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燃煤电厂近零排放烟气深度净化的工艺路线
摘要：国家对燃煤电厂污染物排放和总量有了更严格的控制，中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益的新工艺，燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线应运而生，利用深度脱硝、深度除尘、高效脱硫以及湿式电除尘多种先进技术高效结合，有效降低燃煤电厂污染物排放，实现近零排放，不仅具有显著的环境效益、经济效益和社会效益，同时也符合中国及电力行业减排市场的需要。
在21世纪煤炭仍将在我国能源中占主导地位，而且其利用量随能源利用总量的增加也进一步增加。燃煤电厂仍然是耗煤大户，2012年，中国大陆电力行业耗煤量约占煤炭总消耗量的一半，耗煤总量约18.55亿吨，排放了SO2 883万吨、NOx 948万吨、粉尘151万吨。因此有效控制燃煤电厂SO2、NOx和粉尘排放量已迫在眉睫，势在必行。
国家和地方环保部门对燃煤电厂污染物排放和总量有了更严格的控制。《火电厂大气污染物排放标准》(GB )的规定：NOx排放浓度限值为100mg/m3，SO2排放浓度限值为50mg/m3，烟尘排放浓度限值为30mg/m3[1]。同时提出了燃煤电厂主要污染物排放达到/超过国家天然气燃气轮机排放限值的要求，即NOx排放浓度限值为50mg/m3，SO2排放浓度限值为35mg/m3，烟尘排放浓度限值为5mg/m3，实现近零排放。
中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益，并能减少脱硫脱硝除尘系统运行成本的新工艺，燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线应运而生，利用深度脱硝、深度除尘、高效脱硫以及湿式电除尘多种先进技术高效结合(见图1)，有效降低燃煤电厂污染物排放，实现近零排放，不仅使用户一次投资永久受益，同时也符合中国及电力企业减排市场的需要。
2. 烟气深度净化工艺路线
2.1 深度脱硝技术
燃煤电厂烟气深度净化治理工艺将实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理，控制NOx排放浓度&50 mg/m³，达到燃气排放标准。合理选择开发出组合脱硝深度控制工艺，可在较低的成本下实现NOx的深度治理。烟气在锅炉内采用再燃脱硝技术，合理利用选择性催化还原脱硝技术(SCR)或者选择性非催化还原技术(SNCR)，以液氨、氨水或尿素为还原剂，实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理。
再燃技术采用空气和燃料分层燃烧的方法来达到较高的脱硝率，是实现经济高效的多层优化脱硝的又一个重要的技术手段(如图2所示)。其技术原理是：一次燃料喷入主燃区，在氧化气氛下剧烈燃烧，生成大量NOx的同时提高煤粉的早期燃尽;约15-20%的二次燃料在强还原气氛条件下燃烧，将来自主燃区的NOx还原成N2。再燃技术将低NOx燃烧器、燃料与空气的分级燃烧、以及锅炉性能等作为一个整体来考虑，运用冷态模型试验以及CFD模拟等先进技术，对锅炉进行传热计算，并且对空气管道、低氮燃烧器以及风箱进行CFD模拟，模拟其流场、温度场、浓度场等，NOx降低率约为50%-70%，适用于四角切圆、旋流燃烧器和“W”火焰燃烧的所有锅炉。
针对中国燃煤电厂烟气NOx浓度范围为200~800mg/m3，制定不同的烟气深度脱硝技术路线，可使燃煤电厂烟气NOx排放达到燃气排放标准，实现近零排放。
(1)再燃技术+SNCR技术路线(如图3所示)
应用范围：NOx 浓度150~250mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化，并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，实现脱硝最优的效果。
再燃改造后NOx排放浓度：&100 mg/Nm3
SNCR氨逃逸&10 ppm
再燃+SNCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：&50 mg/Nm3
(2)再燃技术+SCR技术路线(如图4所示)
应用范围：NOx 浓度250~650mg/m3(再燃效率40%~50%，SCR效率65%~85%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SCR进口烟气分布均匀，达到脱硝最优的效果 。
SCR氨逃逸&3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%
再燃+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：&50 mg/Nm3
(3)再燃技术+SNCR+SCR技术路线(如图5所示)
应用范围：NOx浓度650~800mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55% ，SCR效率78%~85%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，同时保证SCR进口烟气分布均匀，实现脱硝最优的效果。
SNCR氨逃逸&10 ppm、SCR氨逃逸&3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%
再燃+SNCR+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：&50 mg/Nm3
2.2 深度除尘技术
袋式除尘器虽然除尘效率高，但存在压力降大、滤袋寿命短、运行成本高、旧滤袋无法达到资源化利用等缺点。而电除尘器已经有100多年的发展历史，具有除尘效率高、适应范围广、运行费用低、可靠性高、使用方便且无二次污染等独特优点，一直是燃煤电厂除尘设备的首选[2]。随着新标准的推行，这给电除尘器技术带来了挑战，也带来了机遇，为满足该标准，国内很大一部分燃煤电站现役电除尘器均需要提效改造，根据对相关资料的统计和推算，截至2013年4月，我国火电装机容量达8.3亿千瓦，但仍有约4亿千瓦燃煤机组的除尘器需要进行升级改造，折算成600MW机组，数量约为700余台套。因此，电除尘如何提效改造以及电除尘新技术的应用已成为行业内关注和研究的热点问题[3]。同时要满足低排放要求，大力发展和综合应用电除尘新技术作为除尘深度治理技术才是治本的关键，也是最佳的现实选择。
2.2.1 移动电极电除尘技术
移动电极电除尘技术收尘机理与常规电除尘器完全相同，只是改传统的振打清灰为清灰刷清灰，使极板始终保持干净，可清除高比电阻粉尘、粘性粉尘[4]。由于清灰是在无烟气流通的灰斗内进行，消除了因清灰造成的二次飞扬，而且可以克服反电晕的发生。该技术具有高效、节能、适用性广等优点，能实现除尘效率达到99.8%以上，出口粉尘浓度低于30mg/m3。局限性是结构复杂，对制造和安装工艺要求较高，运动构件位于烟尘中，维护复杂、可靠性差。国内已有数套300MW及以上机组应用，截至2012年底，已签订300MW及以上机组应用的合同装机容量超过18000MW，其中1000MW机组2套，600MW机组8套。
2.2.2 电凝并技术
含尘气体进入除尘器前，对其进行分列荷电处理，使不同粒径粉尘有效凝聚，形成大颗粒后进入除尘器;减少烟尘总质量排放，有效提高ESP除尘效率;显著减少PM2.5的排放，对PM2.5的捕集效率30～80%;并且有助于减少汞、砷等有毒元素的排放[5]。局限性为凝聚器的安装需要一定长度的进口烟道，故其使用受到一定限制;提效又受除尘设备出口排放和粉尘粒径影响，且其提效具有一定范围，不适用收集磨琢性强的粉尘。在国内中电投上海吴泾热电厂300MW机组、江阴苏龙热电135MW机组等取得了应用。
2.2.3 烟气调质技术
借助飞灰表面毛细孔的孔壁场力、静电力等力的作用，调质剂(如水汽或硫酸)首先被吸附并凝结在这些毛细孔内，继而扩展到整个飞灰表面，形成一层水膜。飞灰表层所含的可溶金属离子，将溶于形成的液膜中，而变得易于迁移。在电场力作用下，溶于膜中的离子以膜为媒介，快速迁移，传递电荷[6]。此外，通过改变飞灰的黏附性以及飞灰颗粒之间的作用力，增大飞灰的粒径，提高粉尘层间的粘附能力，减少二次扬尘。烟气调质技术应用灵活，高度集成，安装方便，但要注意不是所有的工况都适合使用，也会受烟气条件和粉尘性质的影响和制约。对煤种、烟气条件的适应性往往经过理论分析后，要再经过实际实验来确定比较有把握。
2.2.4 低低温电除尘技术
通过低温省煤器或GGH降低电除尘器入口烟气温度至酸露点以下，一般约为90℃。这样可使烟气中的大部分SO3在热回收器中冷凝，黏附在粉尘上并被粉尘中的碱性物质中和，烟气粉尘的比电阻大大降低，粉尘特性得到很大改善。这种方法可大幅提高除尘效率，同时可以去除烟气中大部分的SO3[7]。该技术具有提效除尘、脱硫的同时，可利用余热以节能、节水，解决了SO3腐蚀难题等优点，能实现烟尘排放浓度可低于30mg/m3甚至更低;节省标准煤耗1.0～3.5g/kWh。在国内福建宁德电厂600MW机组、大唐国际潮州发电有限公司宁夏水洞沟660MW机组;上海漕泾一期1000MW机组等取得应用。
2.2.5 新型电源技术
(1)高频电源技术
高频电源是把三相工频电源经三相整流成直流，经逆变电路逆变成几十千赫兹以上的高频交流电流，然后通过高频变压器升压，经高频整流器进行整流滤波，直流输出至电场[8]。该技术具有：提效、节能、适应性广等优点，能个实现除尘效率可达99.8%以上，烟尘排放浓度低于20mg/m3。
(2)脉冲高压电源技术
脉冲高压电源以窄脉冲(120μs及以下)电压波形输出为基本工作方式，其主要目的是在不降低或提高除尘器运行峰值电压的情况下，通过改变脉冲重复频率调节电晕电流，以抑制反电晕的发生，使电除尘器在收集高比电阻粉尘时有更高的收尘效率[9]。
2.3 高效脱硫技术
在脱硫工艺中，已开发的脱硫法有很多，有干法、半干法、以及湿法;其中湿法技术又有许多，如氧化镁法、双碱法、Wellman-Load法、氨法、海水法和柠檬酸钠法等，但由于种种原因都无法与石灰/石灰石-石膏法竞争，工业占有率较低。石灰/石灰石-石膏法依然是如今应用最广泛，技术最成熟的脱硫工艺。为了满足燃煤电厂新排放标准，实现脱硫提标改造满足燃气标准，单塔双循环以及双塔双循环石灰/石灰石-石膏法脱硫新技术应运而生。
2.3.1 单塔双循环脱硫技术
单塔双循环湿法脱硫技术脱硫反应原理与传统湿法脱硫一致，但其在整个脱硫工艺路线中与传统脱硫法具备更多的优势。工艺特点是将一个吸收塔分成上下两段，分别控制两段在不同的pH值下操作。上段(上循环)pH控制在6左右，下段(下循环)控制pH在4.5左右(见图10)。这样，在上循环段，高pH值的浆液有利于SO2的吸收，在下循环段，低pH值的浆液有利于硫酸钙和亚硫酸钙的溶解，利于亚硫酸钙氧化成为石膏。每个循环的控制都是独立的，并且易于优化和快速调整。对于一些不利的运行工况，比如燃料或负荷变化能够迅速反应。
由于双循环工艺使得上循环浆液中含有过量石灰石(约过量20%)，系统缓冲容量大。通过缓冲作用，系统地自动控制在一个稳定的最佳pH范围内，不会随气流及负荷的变化而波动。这样，在其他湿法工艺中所遇到的pH大幅度波动的情况在双循环工艺中能够得到避免。由于操作时pH稳定，从而避免了CaSO4过饱和波动引起的结垢及堵塞。由此特别的工艺特征，使该工艺系统不需频繁调整控制进料。所有操作有一套相对简单的控制系统来完成。由于集液斗导流板设计，使得塔内气体经集液斗后整流，少了塔中常遇到的死角、涡流现象，提高了塔的空间利用率，提高了整体的脱硫效率。
2.3.2 双塔双循环脱硫技术
双塔双循环脱硫技术是在单塔双循环技术上的延伸和发展，反应原理和单塔双循环类似，都是以石灰石或石灰作为脱硫剂，通过石灰石浆液吸收氧气中的二氧化硫从而达到净化烟气的目的，双塔双循环工艺中，一级循环吸收塔pH一般控制在4.5左右，在保证吸收效率的前提下，同时能改善亚硫酸盐氧化，促进石膏晶体生长;二级循环吸收塔pH控制在5.8左右，对二氧化硫的吸收效果显著[11](见图11)。
双塔双循环脱硫技术非常适应于高含硫煤和脱硫效率要求非常高的改造工程，能有效的利用原有装置，避免了重复建设和资源浪费;二级吸收塔建设期间，不影响原脱硫系统运行，缩短停炉改造时间。双塔双循环一级吸收塔和二级吸收塔循环系统彼此独立，能够分别控制两吸收塔浆液pH值，在保证脱硫效率的前提下，同时促进亚硫酸盐氧化和石膏晶体生长，提高副产物品质。工程实践证明，双塔双循环脱硫效率能达99%以上，脱硫石膏的含水率能达6%。副产物品质高，能够用做水泥缓凝剂、生成建筑石膏等。
2.4 湿式电除尘技术
常规电除尘器对粒径10μm以上颗粒脱除效率高达99% 以上，但对于10 μm (特别是2.5 μm)以下微细颗粒难以收集。这是由于微细颗粒子难以荷电，而且电极振打产生二次扬尘容易使已捕集的微细粒子逸出，从而导致脱除效率急剧下降，烟气中粉尘含量很难控制在20mg/m3，甚至30mg/m3。通过湿法脱硫，脱硫塔顶部经常出现白色水雾，甚至是“石膏雨”，很难有效达到现行排放标准。日，国家环保部颁布了《环境空气细颗粒物污染防治技术政策》中对工业污染源治理明确鼓励火电企业采用湿式电除尘(WESP)等技术，防止脱硫造成的“石膏雨”等污染，为了符合更为严格排放标准，在脱硫塔后设置湿式电除尘器，进行烟气深度净化势在必行。
WESP是在克服干式电除尘器及传统喷水除尘器弊端的基础上发展起来的。其工作原理为：悬浮粒子气溶胶荷电、带电粒子在电场里迁移和捕集，粉尘从阳极板(布)表面上清洗三个基本过程。其工作过程是：电晕放电，使雾滴荷电，含尘离子处于雾滴的“包围”之中，雾滴在向阳极板(布)移动的过程中与粉尘碰撞结合成较大荷电粒子，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极迁移并被收尘极捕集。在喷淋作用下，粉尘被冲刷清除[12]。WESP既消除了传统静电除尘器产生爆炸的隐患和电晕闭塞现象，又解决了反电晕和高压绝缘等问题;最重要是提高了除尘器的除尘效率达到了近零排放要求，同时消除了“石膏雨”。WESP具有煤种适应性好，高效捕集SO3气溶胶，可消除石膏雨，控制氨逃逸等优点，能够实现除尘效率达到99.9% 以上，出口粉尘浓度可控制在20mg/m³ 甚至5mg/m³ 以下，PM2.5的去除率高达95%以上。在国内湖南益阳300MW机组、福建上杭瑞翔纸业20t/h循环流化床锅炉及上海长兴岛第二发电厂15MW机组等取得了应用，效果良好。
“十二五”期间，我国新增2.5亿kW煤电机组，燃煤电厂是SO2、NOx、粉尘的主要排放源之一，为完成“十二五”减排目标，燃煤电厂污染物治理仍是重点。在国家对烟气排污的指标要求越来越严格，要求治理的污染物越来越多的宏观政策环境，中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益的新工艺路线。燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线(深度脱硝技术+深度除尘技术+高效脱硫技术+湿式电除尘技术)具有脱硫脱硝除尘效率高;可实现全程自动化控制;各流程技术先进等显著优点。该技术工艺是实现燃煤电站主要污染物排放达到/超过国家天然气燃气轮机排放限值，实现近零排放的最佳工艺，环境效益、经济效益和社会效益显著;符合我国及电力行业减排市场的需要。
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摘要：研究广东省首台投产的600MW级湿式电除
近来找到的一点内容，各位客官，笑纳啊。可以的话
上海石洞口污泥处理完善工程包括现有干化焚烧设施
前烟气脱硫技术是当今化工人、环保人都不会陌生的
本文并无任何反对湿电这一技术流派的意思，只是提您现在的位置：
浅析燃煤电厂烟气二氧化硫排放的控制对策
浅析燃煤电厂烟气二氧化硫排放的控制对策
摘要：本文指出了由于目前向大气环境排放二氧化硫逐年增加，并且国家对其污染控制政策也逐年严格，各燃煤电厂将面临二氧化硫减排任务。燃煤电厂必须根据自身的条件，寻找经济、技术上合理的二氧化硫减排措施，以最低的成本满足国家和地方对二氧化硫排放总量和排放浓度双达标的要求。
我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，2006年，我国二氧化硫排放总量超过2587万t，造成一些地区酸雨污染严重。1979年以后美国每年排放二氧化硫约3000万t，通过实施各种国家控制政策，1990年降到2400t，1999年进一步降到1800t，2000年不到1000t，2010年计划比1980年二氧化硫排放总量降低80%。美国目前主要控制占二氧化硫排放总量70%的火电厂。在德国电力能源结构中，煤炭能源使用占的比例为55%，因此德国采取了严格的治理措施。从1983年开始就要求重点老企业进行脱硫，要求30万kW以上机组降到200mg/Nm3以下，10～20万kW机组降到500mg/Nm3以下，10万kW以下机组降到800mg/Nm3以下。因此与发达国家比较，我国在综合控制、经济控制二氧化硫排放方面还有很大潜力可挖，并且将二氧化硫减控目标定为燃煤电厂。
2我国近年来针对排放二氧化硫的控制政策
在2000年4月颁布于9月实行的《中华人民共和国大气污染防治法》中开始强调了对二氧化硫的控制要求。防治法中规定了对二氧化硫污染控制区划定为主要大气污染物排放总量控制区，建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施，对二氧化硫实行双重控制要求。
在2003年2月制定7月由国家发展计划委、财政部、国家环境保护总局和国家经济贸易委员会共同颁布的《排污费征收标准管理办法》(国务院令第369号)中，开始实行&零起点收费&，并引入了污染因子当量计算，同时根据污染因子对环境的影响不同，实行不同收费额度，例如SO2每千克的收费标准是烟尘收费标准的2.3倍。
在《排污许可证管理条例》中持证排污原则、按证排污原则规定了排污许可证的持有者，必须按照许可证核定的污染物种类、控制指标和规定的方式排放污染物。该条例中提出对排污者有污染物排放总量控制指标要求的，该指标纳入排污许可证管理之中，并且排放的污染不得超过国家和地方规定的排放标准和排放总量控制要求。
在2007年5月由和国家环保总局发布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)，该办法是利用价格的引导和调节作用，将治理环境污染的成本内部化，办法中规定：脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款;当脱硫设施投运率在80%～90%之间时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以1倍罚款;投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以5倍罚款，表明了国家进一步强化监管，保证政策措施落实到位。
针对火电厂大气污染物排放造成的污染，国家环境保护局从1991年开始制定《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB13223-91)，到1996年第一次修订为《火电厂大气污染物排放标准》(GB)再到2003再次修订，并在2011年7月第三次修订火电厂大气污染物排放标准。根据2011年最新标准要求，所有新建项目于2012年1月起开始正式实施此排放标准，现有火电厂最迟于日前完成贯彻标准工作，其中二氧化硫排放浓度限值新建锅炉为100mg/m3，现有锅炉为200mg/m3，对于重点区域的火电厂实行50mg/m3二氧化硫排放浓度特别限值。
环境保护部和国家质量监督检验检疫总局于2012年2月末发布于2016年1月开始在全国范围内执行新《环境空气质量标准》，其中部分省会城市和重点地区根据实际情况和当地环境保护需要提前履行本标准，本标准是既1996年颁布的环境空气质量标准后第二次重新修订的。原标准环境空气功能区分为三类，新标准分为两类，即不存在三类区特定工业区。该新标准充分体现了环境要以人为本的理念。采取任何治理大气防治污染的目的就是要改善大气环境质量，保障人们身心健康，本次标准的重新修订着重强调了对细颗粒污染物的控制要求。
二氧化硫排放总量是国家环境保护&十二五&规划中7个环境保护主要指标之一，规划指标要求二氧化硫排放总量2015年比2010年增长-8%。规划中明确指出&加大二氧化硫和氮氧化物减排力度。持续推进电力行业污染减排&。并且于2011年颁布2012年实施的《火电厂大气污染物排放标准》中大幅度收紧了二氧化硫的排放限值。
同时为了更深入贯彻和落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(年)》、《国家&十二五&环境保护规划》和《国家&十二五&科学和技术发展规划》，指导和推进全国范围内大气污染防治措施创新，培育和发展节能环保战略性新兴产业，支撑大气环境质量改善，科技部、环境保护部在广泛征求意见基础上，组织制定了于2012年7月发布的《蓝天科技工程&十二五&专项规划》国科发计[号。该专项规划主要目标中优先领域与重点排放源污染预防和控制技术提出了针对燃煤电站锅炉和工业锅炉污染物排放，研发燃煤发电技术、脱硫脱硝脱汞协同控制技术、中低温脱硝技术的要求。
3火电厂大气污染物二氧化硫减排对策
3.1使用优质低硫煤
我国煤炭资源较丰富，目前国内火电厂均使用煤做为燃料发电。国家质量监督检验检疫总局和国家标准化管理委员会于2010年颁布2011年实施《发电煤粉锅炉用煤技术条件》中规定了发电煤粉锅炉用煤的技术要求，按无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤锅炉对发电煤粉锅炉用煤技术条件进行重新划分。该文件中给出不同种类煤粉锅炉用煤含全硫量。全国煤炭含全硫量平均值为1.11%，商品煤含全硫量为1.08%，动力煤中含全硫量为1.15%。各地区煤中含硫量差别较明显，并且呈现由北向南增加趋势。各地区煤炭储量中全硫含量由低至高顺序为东北地区0.47%、华北地区1.03%、西北地区1.07%、华东地区1.08%、中南地区1.17%、西南地区2.43%。虽然我国大部分煤中全硫含量达到现行工业用煤质量要求，但燃煤电厂锅炉操作参数、设备老旧脱硫效率不稳定，因此企业应结合国内各地区煤中含硫量分布与企业自身技术、经济实力，选择含硫量低的煤。
3.2采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺优点已被普遍认同，工艺较成熟，应用实例也很多。该方法脱硫效率可达95%，对煤中含硫量适应范围也较大，但其脱硫效率也取决于多种工艺操作参数的调整。主要的工艺控制参数情况如下。
脱硫吸收塔进口烟气温度参数。由于脱硫反应为放热过程，很明显脱硫效率随吸收塔入口烟气温度的升高而降低。在实际生产过程中，由于机组负荷变化较频繁，需要在吸收塔前布置喷水装置来降低烟气温度，提高效率。某一企业在进口烟气SO2浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为96℃时，脱硫效率为92.1%，当烟温升到103℃时，脱硫效率降至为84.8%[1]。当烟气中SO2浓度越高反应速度越快，反应越彻底，脱硫效率越高。并且在吸收剂与SO2反应过程中，氧气也起到促进化学反应的进行，最终氧化成SO2-4，但并非烟气中含氧浓度越高越好，因为烟气中氧浓度过高则表明脱硫系统出现漏风现象。烟气中约含100～300mg/m3(标准状态下)的飞灰，这部分飞灰在很大程度上阻碍了石灰石消溶，促使浆液pH值偏酸性，最终影响脱硫效率。同时飞灰中含有如Hg、Pb、Cd、Zn等重金属离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效果。
石灰石粉颗粒的粒度越小，单位质量比表面积就越大，反应越彻底，石灰石粉品质和纯度越高，杂质含量就越少，反应越彻底，副产品品质越好。通常在生产中石灰石纯度要在90%以上，颗粒度要通过325目筛(44/&m)的过筛率达到95%。不过当石灰石中品质较低杂质含量较高时，石灰石粉应磨制得更细一些。
液气比是影响SO2去除效率非常重要的参数，与去除率成正比例关系。
在实际工作中若提高液气比将需要提高浆液循环泵的流量，需要提高设备初投资和运行成本，此时可在浆液中加入如钠碱、己二酸等添加剂，可以适当降低液气比，从而节约企业费用。
&十二五&规划经济发展目标是国内生产总值年均增长7%，国内经济快速的发展，需要大量的电力资源。燃煤电厂扩能和大量电厂的投产，必然加剧对环境排放污染物量。如何能高效控制污染物排放，提高人们生存环境质量，特别是燃煤电厂二氧化硫废气排放是今后很长时间内需要面对并迫在眉睫急需解决的问题。对国内燃煤电厂二氧化硫排放总量和排放浓度的控制不仅要从国家、地方各种政策上干预各企业应该采取污染物治理措施约束污染物排放，同时企业也要自身发掘对污染物采取控制方法，主动从多方面综合降低污染物尤其是二氧化硫的排放，从源头治理。我国针对二氧化硫控制政策已日趋完善，监管也日益强化，因此就需要火电厂通过多角度对二氧化硫经济和技术合理性进行比较，在实现达标排放、满足总量控制要求的前提下，将对二氧化硫的处理成本降为最低。
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燃煤电厂“超净排放”石灰石-石膏法脱硫技术探讨
发布时间： & 来源：中国空分
　　摘要：我国作为煤炭消费大国，燃煤电厂一直是SO2、NOx和烟尘大气污染物的主要来源。随着《煤电节能减排升级与改造行动计划（年）》的颁布，燃煤电厂为满足“超净排放”要求，石灰石-石膏法脱硫系统需要技术改造升级。本文介绍了目前先进的石灰石-石膏脱硫技术，为燃煤电厂烟气达到“超净排放”排放标准提供技术参考。　　关键词：燃煤电厂 超净排放 烟气脱硫 石灰石-石膏法　　作为能源消费大国，煤炭在我国的能源消费结构中一直占据绝对主导地位，根据《BP世界能源统计2013》的统计数据，我国煤炭的比重达到67.5%[1]，而电力行业的煤炭消费比例又占据一半左右。煤炭燃烧产生的SO2、NOx、可吸入颗粒物是我国大气环境的主要污染物[2~3]，我国2013年SO2和NOX排放量分别为2043.9万吨和2227.4万吨，位居全球各国首位[4]，我国面临的大气防治形式依然严峻。　　为了保证社会经济的可持续发展，有效控制、治理雾霾天气，国家进一步加强对燃煤电厂的排放要求，2011年发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB）规定了重点地区的燃煤电厂烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于20mg/Nm3、50mg/Nm3、100mg/Nm3，2014年由国家发改委、环保部和能源局共同发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（年）》（发改能源【号文）进一步要求东部地区燃煤电厂排放基本达到燃气电厂的排放标准，即烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。因此，“超低排放”成为燃煤电厂的必然选择。目前，我国现有燃煤电厂大部分都采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，石灰石-石膏湿法烟气脱硫具有可靠性高、脱硫效率高等特点，技术最成熟，应用也最为广泛[5~10]，但石灰石-石膏法脱硫设备繁多，流程复杂，相对于脱硝、除尘，烟气脱硫需要满足“超净排放”，技术难点多，改造难度大，本文介绍、分析当前的先进脱硫工艺技术，为“超净排放”路线提供参考。　　1烟气“超净排放”石灰石-石膏法脱硫途径　　由于燃煤电厂电煤市场的供应关系变化，燃用煤质基本不能控制，煤质的含硫量往往偏离原有系统的设计值，现有脱硫装置改造需根据吸收塔入口SO2确定相应的改造技术路线，而新建电厂的脱硫设施需要合理选择技术路线，优化设计指标，降低能耗、物耗，以提高“超净排放”的经济可行性。　　为应对严苛的环保标准，真正做到“超净排放”，脱硫系统需要切实可行的技术途径。如提高石灰石的细度、纯度以及活性等来提高反应效率和石膏品质；研发高效的脱硫增效剂，降低SO2吸收时的“液膜阻力”，提高反应速率；此外开发新的技术设备，改进塔内烟气分布，增加气液接触面积，提高吸收塔吸收、传质能力等是目前脱硫技术升级的主要途径，也是“超净排放”主要的工艺路线。　　2烟气“超净排放”石灰石-石膏法脱硫工艺　　2.1吸收塔托盘技术　　托盘喷淋塔技术是美国巴威公司的一项专利技术，托盘塔技术指在逆流喷淋的基础上增设一块或者多块穿流孔板托盘，将托盘全面布置在整个吸收塔的横截面，使烟气进入吸收塔后被均匀分布在整个截面上烟气经过托盘后再进入喷淋区洗涤净化，不仅有利于烟气分布均匀，而且流经托盘小孔时的节流喷射大大提高了喷淋区烟气的湍流度，改善了气液传质条件增加气液传质系数，托盘上的存液也可脱除烟气中SO2等污染物质，在有效降低液气比的同时，得到较高的脱硫效率[11~13]。　　设置托盘后，吸收塔系统的阻力提高，使得增压风机的电耗有所增加，但是液气比的降低使浆液循环泵的流量降低，循环泵电耗下降，系统整体电耗下降[13]。托盘塔技术比较适合受场地因素改造困难的脱硫系统。　　而对于已有托盘的吸收塔，可以通过调节托盘开孔率、加装第二层托盘进一步的获得脱硫效率。双托盘脱硫系统是在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或燃用高硫煤时，优势更为明显，双托盘比单托盘气液相均质调整更为充分，气相均布更好，脱硫增效明显[14]。　　2.2“单塔双循环”技术　　“单塔双循环”技术为德国FBE公司专利，该工艺流程为烟气通过一台吸收塔实现两次SO2脱除过程、经过了两级浆液循环。一级循环的主要功能是保证亚硫酸钙的氧化效果和石灰石的充分溶解，以及保证充足的石膏结晶时间，循环浆液pH值控制在4.6～5.0；二级循环保证SO2最终的脱除效率，pH值较高，达到5.8～6.0，在实现高脱硫效率和低排放浓度的同时降低了液气比。二级循环分别设有独立的循环浆池、喷淋层。根据不同的功能，每级循环具有不同的运行参数[15、16]。　　“单塔双循环”技术中的二级循环相对独立，能够分别控制氧化和吸收的功能，更好的适应煤种变化和锅炉负荷的波动，特别适合于燃烧高硫煤的电厂脱硫。同时在二级循环吸收区采用较高的pH，能够降低液气比，节约电耗。该技术已经在广州恒运热电厂责任公司投入使用，脱硫效率稳定在98.7%以上，试运期间脱硫塔入口SO2质量浓度在mg/Nm3时，出口浓度SO2质量浓度始终保持在50mg/Nm3以下，最低小于10mg/Nm3[17]。　　2.3“单塔双区”技术　　“单塔双区”技术由福建龙净环保股份有限公司开发，“单塔双区”的理论依据与单塔双循环技术一致，即原来的单塔单循环技术为兼顾吸收和氧化的效果，吸收塔浆液pH值只能采用5~5.5的折中值，一方面限制吸收能力，另一方影响亚硫酸钙的氧化，石灰石利用率降低。在单塔单循环的基础上，“单塔双区”对吸收塔浆池部分进行技术革新，实现在单塔浆池中维持上下2种不同pH值环境的区域，分别满足氧化和吸收所需。该技术相对于单塔双循环优点在于不需要另增加塔外附属设备，占地面积小，可以实现98.5~99%的高脱硫效率，吸收塔入口SO2浓度在mg/Nm3时，出口SO2浓度最低可达22mg/Nm3[18]。　　2.4旋汇耦合技术　　旋汇耦合技术是北京清新环境技术股份有限公司自主研发的专利技术，其技术原理基于多相紊流掺混的强传质机理和气体动力学原理，旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，气液固三相充分接触，迅速完成传质过程，从而实现了气体高效净化。该技术为在塔内喷淋层下部布置旋流耦合装置，将进入吸收塔的烟气由层流转化成湍流，降低气液膜阻力，增加气液接触面积，均质效果好，比一般的空塔，气体均布的效果提升15~30%，能够较大地降低液气比，相对于烟气阻力的增加，整体系统能耗较低，脱硫效率能够达到99%[19]。该技术改动条件较小，比较适合受场地和工期限制，改造难度较大的燃煤电厂。　　2.5两级串联塔技术　　两级串联塔工艺是单塔单循环工艺上的延伸，对于技改项目，该技术优势在于保留原塔系统不变，改造时工期可以与锅炉运行平行，只在烟道对接时需要停炉。该技术第一级塔脱硫效率为80%～85%，第二级塔脱硫效率95%，综合脱硫效率为98%～99%，达标排放较容易，对燃煤的适应性强[16、20]，适合高硫煤地区燃煤电厂的脱硫增容改造。　　两级串联塔技术有以下问题：　　（1）两个吸收塔液位不平衡，烟气降温蒸发都发生在预洗涤塔内，二级吸收塔设置除雾器，除雾器冲洗水都由二级吸收塔接纳，这样表现在预洗塔液位总是在下降而二级吸收塔液位总是在上升；　　（2）预洗涤塔出口烟道由于烟气带水，烟道容易积浆结垢；　　（3）系统阻力和占地面积较大，系统复杂。　　为了解决以上问题，合山电厂3号电厂烟气脱硫系统采取U型串联吸收塔，一方面降低了吸收塔总高，另一方也解决了上述问题。该电厂在FGD入口SO2浓度为15200mg/m3时，脱硫效率最高达99.5%，平均98.8%[21]。　　3结论　　燃煤电厂脱硫烟气“超净排放”从技术层面上是可行的，具体的技术实施需要根据不同的锅炉型式、煤质、以节能减排为目的，基于原有工艺进行技术升级，改造项目尽量利旧，结合原塔增设托盘、旋汇耦合装置提效，新建电厂综合考虑技术和管理等因素，对各种脱硫工艺技术进行比选，最终达到“超净排放”标准，实现社会经济的绿色、可持续发展。
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