF+WFGD（SO2脫除率＞98%）+WESP。

2 國內(nèi)燃煤火電機組煙氣治理技術(shù)應(yīng)用概況

2.1 “超低排放”主要技術(shù)路線的選擇

根據(jù)我國目前對電廠“超低排放”的要求，國內(nèi)燃煤火電機組主要選擇以下技術(shù)路線滿足“超低排放”要求。

技術(shù)路線一：低NOx燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器。

技術(shù)路線二：低NOx燃燒器+SCR+高效除塵器+濕法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器。

技術(shù)路線三：低NOx燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）。

2.2 主要技術(shù)路線應(yīng)用情況

（1）技術(shù)路線一的應(yīng)用情況

目前國內(nèi)已有多臺機組按照該技術(shù)路線完成改造，實現(xiàn)“超低排放”。主要投運業(yè)績包括：浙能嘉華電廠7、8號機組、神華國華惠州電廠300MW機組、揚州第二電廠630MW等。

（2）技術(shù)路線二的應(yīng)用情況

目前國內(nèi)也已有多臺燃煤火電機組按照該技術(shù)路線完成改造，并實現(xiàn)“超低排放”，其高效除塵器或采用優(yōu)化后的電除塵器或采用電袋除塵器。主要投運業(yè)績包括：華能白楊河電廠2×300MW機組，華能黃臺電廠9、10號2×300MW機組，大唐黃島電廠5、6號2×670MW機組，山西瑞光電廠300MW機組，廣州恒運電廠9號爐330MW機組，石家莊熱電廠等。

（3）技術(shù)路線三的應(yīng)用情況

目前已有多臺機組按照該技術(shù)路線完成新建或改造，并實現(xiàn)“超低排放”。主要投運業(yè)績包括：華能金陵電廠2×1030MW機組、華能長興電廠2 × 660MW機組、華能玉環(huán)電廠2號1000MW機組、重慶合川電廠2×660MW機組、寧夏鴛鴦湖電廠660MW機組以及中電投上海漕涇電廠2號1000MW機組等。

3 國內(nèi)燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣治理技術(shù)狀況分析

3.1 燃劣質(zhì)煤火電機組的主要分布區(qū)域

我國煤炭資源中、高硫煤占比大約30%，隨著優(yōu)質(zhì)煤的使用量日益增加，燃煤火電機組將面對低硫煤資源日益減少、燃料成本上升，被迫使用中、高硫煤的局面。圖2為主要產(chǎn)煤省中高硫煤（Sar＞2%）儲量的占比情況。

圖2 各省中高硫煤（Sar＞2%）儲量占比

由于我國燃煤的巨大差異，使煙氣治理技術(shù)的發(fā)展更具復(fù)雜性。例如，貴州、四川省等地火電機組燃煤硫分高，SO3和PM2.5排放最嚴重；山東、山西、河南、河北省等地部分火電機組燃煤硫分較高。國家將會出臺更為嚴格的標準要求，SO3和PM2.5排放控制技術(shù)的研究已成為不可忽略的環(huán)節(jié)，在滿足粉塵、NOx、SO2達標排放的前提下，還要考慮對SO3和PM2.5的控制。

3.2 燃劣質(zhì)煤鍋爐煙氣脫硫及除塵“超低排放”改造技術(shù)方案

當(dāng)FGD裝置入口SO2濃度超過3500mg/Nm3（干基，6% O2）時，可采用串聯(lián)塔或持液層托盤塔的技術(shù)方案，實現(xiàn)SO2的超低排放。

（1）改造方案一：串塔改造+濕式電除塵器方案

通過控制一、二級吸收塔的pH值實現(xiàn)分區(qū)控制，一級吸收塔低pH值運行，利于石膏氧化結(jié)晶；二級吸收塔高pH值運行，利于高效脫硫。一般一級吸收塔設(shè)計脫硫效率80%～90%，控制一級吸收塔出口SO2濃度500～700mg/Nm3，二級吸收塔設(shè)計脫硫效率93%～95%，通過兩級吸收塔后，控制凈煙氣SO2排放濃度在35mg/Nm3以下，達到“超低排放”要求。圖3為二級串塔煙氣脫硫工藝流程圖。

圖3 二級串塔煙氣脫硫工藝流程圖

主要應(yīng)用案例：山東某電廠300MW機組煙氣脫硫改造項目。改造前設(shè)計煤質(zhì)收到基硫份Sar為2.2%，F(xiàn)GD入口SO2濃度5547mg/Nm3，設(shè)計脫硫效率大于97%，出口SO2濃度小于166mg/Nm3。為達到超低排放要求，電廠對現(xiàn)有裝置進行了“超低排放”提效改造，改造后設(shè)計入口/出口SO2濃度為5750/32mg/Nm3（標準狀態(tài)，干基，6%含氧量），設(shè)計脫硫效率達99.44%。改造方案本著充分利舊的原則，利舊現(xiàn)有吸收塔作為一級吸收塔，新建一座吸收塔作為二級吸收塔。新建二級吸收塔直徑12.5m，高29m，吸收塔內(nèi)煙氣流速3.5m/s，設(shè)置三層噴淋層，層間距2m。新建二級吸收塔配套設(shè)置除霧器和氧化風(fēng)系統(tǒng)。脫硫增容改造工程已投入運行，在入口SO2濃度5000mg/Nm3左右時，凈煙氣SO2排放濃度低于30mg/Nm3，滿足“超低排放”要求。

濕式電除塵器改造方案：WESP為立式復(fù)合材料收塵極，設(shè)計除塵效率不低于83%，進口含塵濃度30mg/Nm3，出口濃度保證≤5mg/Nm3。該機組于2014年9月投運，經(jīng)測試，WESP除塵效率大于85%，出口煙塵排放為2.6mg/Nm3。

（2）改造方案二：低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）方案

主要采用低NOx燃燒器+SCR+低低溫電除塵器+優(yōu)化后的濕法煙氣脫硫工藝（含高效除霧器）技術(shù)路線。

從整個電廠系統(tǒng)設(shè)計的角度考慮燃煤電廠煙氣的治理，充分研究煙氣中粉塵、NOx、SOx、Hg等污染物，各脫除工藝之間相互影響、相互關(guān)聯(lián)的物理和化學(xué)過程，利用現(xiàn)有煙氣污染物脫除設(shè)備之間存在的協(xié)同脫除能力，實現(xiàn)燃煤電廠大氣污染物的協(xié)同與集成治理設(shè)計方案，為我國燃煤電廠煙氣污染物超低排放提供了新思路。通過熱回收器，煙溫降低至酸露點以下，此時，絕大部分SO3在煙氣降溫過程中凝結(jié)。由于煙氣尚未進入電除塵器，所以煙塵濃度很高，比表面積很大，冷凝的SO3可得到充分的吸附，對SO3去除率一般不小于80%，下游設(shè)備一般不會發(fā)生低溫腐蝕現(xiàn)象，同時實現(xiàn)余熱利用或加熱濕法脫硫裝置后的凈煙氣。濕法脫硫裝置出口的液滴中含有石膏顆粒等固體顆粒，要達到顆粒物的超低排放，提高其協(xié)同除塵效率的措施：1）較好的氣流分布；2）采用合適的吸收塔流速；3）優(yōu)化噴淋層設(shè)計；4）采用高性能的除霧器，除霧器出口液滴濃度為20～40mg/Nm3。

主要應(yīng)用案例：山西某電廠2號660MW機組超低排放一體化改造工程。該機組燃煤為中硫（St.ar為2.4%，入口SO2濃度5440mg/Nm3）、高灰（Aar為35.8%，除塵器入口煙塵濃度46mg/Nm3），采用以低低溫電除塵技術(shù)為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，系統(tǒng)中不設(shè)置WESP，低低溫電除塵器+高效電源+薄膜持液層托盤單塔技術(shù)路線，利舊現(xiàn)有吸收塔，在吸收塔入口煙道上沿至最下層噴嘴層之間新增一層合金托盤，吸收塔上部加高，在現(xiàn)有四層噴淋層頂部再新增一層薄膜持液層，改造后吸收塔為一層合金托盤+四層噴淋層+一層薄膜持液層方案。拆除原有2級屋脊式除霧器，在吸收塔出口設(shè)置3級煙道除霧器，改造后除霧器出口霧滴含量小于20mg/Nm3。2015年12月，示范工程順利通過168小時運行，各項指標達到超低排放標準，在入口煙氣SO2濃度達到6000mg/Nm3情況下，出口SO2濃度小于20mg/Nm3，粉塵平均濃度5mg/Nm3（低低溫未投運）。目前已通過地方環(huán)保監(jiān)測站環(huán)保驗收，煙塵排放濃度＜5mg/Nm3，SO2排放濃度＜35mg/Nm3。

3.3 燃劣質(zhì)煤火電機組煙氣脫硝“超低排放”改造技術(shù)

國內(nèi)目前實現(xiàn)燃煤火電機組NOx“超低排放”要求的主要是選擇性催化還原法煙氣脫硝工藝（SCR）。

根據(jù)國外資料介紹，在采用SCR工藝時，會產(chǎn)生硫酸氫銨，進而造成空氣預(yù)熱器的腐蝕、堵塞，而硫酸氫銨的產(chǎn)生取決于NH3和SO3的濃度之積。只要SO3在2～3mg/Nm3之間，NH3＞2mg/Nm3，硫酸氫銨積聚現(xiàn)象就會在空氣預(yù)熱器內(nèi)發(fā)生。對于目前較難達標的鍋爐型式，主要是燃無煙煤型鍋爐，NOx原始濃度700～1000mg/Nm3，要求脫硝效率93%～97%，才能實現(xiàn)NOx低于50mg/Nm3的排放要求。但提高脫硝效率的主要途徑是增加催化劑的體積量，要求脫硝效率提高，轉(zhuǎn)化率提高。脫硝效率達到一定程度（90%以上），催化劑設(shè)計將遇到瓶頸，因為體積量的增加也將提高總體轉(zhuǎn)化率。脫硝效率＞90%，NH3/NOx混合的相對標準偏差設(shè)計目標值為2%，而國內(nèi)現(xiàn)在的設(shè)計是5%，實際情況是15%或更差。

因此，高硫、高塵的煙氣條件，尤其是要求高脫硝效率的情況下，原則上，現(xiàn)有的催化劑無法保證全部的性能指標。建議燃無煙煤的火電機組，采用SCR工藝，脫硝效率不大于90%，且NOx排放應(yīng)控制在100mg/Nm3而不是50mg/Nm3。

3.4 解決燃中、高硫煤電廠SO3排放過高的問題

為解決燃中、高硫煤電廠SO3排放過高的問題，可在SCR出、入口噴碳酸鈉溶液，協(xié)同解決空氣預(yù)熱器堵塞，延長催化劑壽命，通過改進空氣預(yù)熱器工作狀態(tài)，可使鍋爐效率提高，大幅減少末端腐蝕情況和檢修費用，提高SCR對氮氧化物的脫除效率或有效延長催化劑的使用壽命。據(jù)了解，SO3脫除效率為95%～99%，并解決了煙囪出口SO3排放、酸腐蝕等問題。

4 燃劣質(zhì)煤火電機組“超低排放”技術(shù)路線選擇建議

對于燃中、高硫，高灰煤火電機組，國內(nèi)部分項目已積累了一定的經(jīng)驗，既能滿足粉塵排放控制要求，又脫除了大部分PM2.5以及部分SO3和Hg，以消除“藍煙”。因此，建議技術(shù)路線：低NOx燃燒器+SCR+脫SO3（可選項）+高效ESP+WFGD+WESP（可選項）。同時，繼續(xù)開展實驗，驗證燃中、高硫，高灰煤火電機組采用低低溫電除塵器的可行性。

Selection of “Ultra-low Emission” Technical Route in Inferior Coal Power Generating Set

LONG Hui, ZHOU Yu-xiang, HUANG Jing-jing

X701

A

1006-5377（2017）01-0031-04