（中國環(huán)境保護(hù)產(chǎn)業(yè)協(xié)會(huì)脫硫脫硝委員會(huì)，北京 100037）

脫硫脫硝行業(yè)2016年技術(shù)發(fā)展概述

（中國環(huán)境保護(hù)產(chǎn)業(yè)協(xié)會(huì)脫硫脫硝委員會(huì)，北京 100037）

論述了2016年我國脫硫脫硝行業(yè)的技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r，介紹了行業(yè)的主要技術(shù)發(fā)展及脫硫脫硝新技術(shù)的開發(fā)應(yīng)用。

脫硫；脫硝；火電廠；工業(yè)鍋爐；催化劑；技術(shù)發(fā)展

1 二氧化硫超低排放技術(shù)

濕法脫硫基本原理為通過CaCO3與煙氣中SO2中和反應(yīng)脫硫，通過向吸收塔的漿液中鼓入空氣，強(qiáng)制使CaSO3氧化為CaSO4（石膏），脫硫的副產(chǎn)品為石膏。同時(shí)鼓入空氣產(chǎn)生了更為均勻的漿液，易于達(dá)到90%以上的脫硫率，并且易于控制結(jié)垢與堵塞。該方案還具有適用的煤種范圍廣、脫硫效率高、吸收劑利用率高、工作可靠性強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)。當(dāng)今國內(nèi)外選擇火電廠煙氣脫硫設(shè)備時(shí)，石灰石-石膏強(qiáng)制氧化系統(tǒng)成為主要的濕法煙氣脫硫工藝。吸收塔內(nèi)的反應(yīng)符合德拜-休克爾理論，根據(jù)該基本原理，在實(shí)際運(yùn)行的漿液pH值（一般為5~6）下，煙氣中SO2的脫除極限取決于SO2的氣、液相平衡。在通常的石灰石-石膏濕法脫硫裝置中，SO2氣相平衡濃度為5ppmdv（相當(dāng)于15mg/Nm3）。即對于采用石灰石作為脫硫劑的脫硫裝置，出口SO2的平衡濃度為15mg/Nm3，是可能脫除到的最低濃度。因此，在燃煤電廠濕法脫硫裝置上使SO2排放值低于35mg/Nm3是可以實(shí)現(xiàn)的。但需要對影響脫硫效率的液氣比、煙氣分布均勻性、吸收區(qū)高度、吸收塔漿池容量等因素進(jìn)行分析和選擇。

我國的濕法脫硫技術(shù)來源于20世紀(jì)90年代的技術(shù)引進(jìn)，在原國家經(jīng)貿(mào)委的指導(dǎo)下，電力部門陸續(xù)從國外引進(jìn)了比較先進(jìn)和成熟的脫硫工藝，應(yīng)用在大機(jī)組上的濕法脫硫技術(shù)主要有噴淋塔技術(shù)和液柱塔技術(shù)，且以單塔為主（即煙氣經(jīng)過單個(gè)脫硫塔后排放入大氣）。隨著脫硫排放標(biāo)準(zhǔn)要求的提高，按超低排放限值，高硫煤機(jī)組要求脫硫塔脫硫效率達(dá)到99%以上。一般情況下，常規(guī)脫硫塔的脫硫效率為95%~97%，無法滿足超低排放的要求。若采用傳統(tǒng)增效多噴淋技術(shù)，可通過增加噴淋層數(shù)，加大循環(huán)量以提高脫硫效率。但一般情況下，噴淋層增至5~6層已是上限，此時(shí)的總效率可達(dá)到98.5%，仍較難滿足高硫煤超低排放要求，且同時(shí)會(huì)帶來諸如設(shè)備磨損加劇、系統(tǒng)電耗增加、維護(hù)工作量劇增等一系列的問題。

1.1 濕法脫硫單塔強(qiáng)化技術(shù)

1.1.1 旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)

旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)的核心要素是在煙氣入口和噴淋層之間設(shè)置旋匯耦合器，旋匯耦合器基于多相紊流摻混的強(qiáng)傳質(zhì)機(jī)理，利用氣體動(dòng)力學(xué)原理，通過特制的旋匯耦合裝置產(chǎn)生氣液旋轉(zhuǎn)翻騰的湍流空間，使得氣液固三相充分接觸，大大降低了氣液膜傳質(zhì)阻力、提高傳質(zhì)速率，從而達(dá)到提高脫硫效率的目的。

旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)具有以下特點(diǎn)：1）均氣效果好。吸收塔內(nèi)氣體分布不均勻，是造成脫硫效率低和運(yùn)行成本高的重要原因。數(shù)值模擬顯示安裝旋匯耦合器的脫硫塔，均氣效果比一般空塔提高15%~30%，脫硫裝置能在比較經(jīng)濟(jì)、穩(wěn)定的狀態(tài)下運(yùn)行。2）傳質(zhì)效率高。煙氣脫硫的工作機(jī)理，是SO2從氣相傳遞到液相的相間傳質(zhì)過程，傳質(zhì)速率是決定脫硫效率的關(guān)鍵指標(biāo)。3）降溫速度快。從旋匯耦合器端面進(jìn)入的煙氣通過旋流和匯流的耦合，旋轉(zhuǎn)、翻覆形成湍流程度很大的氣液傳質(zhì)體系，煙氣溫度迅速下降，有利于塔內(nèi)的氣液充分反應(yīng)，各種運(yùn)行參數(shù)趨于最佳狀態(tài)。4）適應(yīng)范圍寬。不同工藝：由于降溫速度快，有效保護(hù)了脫硫塔內(nèi)壁防腐層，提高了脫硫系統(tǒng)安全性；不同工況：較好的均氣效果，受氣量大小影響較小，系統(tǒng)穩(wěn)定性強(qiáng)；不同煤種：脫硫效率高，受進(jìn)塔氣二氧化硫含量變化影響小，煤種范圍寬；原料的不同粒徑：石灰石粒度200~325目均可。5）能耗低。由于脫硫效率高，液氣比小，使得漿液循環(huán)量小，比同類技術(shù)節(jié)約電能8%~10%。

在旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)中，煙氣通過旋匯耦合裝置與漿液產(chǎn)生可控的湍流空間，提高了氣液固三相傳質(zhì)速率，完成一級脫硫除塵，同時(shí)實(shí)現(xiàn)了快速降溫及煙氣均布。引風(fēng)機(jī)出口煙氣進(jìn)入脫硫吸收塔，經(jīng)過旋匯耦合裝置，根據(jù)流體動(dòng)力學(xué)原理，形成強(qiáng)大的可控湍流空間，使氣液固三相充分接觸，提高傳質(zhì)效率，同時(shí)液氣比比同類技術(shù)降低30%，并同時(shí)實(shí)現(xiàn)高效脫硫和除塵。旋匯耦合裝置適用于不用工藝、不同工況、不同煤種、脫硫原料的不同粒徑，可應(yīng)付2萬mg/Nm3以內(nèi)二氧化硫含量的煙氣處理系統(tǒng)，完成高效脫硫過程，效率可達(dá)99.5%以上。

基于增強(qiáng)氣液傳質(zhì)機(jī)理的旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)是一項(xiàng)簡潔、適應(yīng)性強(qiáng)的實(shí)用性技術(shù)，可廣泛應(yīng)用于對舊脫硫系統(tǒng)的提效改造，改造周期短、工程量小、不改變吸收塔外部結(jié)構(gòu)、不改變原系統(tǒng)運(yùn)行方式。在對舊脫硫項(xiàng)目進(jìn)行旋匯耦合改造時(shí)，僅需在原吸收塔噴淋層下方增加旋匯耦合器層，該設(shè)置荷載小，針對現(xiàn)有機(jī)組脫硫塔的改造基本無需增加加固結(jié)構(gòu)。且旋匯耦合改造幾乎不涉及電氣熱控設(shè)備的增加，可視為塔內(nèi)固定原件使用，不增加運(yùn)行負(fù)擔(dān)。

河南華潤首陽山電廠一期2×630MW超臨界燃煤機(jī)組于2006年投運(yùn)。脫硝裝置采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術(shù)，每臺機(jī)組裝設(shè)2臺脫硝反應(yīng)器，脫硝裝置按“2+1”布置，催化劑采用蜂窩式。原除塵裝置采用蘭州電力修造廠生產(chǎn)的雙室四電場除塵器。脫硫裝置采用比曉芙公司提供的石灰石-石膏濕法技術(shù)，按一爐一塔設(shè)計(jì)。脫硫裝置2013年進(jìn)行引增合一，拆除增壓風(fēng)機(jī)，脫硫廢水改為以事故漿液箱為沉淀箱，清水排至化學(xué)工業(yè)廢水處理系統(tǒng)的方式進(jìn)行處置。為響應(yīng)國家燃煤電廠煙氣超凈排放號召，該電廠于2015年5月對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了旋匯耦合脫硫技術(shù)改造，要求改造后二氧化硫排放濃度不大于35mg/Nm3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。改造過程分別對吸收塔系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)進(jìn)行了優(yōu)化改造，并加裝了管束式除塵除霧裝置、更換了凈煙氣煙氣污染物連續(xù)監(jiān)測裝置的測點(diǎn)位置。改造后的設(shè)計(jì)煤種按照收到基含硫量1.0%考慮，脫硫入口二氧化硫濃度為2564mg/Nm3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2）。吸收塔系統(tǒng)改造過程中，主要內(nèi)容為原吸收塔加裝了旋匯耦合裝置、更換了原噴淋層。該項(xiàng)目于2015年8月完成，由國家電網(wǎng)河南省電科院執(zhí)行環(huán)保系統(tǒng)驗(yàn)收。驗(yàn)收結(jié)果顯示，在機(jī)組接近滿負(fù)荷的工況下凈煙氣二氧化硫濃度僅16.1mg/Nm3（標(biāo)態(tài)、干基、6%O2），脫硫系統(tǒng)圓滿完成超凈排放任務(wù)。且在投運(yùn)以來，脫硫系統(tǒng)工況穩(wěn)定、高效、經(jīng)濟(jì)，受到業(yè)主的高度肯定。

旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)擁有50MW、200MW、220MW、300MW、330MW、600MW及1000MW等170余臺大中型燃煤機(jī)組煙氣脫硫項(xiàng)目業(yè)績，其中于2015年（國家相關(guān)部門提出超凈排放要求）后完成建設(shè)或改造的機(jī)組均達(dá)到超低排放。

1.1.2 沸騰式泡沫脫硫技術(shù)

沸騰式泡沫脫硫技術(shù)是一種適用于燃煤鍋爐煙氣SO2超低排放的應(yīng)用技術(shù)，該技術(shù)裝置主要由沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件、高效噴淋層等裝置組成。結(jié)構(gòu)原理見圖1，有無沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件塔內(nèi)煙氣流場分布示意見圖2。

圖1 沸騰式泡沫脫硫技術(shù)結(jié)構(gòu)原理圖

圖2 有無沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件塔內(nèi)煙氣流場分布

其技術(shù)原理：1）強(qiáng)化氣液傳質(zhì)反應(yīng)：通過在常規(guī)脫硫塔內(nèi)設(shè)置一層沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件，在煙氣的作用下，該構(gòu)件上方可形成具有一定厚度的漿液泡沫層，煙氣首先通過沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件上的漿液泡沫層，產(chǎn)生鼓泡，泡沫在氣流的作用下上升、破碎，使煙氣與漿液充分浸潤和碰撞，擴(kuò)大了氣液接觸面積，延長了漿液停留時(shí)間，增強(qiáng)了石灰石溶解，強(qiáng)化了氣、液、固的傳質(zhì)，使煙氣在接觸噴淋漿液液滴前，于沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件區(qū)域得到一次強(qiáng)化的預(yù)脫硫；2）均布煙氣結(jié)合高效噴淋：由于沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件的特殊結(jié)構(gòu)會(huì)使煙氣穿過漿液時(shí)產(chǎn)生精密有致的漿液泡沫層，使煙氣得到更好地均布；同時(shí)，通過改進(jìn)的精細(xì)化噴淋系統(tǒng)，煙氣與噴淋漿液高度耦合，增加了煙氣與漿液的有效接觸面積；提高漿液噴淋液滴對SO2的脫除效率；3）在噴淋層之間設(shè)置壁環(huán)，可有效防止煙氣在壁面出現(xiàn)短路現(xiàn)象，減少了SO2的逃逸。

該技術(shù)通過在塔內(nèi)設(shè)置沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件、采用精細(xì)化噴淋以及設(shè)置壁環(huán)等措施，改善了塔內(nèi)的煙氣分布，延長了石灰漿液的停留時(shí)間，增強(qiáng)了塔內(nèi)氣、液、固傳質(zhì)效果，可有效降低液氣比，提高吸收劑的利用率。一般情況，常規(guī)脫硫塔內(nèi)煙氣速度偏差在25%左右，通過增加沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件可使塔內(nèi)煙氣速度偏差控制在10%以內(nèi)，同時(shí)通過流場模擬技術(shù)優(yōu)化噴淋層結(jié)構(gòu)，確保塔內(nèi)同一截面液氣比一致，噴淋覆蓋率不低于250%；在塔壁處對漿液分布進(jìn)行優(yōu)化，減輕對塔壁的沖刷，保證煙氣場與噴淋漿液高度耦合，提高了SO2與吸收劑的有效接觸；與常規(guī)吸收塔相比，設(shè)置壁環(huán)可提高1%~2%的脫硫效率；設(shè)置沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件可使脫硫效率增加15%以上，脫硫總效率可達(dá)到99%以上，滿足SO2的超低排放要求。同時(shí)，由于液氣比的降低，減少了循環(huán)泵功率消耗，減少了裝置的投資成本及運(yùn)行成本。以660MW機(jī)組為例，按年運(yùn)行5000小時(shí)測算，與常規(guī)環(huán)保設(shè)施+濕式電除塵系統(tǒng)相比，該技術(shù)初投資可節(jié)省約2000萬元，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用節(jié)省約150萬元/年；對于改造項(xiàng)目，初投資可節(jié)省50%以上，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用可節(jié)省約5%。該技術(shù)對現(xiàn)役機(jī)組提效改造及新建機(jī)組實(shí)現(xiàn)超低排放均具有良好的效果。煤質(zhì)適應(yīng)性好，特別對脫硫效率較高的項(xiàng)目均具有很好的SO2控制效果。

沸騰式泡沫脫硫技術(shù)可廣泛應(yīng)用于燃煤電站脫硫裝置新建、改造等項(xiàng)目。尤其針對改造項(xiàng)目，主要采取擴(kuò)塔與截塔升高等技術(shù)。擴(kuò)塔技術(shù)是充分利用場地條件，在舊塔附近擴(kuò)建漿液池，并在此基礎(chǔ)上完成制作、防腐和設(shè)備安裝等工序，電廠停爐后，安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造噴淋層等，完成新、舊漿液池及管路連接，其它輔助管道、設(shè)備、電儀設(shè)備的安裝。截塔升高技術(shù)即將原脫硫塔頂蓋整體截開，增加脫硫塔高度，完成沸騰式泡沫脫硫裝置、噴淋層等改造后恢復(fù)頂蓋安裝的技術(shù)，施工時(shí)可根據(jù)工程需要將脫硫塔頂整體旋轉(zhuǎn)一定角度。以上施工安裝技術(shù)既保證了施工質(zhì)量，又縮短了施工周期，確保了業(yè)主改造工期短的要求。在原塔基礎(chǔ)上擴(kuò)塔改造比新建脫硫塔能節(jié)省80%的投資成本，同時(shí)極大縮短工期。例如：上海漕涇電廠1000MW機(jī)組煙氣脫硫增容提效改造，保留原有脫硫塔循環(huán)系統(tǒng)，新增2臺循環(huán)泵和1套氧化系統(tǒng)，安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造優(yōu)化噴淋層和除霧器，施工改造周期僅用了50多天。

上海上電漕涇發(fā)電有限公司（以下簡稱“上電漕涇”）成立于2007年，主營業(yè)務(wù)為電力生產(chǎn)與銷售，下屬兩臺100萬kW超超臨界高效清潔燃煤機(jī)組。該項(xiàng)目是公司響應(yīng)國家“上大壓小”政策，關(guān)停楊樹浦發(fā)電廠和閔行發(fā)電廠機(jī)組而建設(shè)的兩臺百萬千瓦燃煤機(jī)組，是上海市“十一五”規(guī)劃的重點(diǎn)項(xiàng)目，兩臺機(jī)組已分別于2010年1月和4月順利投產(chǎn)。上電漕涇采用遠(yuǎn)達(dá)環(huán)保自主研發(fā)的沸騰式泡沫脫硫技術(shù)進(jìn)行脫硫改造，通過安裝沸騰式泡沫脫硫裝置，改造噴淋層，采用精細(xì)化噴淋以及設(shè)置壁環(huán)等措施，延長了石灰漿液停留時(shí)間，改善了塔內(nèi)煙氣分布，有效降低了液氣比，提高了吸收劑的利用率，增強(qiáng)了塔內(nèi)氣、液、固的傳質(zhì)效果。該項(xiàng)目2號機(jī)組脫硫超潔凈排放工程于2014年12月8日完成168小時(shí)試運(yùn)，成功投入運(yùn)行。經(jīng)實(shí)際運(yùn)行顯示，各項(xiàng)性能數(shù)據(jù)良好，吸收塔入口SO2濃度為1019mg/Nm3；吸收塔出口SO2濃度為12.23mg/Nm3；吸收塔脫硫效率為98.799%，優(yōu)于燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)。自2014年12月正式投運(yùn)以來，已累計(jì)高效運(yùn)行近1萬小時(shí)。

目前，單塔強(qiáng)化脫硫超低排放技術(shù)（沸騰式泡沫脫硫技術(shù)）還成功應(yīng)用于中電投河南電力有限公司開封發(fā)電分公司2×630MW機(jī)組、豐城二期發(fā)電廠2×700MW機(jī)組、華能南京金陵2×1030MW機(jī)組等項(xiàng)目的超低排放改造。截至2016年3月，已完成新建、改造單塔強(qiáng)化濕法脫硫機(jī)組超過30臺，裝機(jī)容量超2.2萬MW。

1.1.3 雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)

在濕法脫硫工藝中，高pH值有利于SO2的吸收，提高脫硫效率；但對CaSO3的氧化反應(yīng)和石灰石的溶解起抑制作用，同時(shí)容易產(chǎn)生系統(tǒng)結(jié)垢和堵塞現(xiàn)象，較低的pH值有利于亞硫酸鈣氧化成為石膏，進(jìn)而促進(jìn)濕法脫硫反應(yīng)進(jìn)程的徹底進(jìn)行。傳統(tǒng)石灰石-石膏法脫硫工藝的核心是在提高脫硫效率、促進(jìn)石膏氧化之間維持一個(gè)平衡pH值，若能夠根據(jù)不同化學(xué)反應(yīng)的特點(diǎn)，pH值進(jìn)行分區(qū)調(diào)控，可使各個(gè)過程都在最適條件下運(yùn)行。雙循環(huán)技術(shù)基于該理念，通過工藝設(shè)計(jì)、關(guān)鍵設(shè)備設(shè)計(jì)和制造、施工安裝技術(shù)的進(jìn)步，使得脫硫反應(yīng)在較為理想的條件下進(jìn)行，提高脫硫效率和氧化效果。

雙循環(huán)濕法煙氣脫硫技術(shù)中，SO2吸收反應(yīng)在兩個(gè)反應(yīng)區(qū)域進(jìn)行，一級循環(huán)主要是石膏氧化、結(jié)晶和部分吸收反應(yīng)；二級循環(huán)主要是吸收反應(yīng)，因此反應(yīng)的過程與常規(guī)單循環(huán)稍有不同，雙循環(huán)原理（見圖3）。

圖3 單塔雙循環(huán)原理圖

一級循環(huán)反應(yīng)方程式為：

SO2+CaCO3/CaSO3·1/2H2O+O2+7/2H2O→2CaSO4·2H2O+CO2+SO2

這一循環(huán)包含了多種作用：煙氣的預(yù)處理和亞硫酸鈣氧化成石膏。石灰石溶解、亞硫酸鈣氧化為硫酸鹽及石膏的生成等化學(xué)反應(yīng)的最佳pH值為4~5，有利于提高石灰石的利用率，并使亞硫酸鹽幾乎全部就地氧化。

二級循環(huán)反應(yīng)方程式為：

二級循環(huán)可以有效地對煙氣中的SO2進(jìn)行脫除，噴淋漿液的pH值約為6.0，確保了較高的脫硫效率。另外，二級循環(huán)回路的氯化物的含量很低，大約只有下回路的1/5，這就保證了SO2的吸收效率，并大大降低了二級循環(huán)吸收的防腐要求。

根據(jù)兩級循環(huán)的不同特點(diǎn)，分別采用不同的pH值控制，一級循環(huán)pH值控制在4.5~5.2，二級循環(huán)pH值控制在5.8~6.4。雙循環(huán)濕法脫硫工藝比常規(guī)單循環(huán)脫硫技術(shù)可將脫硫效率由95%提高至98.5%以上，進(jìn)而達(dá)到燃煤電廠超低排放要求，并具有可靠性高、設(shè)備可利用率高、鈣硫比低等優(yōu)勢。在煤種相同、脫硫效率相同時(shí)，雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)的能耗更低。特別是對要求高脫硫效率的項(xiàng)目有很好的應(yīng)用效果，適用于各種煤種。同時(shí)可以使用劣質(zhì)脫硫劑，例如造紙白泥等。

相比雙塔雙循環(huán)，單塔雙循環(huán)在滿足脫硫效率的同時(shí)，可降低系統(tǒng)能耗，節(jié)約投資和占地面積。增加了脫硫塔外漿池（AFT塔），保證氣液充分接觸，并為二級循環(huán)提供了大量高pH值吸收劑。通過數(shù)值軟件模擬和大量工程實(shí)踐積累，達(dá)到了對流場的精細(xì)化控制。同時(shí)，實(shí)現(xiàn)了雙循環(huán)濕法脫硫工藝關(guān)鍵設(shè)備的國產(chǎn)化。研制開發(fā)達(dá)到國際水準(zhǔn)的雙循環(huán)吸收塔、二級循環(huán)漿液箱等脫硫?qū)Ｓ迷O(shè)備；通過對單塔雙循環(huán)收集盤和導(dǎo)流錐的精細(xì)設(shè)計(jì)，提高吸收劑的利用率，并結(jié)合國內(nèi)的實(shí)際情況，第一次采用雙面碳鋼襯膠工藝，極大降低了工程造價(jià)。

雙循環(huán)技術(shù)可廣泛應(yīng)用于脫硫設(shè)備改造。在雙循環(huán)施工技術(shù)上進(jìn)行了大量創(chuàng)新，積累了大量工程經(jīng)驗(yàn)，主要技術(shù)進(jìn)步是：采用移塔、截塔頂升與轉(zhuǎn)塔等技術(shù)，充分利用原脫硫設(shè)備，降低了工程造價(jià)并節(jié)約了施工時(shí)間。移塔技術(shù)是充分利用現(xiàn)場條件，在舊塔附近制造一座新的吸收塔，并在此基礎(chǔ)上完成制作、防腐和噴淋等設(shè)備安裝。在電廠停爐后，拆除廢棄的吸收塔，處理底板，將新塔平移至原位，完成相關(guān)管道、設(shè)備、電儀的安裝。截塔轉(zhuǎn)塔技術(shù)即在原有脫硫塔上加裝平臺后，將原脫硫塔整體截開，并使用液壓千斤頂將脫硫塔頂直接升高后，增加脫硫塔高度，并根據(jù)工程需要將脫硫塔頂整體旋轉(zhuǎn)一定角度，完成脫硫設(shè)備的改造。該技術(shù)在不增加施工費(fèi)用的同時(shí)，保證了施工質(zhì)量。在原塔基礎(chǔ)上進(jìn)行截塔改造，比新建脫硫塔能節(jié)省80%的投資成本，同時(shí)工期將縮短5~6個(gè)月。例如，國電河北龍山發(fā)電廠2×600MW機(jī)組煙氣脫硫增容提效改造，在原有41m高脫硫塔的基礎(chǔ)上增加17m，使得吸收塔頂標(biāo)高58m。將原有脫硫塔頂旋轉(zhuǎn)，改造原有吸收塔煙氣入口方向，并保留現(xiàn)有吸收塔作為一級循環(huán)，對原塔2、3層噴淋層進(jìn)行更換，新增收集碗及3層噴淋層。吸收塔平臺扶梯及其相關(guān)管道進(jìn)行了相應(yīng)的增加或修改。

國電肇慶發(fā)電有限公司一期工程建設(shè)2×350MW超臨界燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，于2013年上半年完成雙投，鍋爐采用低氮燃燒技術(shù)并配套建設(shè)選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置，煙氣經(jīng)靜電除塵器除塵后進(jìn)入石灰石- 石膏濕法脫硫系統(tǒng)處理后由煙囪排放。采用雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)，脫硫方案設(shè)計(jì)采用逆流噴淋空塔設(shè)計(jì)方案，設(shè)置6臺循環(huán)泵，6層噴淋層，其中一級循環(huán)設(shè)有2層噴淋層，二級循環(huán)設(shè)有4層噴淋層（3用1備）；設(shè)有二級循環(huán)旋流站、側(cè)進(jìn)式攪拌機(jī)、除霧器、氧化噴槍等設(shè)備。煙氣系統(tǒng)采用單元配置，煙氣首先經(jīng)過一級循環(huán)實(shí)現(xiàn)75%的脫硫效率，將pH值控制在4.5~5.2，確保良好的亞硫酸鈣氧化效果和石膏結(jié)晶時(shí)間，提高石膏脫水率。由于氧化空氣系數(shù)的大幅度降低，氧化風(fēng)機(jī)的電耗也大幅度下降。經(jīng)過一級循環(huán)的煙氣直接進(jìn)入二級循環(huán)實(shí)現(xiàn)洗滌過程。由于在二級循環(huán)中不用考慮氧化結(jié)晶的問題，該項(xiàng)目將pH值控制在5.8~6.2的高水平，實(shí)現(xiàn)94%的脫硫效率，循環(huán)漿液量減少約20%。通過兩級循環(huán)總的脫硫效率理論上可以達(dá)到98.75%。國電肇慶發(fā)電有限公司機(jī)組滿負(fù)荷情況下入口煙氣量為117.5萬m3/h（標(biāo)態(tài)，干基，6%O2）、入口煙氣含硫量為1539mg/Nm3（標(biāo)態(tài)干基6%O2）時(shí)，1#機(jī)組脫硫效率為99.6%、凈煙氣SO2質(zhì)量濃度為5.3mg/Nm3（標(biāo)態(tài)干基6%O2）、凈煙氣煙塵質(zhì)量濃度為17.3mg/Nm3（標(biāo)態(tài)干基6%O2）。2013年7月竣工以來，累計(jì)高效運(yùn)行時(shí)間超過1萬小時(shí)，脫硫效率≥98.6%。

1.2 氮氧化物的超低排放技術(shù)

目前國內(nèi)外實(shí)際應(yīng)用于電廠燃煤鍋爐的NOx減排技術(shù)包括低氮燃燒技術(shù)和選擇性催化還原（SCR）脫硝技術(shù)。低氮燃燒技術(shù)因其投資少、運(yùn)行費(fèi)用低、無二次污染等優(yōu)點(diǎn)，在我國成為首選技術(shù)。但當(dāng)前的低氮燃燒技術(shù)水平難以達(dá)到超低排放的要求，因此仍需在尾部煙道加高效SCR，目前低氮燃燒技術(shù)結(jié)合SCR已成為我國NOx排放控制的大趨勢。應(yīng)對脫硝超低排放的改造要求，國內(nèi)普遍通過優(yōu)化流場及增加催化劑反應(yīng)層來實(shí)現(xiàn)改造目標(biāo)。該技術(shù)分支包括低氮燃燒技術(shù)、選擇性催化還原（SCR）脫硝技術(shù)、廢脫硝催化劑再生處理及回收技術(shù)三個(gè)方面。

1.2.1 低氮燃燒技術(shù)

2005年以后，隨著國家對大氣環(huán)境要求的日益提高，燃燒器的設(shè)計(jì)在考慮較高的燃燒效率時(shí)，逐漸增加SOFA燃燒器的風(fēng)量比例，以進(jìn)一步降低NOx的生成。該階段隨著低氮燃燒技術(shù)的發(fā)展，NOx的排放有了進(jìn)一步的降低。個(gè)別新上機(jī)組的NOx排放水平達(dá)到了200~250mg/Nm3。隨著NOx排放標(biāo)準(zhǔn)的日趨嚴(yán)格，原有的鍋爐低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)很難滿足新的排放標(biāo)準(zhǔn)，為此雙尺度低氮燃燒技術(shù)應(yīng)運(yùn)而生。

雙尺度低氮燃燒技術(shù)的出發(fā)點(diǎn)在于解決真型爐的實(shí)際問題。該技術(shù)以影響爐內(nèi)燃燒的兩大關(guān)鍵尺度（爐膛空間尺度和煤粉燃燒過程尺度）為出發(fā)點(diǎn)：在爐膛空間尺度上，將爐內(nèi)空間作為一個(gè)整體，引入功能區(qū)概念，形成中心區(qū)和近壁區(qū)三場（溫度場、速度場及顆粒濃度場）特性差異化；在煤粉燃燒過程尺度上，通過對風(fēng)粉射流的特殊組合，使火焰走向可控，強(qiáng)化煤粉著火、燃盡及NOx火焰內(nèi)還原。雙尺度低氮燃燒技術(shù)就是在鍋爐爐膛空間尺度上燃燒優(yōu)化組織技術(shù)和煤粉燃燒過程尺度上強(qiáng)化燃燒技術(shù)的總稱，其原理見圖4。

燃煤鍋爐采用雙尺度低氮燃燒技術(shù)后實(shí)現(xiàn)防結(jié)渣、防腐蝕、高效安全前提下的低NOx排放：燃用煙煤和褐煤的鍋爐NOx排放濃度達(dá)到100~200mg/Nm3，燃用貧煤和無煙煤的鍋爐NOx排放濃度達(dá)到250~400mg/Nm3。雙尺度低氮燃燒系統(tǒng)在結(jié)構(gòu)上可與傳統(tǒng)切圓燃燒煤粉鍋爐實(shí)現(xiàn)最佳匹配，該技術(shù)可廣泛應(yīng)用于各種型號的切圓燃燒煤粉鍋爐，其對煤種的適應(yīng)能力較強(qiáng)；同時(shí)沒有實(shí)施場地的限制，因此既可應(yīng)用于新建機(jī)組，也可用于對老鍋爐進(jìn)行技術(shù)升級改造。

雙尺度低氮燃燒技術(shù)通過采用節(jié)點(diǎn)功能區(qū)技術(shù)、貼壁風(fēng)技術(shù)及高位分離燃盡風(fēng)技術(shù)等，最終實(shí)現(xiàn)防渣、防腐、高效、低氮燃燒綜合一體化目標(biāo)，燃燒器相關(guān)部件百分之百實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化，使用成本大幅降低。另外，通過對現(xiàn)有燃煤鍋爐的制粉系統(tǒng)、入爐煤質(zhì)和燃燒設(shè)備等邊界條件進(jìn)行評估，提出性價(jià)比很高的燃燒系統(tǒng)實(shí)施方案，極大地節(jié)約了工程造價(jià)。

圖4 雙尺度低氮燃燒技術(shù)原理圖

在施工過程中，通過優(yōu)化安裝工序、強(qiáng)化重要節(jié)點(diǎn)管控，提高了施工效率并降低了施工成本。比如300MW機(jī)組鍋爐燃燒器改造工期由最初的40~50天，減少到優(yōu)化施工工序之后的30~35天，不僅為設(shè)備使用方節(jié)約了大量時(shí)間，而且大大降低了施工人力和設(shè)備成本。

國華寧海電廠3號機(jī)組600MW鍋爐，于2012年采用雙尺度低氮燃燒技術(shù)進(jìn)行燃燒改造取得了圓滿成功，各項(xiàng)指標(biāo)均處于國內(nèi)領(lǐng)先水平：爐膛出口NOx濃度小于100mg/m3，鍋爐熱效率大于94.3%，飛灰可燃物含量小于1.0%，CO排放濃度小于100ppm，水冷壁不發(fā)生結(jié)渣、高溫腐蝕，汽溫正常、減溫水量合理，受熱面管壁不超溫。2012年12月竣工以來，累計(jì)運(yùn)行時(shí)間超過2萬小時(shí)。NOx的削減率始終保持在60%以上，全工況下NOx排放濃度始終低于150mg/m3。

雙尺度低氮燃燒技術(shù)覆蓋了50MW、135MW、200MW、300MW、600MW、1000MW容量的燃煤鍋爐。截至2015年底已經(jīng)成功實(shí)施的案例達(dá)到500臺，總裝機(jī)容量達(dá)到1.5億kW，市場占有率達(dá)到38%。

1.2.2 選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝

SCR法因高效、成熟和適應(yīng)性強(qiáng)已成為世界上應(yīng)用最廣泛的脫硝技術(shù)。與煙氣脫硫技術(shù)一樣，2003年后，我國以技術(shù)引進(jìn)的方式引入選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝技術(shù)，經(jīng)過多年的工程實(shí)踐，國內(nèi)的企業(yè)已掌握了SCR工藝的各個(gè)關(guān)鍵技術(shù)，如流場設(shè)計(jì)、SCR反應(yīng)器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)等，脫硝催化劑也實(shí)現(xiàn)了本地化生產(chǎn)，截至到2015年底，國內(nèi)超過85%燃煤電站安裝有SCR脫硝裝置。目前，國內(nèi)燃煤電站大多按《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）進(jìn)行設(shè)計(jì)和改造，煤粉爐多采用低氮燃燒聯(lián)合SCR法脫硝技術(shù)，流化床鍋爐多采用SNCR或SNCR/SCR法聯(lián)用技術(shù)。對于常規(guī)燃煤機(jī)組，低氮燃燒可將鍋爐出口NOx控制在400mg/m3以下，再采用SCR法（脫硝效率一般小于80%），以滿足出口NOx小于100mg/m3的排放要求。2015年12月11日，三部委聯(lián)合頒布《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，將NOx排放標(biāo)準(zhǔn)加嚴(yán)至50mg/m3，現(xiàn)有的脫硝裝置已不能滿足超低排放要求，需要進(jìn)行提效改造。

高效噴氨混合型SCR法煙氣脫硝技術(shù)是一種氨與煙氣混合效果好、適用于燃煤鍋爐煙氣NOx超低排放的應(yīng)用技術(shù)，其基本技術(shù)原理是：改變SCR反應(yīng)器催化劑“2+1”布置，SCR反應(yīng)器采用三層催化劑；煙氣經(jīng)布置在噴氨裝置前或后的高效混合裝置進(jìn)行混合，保證噴入的氨與煙氣中的NOx充分混合，混合后的煙氣經(jīng)布置在脫硝反應(yīng)器中催化劑的作用進(jìn)行脫硝反應(yīng)，脫除煙氣中的NOx。

該工藝擁有如下的核心關(guān)鍵技術(shù)：

（1）低阻力噴氨格柵

結(jié)合國內(nèi)燃煤鍋爐省煤器布置特點(diǎn)，開發(fā)出了矩齒防磨混合板型噴氨格柵，該裝置的主要特點(diǎn)為安裝方便、調(diào)試簡單、可有效提高NH3與煙氣的混合效果，減少混合距離、降低混合阻力。與傳統(tǒng)的同功能混合裝置相比，矩齒防磨混合板型噴氨格柵可降低20%阻力，有效節(jié)約機(jī)組運(yùn)行電耗。

（2）高效混合裝置

針對燃煤鍋爐煙氣NOx超低排放對脫硝反應(yīng)器入口溫度和NOx濃度分布更高的要求，開發(fā)了高效混合裝置，可有效解決由于省煤器出口煙氣溫度、NOx濃度分布不均導(dǎo)致SCR反應(yīng)器催化劑入口層溫度和NOx濃度分布不滿足高效脫硝的問題，有效保證了SCR法的脫硝效率。

（3）流場模擬試驗(yàn)

流場模擬試驗(yàn)包含CFD計(jì)算與物理模型試驗(yàn)兩部分。對于改造機(jī)組，流場模擬實(shí)驗(yàn)前進(jìn)行現(xiàn)場省煤器出口煙氣溫度、速度和NOx分布的測試，根據(jù)測試結(jié)果進(jìn)行流場模擬實(shí)驗(yàn)，以保證流場設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性。

通過對上述關(guān)鍵技術(shù)的應(yīng)用，可有效提高煙氣溫度分布的均勻性以及NH3與NOx的混合效果，有效保證催化劑入口煙氣溫度分布偏差小于8℃，煙氣流速分布偏差小于8%，煙氣中NH3與NOx混合均勻度偏差小于4%，從而有效保證催化劑的利用率，提高系統(tǒng)脫硝效率，減少催化劑耗量5%，節(jié)約引風(fēng)機(jī)電耗5%。

與常規(guī)SCR法脫硝技術(shù)相比，該工藝有效改進(jìn)了噴氨混合裝置，保證了脫硝系統(tǒng)噴氨的均勻性和混合要求。噴氨混合裝置布置在省煤器出口煙道內(nèi)，易于安裝施工。對于現(xiàn)有SCR法脫硝系統(tǒng)的提效改造，只需根據(jù)煙氣系統(tǒng)布置對現(xiàn)有噴氨裝置及煙道外的維護(hù)平臺進(jìn)行重新設(shè)計(jì)和更換，無需對煙道進(jìn)行較大改動(dòng)，且無需改造脫硝反應(yīng)器，無需特殊施工機(jī)具，可在機(jī)組小修期內(nèi)完成改造。

華電天津軍電熱電有限公司，為滿足超低排放要求，脫硝裝置按入口NOx濃度450mg/m3、出口NOx濃度50mg/m3、脫硝效率88.9%進(jìn)行了提效改造，對原噴氨裝置更換了稀釋風(fēng)機(jī)，在原備用層增加一層催化劑，保留一層原初裝催化劑，并對另一層原初裝催化劑進(jìn)行再生，增加了備用層吹灰器，調(diào)整了原吹灰器布置，該改造工程于2014年11月底投運(yùn)。2015年5月底至6月初，分別對9、10號機(jī)組進(jìn)行性能考核試驗(yàn)，結(jié)果顯示，9號機(jī)組實(shí)際脫硝效率92.1%，氨逃逸濃度2.22ppm；10號機(jī)組實(shí)際脫硝效率94.3%，氨逃逸濃度2.07ppm，滿足NOx超低排放要求。

華電望亭發(fā)電廠2015年3月完成了超低排放改造，改造過程中通過數(shù)值模擬和物理模型試驗(yàn)，確定了噴氨混合裝置和煙氣導(dǎo)流板的調(diào)整方案，配套增大了液氨蒸發(fā)器、稀釋風(fēng)機(jī)、氨氣/空氣混合器等設(shè)備的出力，更換并適量增加了催化劑，實(shí)現(xiàn)了脫硝效率高于88%，NOx排放穩(wěn)定控制在45mg/m3以下，滿足NOx超低排放要求。

1.2.3 廢脫硝催化劑再生技術(shù)

SCR脫硝催化劑的使用壽命在3~5年，預(yù)計(jì)未來我國將每年產(chǎn)生15萬m3的廢棄脫硝催化劑。脫硝催化劑主要由釩、鎢、鈦等重金屬構(gòu)成，廢棄后如不加以妥善處理，將會(huì)對環(huán)境造成嚴(yán)重污染，因此我國將出現(xiàn)嚴(yán)重的廢棄脫硝催化劑處理問題。

廢棄催化劑再生處理在國際上也是難題，西方國家的廢棄催化劑處理方法大多采用混凝土填埋。如果采用填埋處理方法，將嚴(yán)重浪費(fèi)資源，增大脫硝成本。因此，亟待研究脫硝固廢再生處理技術(shù)，延長催化劑的使用壽命，降低發(fā)電用戶的使用成本，減少廢棄催化劑對環(huán)境的污染。

2014年8月，環(huán)境保護(hù)部發(fā)布《關(guān)于加強(qiáng)廢煙氣脫硝催化劑監(jiān)管工作的通知》，將廢煙氣脫硝催化劑管理、再生、利用納入危廢管理，并將其歸類為《國家危險(xiǎn)廢物名錄》中“HW49其他廢物”，工業(yè)來源為“非特定行業(yè)”，廢物名稱定為“工業(yè)煙氣選擇性催化脫硝過程產(chǎn)生的廢煙氣脫硝催化劑”。

2012年之前，中國廢脫硝催化劑再生技術(shù)是空白，近幾年來，通過引進(jìn)吸收國外技術(shù)或與國內(nèi)科研院所合作，也涌現(xiàn)了一批廢脫硝催化劑再生企業(yè)。雖然中國的廢脫硝催化劑再生還處于起步階段，但是已經(jīng)有部分再生企業(yè)獲得了不錯(cuò)的業(yè)績，成功地將廢脫硝催化劑再生處理技術(shù)應(yīng)用于中國。

廢脫硝催化劑再生處理技術(shù)的基本原理：根據(jù)催化劑失活的原因，利用孔道清灰及清洗技術(shù)，徹底去除廢催化劑上的飛灰及使催化劑活性降低的化學(xué)中毒物質(zhì)，以達(dá)到初步恢復(fù)催化劑催化性能的目的。然后利用活性植入技術(shù)，補(bǔ)充催化劑上的活性組分，以達(dá)到進(jìn)一步恢復(fù)催化劑催化性能的目的。

具體的再生工藝如下：1）經(jīng)過實(shí)驗(yàn)室周密檢驗(yàn)分析，并與已有的強(qiáng)大數(shù)據(jù)庫進(jìn)行比對，量身定制出再生的最佳工藝方案。2）預(yù)處理：模塊進(jìn)入除塵車間，利用工業(yè)吸塵器去除催化劑表面松散的飛灰。3）物理化學(xué)處理：利用化學(xué)藥品與化學(xué)物質(zhì)進(jìn)行反應(yīng)，去除覆蓋催化劑活性部位和堵塞催化劑微孔的化學(xué)物質(zhì)。4）中間熱處理：清洗干凈的模塊被放入熱處理設(shè)備中，經(jīng)過嚴(yán)格的溫度控制，鞏固催化劑微孔結(jié)構(gòu)。5）活性植入：經(jīng)過中間熱處理后的催化劑模塊隨即被放入裝有活性再生液的活性植入裝置中，吸收活性物質(zhì)，進(jìn)一步恢復(fù)催化劑的活性。6）最終熱處理：植入活性物質(zhì)的催化劑模塊被放入特制的熱處理裝置中，經(jīng)過特殊的升溫和降溫工藝，使活性物質(zhì)均勻牢固地負(fù)載在催化劑載體上。7）質(zhì)量檢驗(yàn)：包括催化劑機(jī)械性能的測試（抗壓強(qiáng)度、磨損強(qiáng)度）和化學(xué)性能的測試（脫硝率、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率、催化劑活性等）及通孔率檢測。8）質(zhì)檢達(dá)標(biāo)后才能進(jìn)行包裝、入庫。

通過專業(yè)的廢脫硝催化劑再生處理技術(shù)處理后，再生催化劑的通孔率可以達(dá)到98%以上，活性能夠恢復(fù)到新催化劑的100%且初始活性不低于38m/h ；SO2/SO3轉(zhuǎn)化率單層不超過0.5%，兩層不超過1%及三層不超過1.5%；機(jī)械性能與再生前催化劑相比基本一致；脫硝效率不低于合同值；化學(xué)壽命不低于3年或者2.4萬小時(shí)（以先到時(shí)間為準(zhǔn)）；完全滿足脫硝系統(tǒng)的性能要求。

大唐寶雞熱電廠2×330MW1號機(jī)組脫硝系統(tǒng)采用SCR脫硝技術(shù)，雙反應(yīng)器布置，催化劑采用“2+1”層布置催化劑采用雅佶隆公司生產(chǎn)的蜂窩式催化劑，單臺機(jī)組每層催化劑由45個(gè)模塊組成，每個(gè)模塊尺寸1.912×0.956×1.11（m）（L×W×H），催化劑允許使用溫度范圍300℃ ~430℃，允許最高使用溫度（連續(xù)5小時(shí)）450℃；單臺機(jī)組共計(jì)安裝180個(gè)催化劑模塊，催化劑總體積260m3，催化劑吹灰方式為聲波吹灰。

通過對1號機(jī)組的單層廢脫硝催化劑進(jìn)行再生處理，再生后催化劑活性為41.14m/h，脫硝效率為89.91%，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率為0.34%，完全符合改造后脫硝系統(tǒng)的要求。自2015年10月投用以來，累計(jì)運(yùn)行時(shí)間超過半年，催化劑的催化性能保持不變。

目前，國內(nèi)很多廢脫硝催化劑生產(chǎn)企業(yè)都在開展廢脫硝催化劑再生業(yè)務(wù)，產(chǎn)生了許多專業(yè)從事廢脫硝催化劑再生的企業(yè)。幾年來，各企業(yè)累計(jì)再生了超過2萬m3的廢棄催化劑。

2 新技術(shù)的開發(fā)應(yīng)用

2.1 硫氧化物的控制技術(shù)

目前，通過對濕法脫硫噴淋塔的單塔強(qiáng)化（增強(qiáng)噴淋強(qiáng)度，強(qiáng)化傳質(zhì)），以及雙pH區(qū)雙循環(huán)脫硫技術(shù)的應(yīng)用，可使常規(guī)脫硫塔的脫硫效率從95%提高到98%~99%，濕法脫硫工藝技術(shù)達(dá)到國際領(lǐng)先水平，在國內(nèi)眾多大中型燃煤機(jī)組煙氣脫硫項(xiàng)目中的應(yīng)用實(shí)現(xiàn)了超低排放。但是，這些新型脫硫技術(shù)都是在近2~3年開發(fā)并應(yīng)用的，很多超低排放都是在低硫煤煙氣、低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)下取得的數(shù)據(jù)；按照現(xiàn)有的小時(shí)均值考核方式，很少有電廠能達(dá)標(biāo)。目前超低排放需要多年滿負(fù)荷長期穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)限的考驗(yàn)和總結(jié)評價(jià)，以實(shí)現(xiàn)設(shè)計(jì)、施工安裝調(diào)試、運(yùn)行技術(shù)的成熟。

濕法脫硫技術(shù)的發(fā)展趨勢是提效、節(jié)能和資源化。脫硫工藝的改進(jìn)可從影響脫硫效率的各個(gè)因素著手，最大限度提高脫硫裝置的效率。影響脫硫效率的因素主要有石灰石品質(zhì)、液氣比、鈣硫比、漿液pH值、氧硫比、氣液分布和傳質(zhì)情況等；另外，降低脫硫裝置的電耗率、節(jié)約物料消耗，也是需要關(guān)注的方面。脫硫廢水的處理近來也引起了關(guān)注，利用多效蒸發(fā)技術(shù)達(dá)到脫硫廢水零排放已經(jīng)成為新的熱點(diǎn)。同時(shí)，要積極發(fā)展資源化脫硫技術(shù)，如傳統(tǒng)的石膏綜合利用、開發(fā)高品質(zhì)石膏；利用大宗工業(yè)固廢（造紙白泥、電石渣和鋼渣等）作為脫硫劑，實(shí)現(xiàn)脫硫裝置的循環(huán)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，國內(nèi)已經(jīng)有多個(gè)電廠進(jìn)行了有益的試驗(yàn)，國電肇慶電廠300MW機(jī)組、廣西來賓電廠300MW機(jī)組、廣州荔灣電廠等利用白泥代替石灰石，取得了成功，肇慶電廠還實(shí)現(xiàn)了白泥脫硫超低排放。國電都勻電廠600MW級有機(jī)胺脫硫-硫酸制備技術(shù)、氨法脫硫技術(shù)，使SO2轉(zhuǎn)化為附加值更高的產(chǎn)物，該技術(shù)已于2016年底通過科學(xué)技術(shù)部驗(yàn)收，具有較大的推廣價(jià)值。這些成功的案例都是國際上首創(chuàng)，工藝技術(shù)處于國際領(lǐng)先水平。

雖然在粉塵、氮氧化物、二氧化硫等主要污染物控制水平上我國遠(yuǎn)領(lǐng)先于其他國家，但在排放的污染物種類上與部分發(fā)達(dá)國家（如美國）相比尚有差距，如三氧化硫、汞等。隨著超低排放時(shí)代的來臨，二氧化硫的排放已被控制在很低的水平，同時(shí)煙氣中三氧化硫的危害相對日益突出。所以三氧化硫的脫除應(yīng)該成為未來煙氣脫硫的一個(gè)重要趨勢。隨著公眾對煙氣中其它污染物如重金屬汞的重視，未來濕法脫硫技術(shù)應(yīng)該更加注重協(xié)同脫除其它污染物如汞等重金屬的功能。

2.1.1 濕法脫硫單塔強(qiáng)化技術(shù)

通過在濕法脫硫噴淋塔內(nèi)提高噴淋強(qiáng)度，增加傳質(zhì)、均流器件等單塔強(qiáng)化手段，可以強(qiáng)化傳質(zhì)、提高流場均勻度以提高脫硫效率。早年國外的企業(yè)幾乎沒有將這些工藝全部集中到一個(gè)脫硫塔中使用的案例，為應(yīng)對超低排放的要求，國內(nèi)企業(yè)采取外延挖潛，提高噴淋強(qiáng)度，同時(shí)配合增加強(qiáng)化傳質(zhì)手段，如托盤（旋匯耦合、沸騰泡沫層等）、增加壁環(huán)等。通過這些技術(shù)手段的疊加，將脫硫效率提高到了99%，達(dá)到國際上絕對領(lǐng)先的水平。單塔強(qiáng)化技術(shù)較為簡潔且適應(yīng)性強(qiáng)，特別是在對舊脫硫系統(tǒng)的提效改造中，具有改造周期短、工程量小、不改變吸收塔外部結(jié)構(gòu)和原系統(tǒng)運(yùn)行方式的特點(diǎn)。國際上主流技術(shù)為托盤塔技術(shù)，廣泛使用的托盤為美國巴布科克- 威爾科克斯公司的托盤。在其設(shè)計(jì)思路的基礎(chǔ)上，國內(nèi)企業(yè)進(jìn)行技術(shù)創(chuàng)新，自主研發(fā)的代表性技術(shù)旋匯耦合濕法脫硫技術(shù)、沸騰式泡沫脫硫技術(shù)、湍流（排管）噴淋技術(shù)在國內(nèi)脫硫工程中都得到了廣泛的應(yīng)用，使燃煤電廠濕法脫硫單塔強(qiáng)化技術(shù)上達(dá)到國際領(lǐng)先水平。

由于不同電廠情況各不相同，目前旋匯耦合、沸騰式泡沫脫硫技術(shù)等在應(yīng)用中常遇到一些問題，如在舊機(jī)組的改造中，針對個(gè)別老機(jī)組改造，需要考慮吸收塔荷載能力以及吸收塔噴淋層下方安裝空間。同樣的，脫硫系統(tǒng)阻力的增加造成電廠舊引風(fēng)機(jī)負(fù)擔(dān)的增加也是常面臨的問題。

單塔強(qiáng)化技術(shù)的發(fā)展趨勢包含以下幾個(gè)方面：

（1）增強(qiáng)節(jié)能高效性能

通過優(yōu)化旋匯耦合裝置和沸騰式傳質(zhì)構(gòu)件的內(nèi)部結(jié)構(gòu)實(shí)現(xiàn)可調(diào)節(jié)型的設(shè)置，針對不同工況調(diào)整自身運(yùn)行方式，提高脫硫系統(tǒng)效率，降低脫硫機(jī)組的電耗，同時(shí)通過加裝低溫省煤器、MGGH等煙氣換熱設(shè)施，回收鍋爐排煙熱量，增加機(jī)組發(fā)電量來彌補(bǔ)脫硫系統(tǒng)的廠用電耗，以達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

（2）積極發(fā)展資源回收型脫硫技術(shù)

石灰石-石膏法產(chǎn)生的石膏量大，由于地域的限制和石膏品質(zhì)的問題造成石膏的利用率太低，在積極擴(kuò)展石膏利用率的同時(shí)，有必要發(fā)展新的資源回收型脫硫技術(shù)，例如氨法脫硫技術(shù)、有機(jī)胺脫硫技術(shù)，將煙氣中的SO2轉(zhuǎn)化為用途更廣、價(jià)值更高的副產(chǎn)物（硫酸銨、硫酸或硫磺）。

（3）集成凈化技術(shù)

環(huán)境問題的加劇意味著多種污染物協(xié)同脫除技術(shù)的研究和應(yīng)用會(huì)越來越受到重視。常規(guī)的濕法脫硫可以脫除98%的SO2、50%的粉塵和80%以上的氧化汞，因此在濕法脫硫的基礎(chǔ)上發(fā)展集成凈化技術(shù)是未來的發(fā)展趨勢之一，通過添加強(qiáng)氧化性塔內(nèi)同時(shí)實(shí)現(xiàn)高效除塵、脫硫、脫硝、脫汞，是單塔強(qiáng)化技術(shù)的發(fā)展方向之一。

2.1.2 雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)

雙循環(huán)技術(shù)產(chǎn)生于德國，但是由于煤質(zhì)好和環(huán)保要求低于我國，在我國應(yīng)用案例較少。當(dāng)前在我國超低排放要求下，國內(nèi)企業(yè)借助雙循環(huán)原理進(jìn)行了大型工程化的技術(shù)創(chuàng)新并取得了完全的成功，工藝復(fù)雜性、機(jī)組容量等技術(shù)水平完全超越了國外，技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際領(lǐng)先水平。采用雙pH值控制，一級塔低pH值保證了石膏漿液的充分氧化結(jié)晶，二級塔高pH值有利于吸收反應(yīng)，可實(shí)現(xiàn)較高的SO2脫除率，其脫硫效率可高達(dá)99%以上，可以滿足燃用中、高硫煤的機(jī)組長期穩(wěn)定超低排放。另外，原單塔單循環(huán)噴淋塔在進(jìn)行雙循環(huán)技術(shù)改造時(shí)，對原吸收塔設(shè)備的利用效率高，并可適應(yīng)不同工況靈活運(yùn)行控制，較為節(jié)能。

協(xié)同除塵效果的提升和資源化是雙循環(huán)技術(shù)的發(fā)展趨勢。首先，在濕法脫硫協(xié)同除塵方面，雙循環(huán)技術(shù)具有很好的協(xié)同除塵功能，國內(nèi)兩家權(quán)威第三方機(jī)構(gòu)（北京中環(huán)物研環(huán)境質(zhì)量檢測中心、中國環(huán)境科學(xué)研究院）分別在肇慶電廠的測試表明，其濕法脫硫后粉塵的排放低于4.1mg/Nm3，在下一步的工程應(yīng)用中，應(yīng)關(guān)注雙循環(huán)協(xié)同除塵效果的提升。其次，在資源化方面，大宗工業(yè)固廢（造紙白泥、電石渣和鋼渣等堿性固廢）作為脫硫劑的一個(gè)技術(shù)難題是堿性過強(qiáng)，利于脫硫而不利于亞硫酸鈣-石膏氧化，雙循環(huán)的pH分區(qū)工藝提供了解決這個(gè)難題的條件，國電肇慶300MW機(jī)組雙循環(huán)脫硫工藝中，利于造紙白泥成功實(shí)現(xiàn)對石灰石的代替，脫硫效率、系統(tǒng)除塵相關(guān)數(shù)據(jù)均達(dá)到了超低排放要求，石膏品質(zhì)完全合格。實(shí)現(xiàn)了脫硫裝置的循環(huán)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

2.1.3 三氧化硫脫除技術(shù)

我國目前的法規(guī)中尚沒有三氧化硫的排放要求。隨著二氧化硫排放濃度的降低，三氧化硫的問題日益突出。火電廠煙氣排放當(dāng)中，SO3是一種危害性極強(qiáng)的污染物，其主要危害表現(xiàn)在：1）是PM2.5的重要前驅(qū)體；2）SO3與逃逸的氨反應(yīng)生成硫酸氫銨，附著于飛灰表面，加劇空預(yù)器堵塞，影響電廠安全穩(wěn)定運(yùn)行，增加運(yùn)行成本；3）SO3的濃度升高，導(dǎo)致硫酸氫銨的生成濃度增加，造成脫硝裝置催化劑的最低連續(xù)噴氨溫度升高，導(dǎo)致SCR脫硝裝置在低負(fù)荷條件下無法投運(yùn)，造成NOx無控排放。

目前對SO3有效去除的手段包括低低溫電除塵器、濕式電除塵、堿基噴吹技術(shù)。低低溫電除塵將煙氣溫度降至酸露點(diǎn)以下，使氣態(tài)的SO3冷凝成液態(tài)的硫酸霧，系統(tǒng)對SO3的去除率一般在80%以上，最高可達(dá)95%，是目前SO3去除率最高的煙氣處理設(shè)備。濕式電除塵器除了可以達(dá)到其他除塵設(shè)備難以達(dá)到的極低的排放指標(biāo)外，對于SO3、重金屬汞也具有脫除作用。堿基吸附劑噴吹技術(shù)是控制SO3排放的主要技術(shù)手段，其主旨是在鍋爐省煤器出口至SCR反應(yīng)器一段低溫?zé)煹纼?nèi)，噴入堿性的吸收劑（鈉基或鈣基），使之與SO3充分混合，發(fā)生中和反應(yīng)降低煙氣SO3濃度，去除煙氣中的SO3。避免SO3與逃逸氨生成硫酸氫銨，減緩空預(yù)器堵塞、腐蝕，進(jìn)而降低SCR噴氨溫度，實(shí)現(xiàn)脫硝裝置的全負(fù)荷運(yùn)行。同時(shí)生成的硫酸鈣或硫酸鈉等顆粒物可通過下游除塵設(shè)備予以脫除，減少SO3排放造成的PM2.5污染。

SO3的控制技術(shù)是近些年來受到廣泛關(guān)注且進(jìn)步很快的技術(shù)，高效率、低成本地脫除SO3及其資源化利用是未來的研究方向。

2.2 氮氧化物的控制技術(shù)

2.2.1 低氮燃燒技術(shù)

近年來國內(nèi)廠家針對引進(jìn)技術(shù)進(jìn)行了技術(shù)創(chuàng)新，雙尺度低氮燃燒技術(shù)等低氮燃燒技術(shù)取得了市場的廣泛認(rèn)可，實(shí)現(xiàn)了鍋爐超低NOx的燃燒排放，借助于低氮燃燒，煙氣脫硝SCR入口氮氧化物含量普遍為100~200mg/m3，為氮氧化物超低排放創(chuàng)造了良好前提，低氮燃燒不需要任何脫硝劑，長期運(yùn)行費(fèi)用低，一般是降氮脫硝工程的首選技術(shù)。

低氮燃燒技術(shù)在國際上的常用技術(shù)為空氣分級燃燒技術(shù)和燃料分級燃燒技術(shù)?？諝夥旨壢紵夹g(shù)起步于20世紀(jì)50年代，國外各大廠商基于單個(gè)燃燒器的空氣分級燃燒技術(shù)，開發(fā)了多種低NOx燃燒器。燃料分級燃燒技術(shù)由三菱重工在1980年首次在傳統(tǒng)的鍋爐中使用，在實(shí)際應(yīng)用中的氮氧化物排放降低50%。在這些技術(shù)的基礎(chǔ)上，國內(nèi)企業(yè)開發(fā)的雙尺度低氮燃燒技術(shù)等，對已有技術(shù)進(jìn)行了綜合和創(chuàng)新。在NOx減排、強(qiáng)防渣、防腐蝕、高效穩(wěn)燃等方面達(dá)到國際領(lǐng)先水平。

低氮燃燒技術(shù)的發(fā)展趨勢是在不犧牲鍋爐效率經(jīng)濟(jì)性的條件下實(shí)現(xiàn)防渣、超低NOx及高燃盡率的一體化。另外，W火焰鍋爐、循環(huán)流化床鍋爐是低氮燃燒需要關(guān)注的熱點(diǎn)和難點(diǎn)，目前，我國企業(yè)在W火焰鍋爐、循環(huán)流化床鍋爐低氮燃燒改造上投入了大量力量，取得了明顯的成效，下一步的目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)這兩種鍋爐低氮燃燒NOx排放低于450mg/m3，為鍋爐整體的SCR超低排放創(chuàng)造條件。

2.2.2 選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術(shù)

經(jīng)過多年的努力，國內(nèi)一些骨干企業(yè)基本掌握了煙氣脫硝SCR核心技術(shù)，在氨濃度的均勻分布器、流場計(jì)算與物理模型實(shí)驗(yàn)、高效SCR催化劑、反應(yīng)器內(nèi)的催化劑支撐件設(shè)計(jì)等方面都取得了突出的進(jìn)展。為了實(shí)現(xiàn)超低排放，目前SCR反應(yīng)器提效的方式為現(xiàn)有工藝技術(shù)的挖潛和外延，配制三層催化劑，以及流場改造，將脫硝效率由80%提高到90%，達(dá)到NOx超低排放，這一技術(shù)指標(biāo)，全面超越了國外，達(dá)到國際領(lǐng)先水平。

目前脫硝系統(tǒng)存在的問題包括：三層催化劑帶來的二氧化硫轉(zhuǎn)化率提高，煙氣中三氧化硫濃度提升的問題，以及由此導(dǎo)致的空預(yù)器堵塞問題；流場的高度均勻性問題、催化劑的磨損問題、低負(fù)荷脫硝等問題，流場的不均勻會(huì)影響催化劑脫硝效率，帶來催化劑不均勻磨損和氨逃逸的現(xiàn)象；催化劑的磨損問題是國內(nèi)高灰煤、反應(yīng)器流場、高硫煤煙氣和流速設(shè)計(jì)等問題共同導(dǎo)致的；發(fā)電負(fù)荷低導(dǎo)致的低負(fù)荷脫硝問題在目前國內(nèi)的脫硝SCR反應(yīng)器中普遍存在，造成了環(huán)境污染和催化劑的浪費(fèi)。SCR煙氣脫硝在低負(fù)荷下的投運(yùn)問題亟待解決。

SCR脫硝系統(tǒng)的發(fā)展趨勢為針對上述問題，尋求解決方案。對于流場不均勻的問題，通過調(diào)整煙道結(jié)構(gòu)、安裝導(dǎo)流葉片、加裝整流格柵等措施，可以獲得較好的煙氣流場均勻性。在工藝設(shè)計(jì)階段，可通過物理模型實(shí)驗(yàn)和計(jì)算流體力學(xué)（CFD）輔助設(shè)計(jì)等手段，優(yōu)化煙道結(jié)構(gòu)和內(nèi)構(gòu)件設(shè)計(jì)，降低流場的不均勻度。

提高流場的均勻度對減輕催化劑的磨損有顯著影響，另外，可以通過對催化劑制備工藝（鈦鎢粉制備方式、催化劑干燥方式、煅燒條件）等的改進(jìn)，生產(chǎn)高活性、高強(qiáng)度的脫硝催化劑。

針對低負(fù)荷脫硝問題，國內(nèi)企業(yè)進(jìn)行了大量努力，首先通過省煤器改造提高煙溫，并取得了很好的效果；在不具備省煤器改造的電廠，各企業(yè)正在研發(fā)的堿基吸附劑噴吹技術(shù)是控制SO3排放的主要技術(shù)手段。長遠(yuǎn)看，低溫高活性SCR催化劑的開發(fā)也是煙氣脫硝的必然發(fā)展趨勢。

2.2.3 廢脫硝催化劑再生處理及回收技術(shù)

失活催化劑的再生技術(shù)可使催化劑活性恢復(fù)到新鮮催化劑的90%以上，從而有效延長了催化劑的使用壽命、降低更換新鮮催化劑的成本，并減少了廢棄催化劑的處置費(fèi)用和給環(huán)境帶來的二次污染，實(shí)現(xiàn)資源的可循環(huán)利用。目前，催化劑再生工藝已制定了失活原因診斷-清掃-松散-復(fù)孔-強(qiáng)化-活化-熱處理的再生工藝路線。國內(nèi)已有多家再生企業(yè)將再生技術(shù)應(yīng)用于再生工程中。

在廢脫硝催化劑再生過程中，存在SO2氧化率較高、廢水處理、不能再生和最終廢棄的催化劑的最終處理等問題。

廢脫硝催化劑再生處理和回收技術(shù)的發(fā)展趨勢包括低SO2氧化率的催化劑開發(fā)、廢水處理技術(shù)開發(fā)、催化劑最終處理技術(shù)的開發(fā)等。首先，在SO2氧化率的控制方面：SCR催化劑脫硝效率隨著催化劑中V元素含量的增加而提高，而SO2/SO3轉(zhuǎn)化率卻隨之呈指數(shù)上升，增幅要高于脫硝效率的提高。要控制SO2轉(zhuǎn)化率，一是要對再生后催化劑的V含量進(jìn)行控制，二是在保持催化劑厚度不變的情況下擴(kuò)展外表面，利用SO2氧化反應(yīng)和脫硝反應(yīng)在動(dòng)力學(xué)上的差異，在保持SO2氧化性能不變的情況下，提高催化劑的脫硝性能。

其次，對于再生過程中產(chǎn)生廢水的處理問題，由于在再生過程中使用高壓水進(jìn)行沖洗，且在后續(xù)浸漬過程中使用含V溶液，在廢脫硝催化劑再生流程中，會(huì)產(chǎn)生數(shù)量較大的廢水。廢水中含有多種重金屬、堿金屬、堿土金屬元素等，處理過程難度較大。有企業(yè)嘗試用電廠余熱蒸發(fā)的方法進(jìn)行處理，也進(jìn)行了一些初步的探索，但能耗較高。在廢水處理方面需開發(fā)低能耗、多種元素協(xié)同處理的廢水處理技術(shù)。

最后，在廢脫硝催化劑再生和回收技術(shù)發(fā)展中，需要關(guān)注催化劑的最終處理問題和部分不能再生催化劑的處理問題。SCR催化劑的設(shè)計(jì)使用壽命一般為十年，在未來幾年，將會(huì)有大量的催化劑達(dá)到該使用壽命，如何對這部分催化劑進(jìn)行妥善的最終處理是一個(gè)重大問題；另外，在每次再生時(shí)，都有部分催化劑因破損等物理結(jié)構(gòu)破壞而無法再生，亟待開發(fā)廢催化劑的回收技術(shù)來解決這些問題，以資源化利用為目標(biāo)，提高經(jīng)濟(jì)性。

2.2.4 煙氣脫硝用制氨技術(shù)

目前國內(nèi)絕大多數(shù)的燃煤發(fā)電廠SCR脫硝還原劑制備系統(tǒng)根據(jù)氨的來源有氨水蒸發(fā)、液氨氣化、尿素制氨（尿素水解、尿素?zé)峤猓┤N制備技術(shù)。

因產(chǎn)品級別氨水濃度為20%~25%，氨有效成分低，運(yùn)輸費(fèi)用高，燃煤機(jī)組使用氨水工藝成本較高，國內(nèi)僅有小機(jī)組或燃?xì)怆姀S使用氨水蒸發(fā)工藝作為脫硝的制氨技術(shù)。

液氨蒸發(fā)技術(shù)一度是國內(nèi)主流脫硝制氨技術(shù)，隨著國內(nèi)近幾年液氨運(yùn)輸及儲存事故頻發(fā)，以及民眾對道路安全性認(rèn)識的增強(qiáng)，加上尿素制氨技術(shù)由于其高安全性及尿素原料的價(jià)格下跌，逐漸受到業(yè)主的青睞?，F(xiàn)國內(nèi)國電集團(tuán)、國電投集團(tuán)、華電集團(tuán)等各發(fā)電集團(tuán)新建電廠多以尿素制氨為主，其中國電集團(tuán)、國電投集團(tuán)已著手將集團(tuán)下屬多個(gè)液氨蒸發(fā)系統(tǒng)技改為尿素制氨系統(tǒng)。

尿素制氨技術(shù)中的尿素水解制氨技術(shù)因其高安全性、低運(yùn)行成本，成為國電集團(tuán)、國電投集團(tuán)和大唐集團(tuán)的推薦技術(shù)路線。該項(xiàng)技術(shù)在北京國電龍?jiān)喘h(huán)保、東方鍋爐環(huán)保、哈爾濱鍋爐環(huán)保、上海電氣電站環(huán)保、遠(yuǎn)達(dá)環(huán)保、上海龍凈環(huán)保等環(huán)保工程公司的工程項(xiàng)目中得到了廣泛使用，其可公用性在多臺爐中相比熱解技術(shù)有不可比擬的投資優(yōu)勢。成都銳思環(huán)保技術(shù)股份有限公司于2011年6月成功研發(fā)該項(xiàng)技術(shù)并通過鑒定，目前全國有百逾套尿素水解制氨設(shè)備用于電廠脫硝項(xiàng)目，其中62%為該公司設(shè)計(jì)供貨。尿素水解技術(shù)相比熱解技術(shù)采用電加熱器方案有著先天的運(yùn)行成本優(yōu)勢，以2×600MW機(jī)組中采用尿素水解制氨技術(shù)為例，每年節(jié)約運(yùn)行費(fèi)用400萬~500萬元，目前國內(nèi)已有多臺尿素?zé)峤庵瓢奔夹g(shù)改造為尿素水解制氨工藝，節(jié)約了運(yùn)行費(fèi)用，降低了電耗率。

Technical Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2016

(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037, China)

The paper discusses upon the technical development situation of desulfurization and denitration industries of the country in 2016, introduces the main technical development of the industry and development application of new technologies of desulfurization and denitration.

desulfurization; denitration; power plant; industrial boiler; catalyzer; technology development

X324

A

1006-5377（2017）10-0005-11