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燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择

北极星环保网来源:《中国电力》作者:朱法华2017/5/18 9:53:07我要投稿

二是烟气脱硫过程中对颗粒物的协同脱除或脱硫后对烟气中颗粒物的脱除,可以称之为二次除尘或深度除尘,对于复合塔工艺的石灰石-石膏湿法脱硫,采用高效的除雾器或在湿法脱硫系统内增加湿法除尘装置,协同除尘效率一般大于70%,湿法脱硫后加装湿式电除尘器,颗粒物去除效果一般均在70%以上,且除尘效果较为稳定;对于干法、半干法脱硫,脱硫后烟气中颗粒物浓度较高,均是采用袋式除尘器或电袋复合除尘器,如不能实现颗粒物超低排放要求,也需加装湿式电除尘器。

具体工程实际选择时需要结合工程实际情况具体分析,考虑到各种技术的原理、特点及适用性、影响因素、能耗、经济性、成熟度等因素,综合考虑给出燃煤电厂颗粒物超低排放技术路线,如表1所示。

表1颗粒物超低排放技术路线

超低排放技术

3 SO2超低排放技术

不同入口浓度满足超低排放要求时,需要不同的脱硫效率,为实现稳定超低排放,脱硫塔出口SO2浓度按30mg/m3控制。采用石灰石-石膏湿法脱硫,入口浓度不大于1000mg/m3时,脱硫效率要求在97%以上,可以选择传统空塔喷淋提效技术;

入口浓度不大于2000mg/m3时,脱硫效率要求在98.5%以上,可以选择复合塔脱硫技术中的双托盘、沸腾泡沫等;入口浓度不大于3000mg/m3时,脱硫效率要求在99%以上,可以选择旋汇耦合、双托盘塔等技术;入口浓度不大于6000mg/m3时,脱硫效率要求在99.5%以上,可以选择单塔双pH值、旋汇耦合、湍流管栅技术;

入口浓度不大于10000mg/m3时,脱硫效率要求在99.7%以上,可以选择空塔双pH值、旋汇耦合技术。当然,脱硫效率较高的脱硫技术能满足脱硫效率较低的要求,技术选择时应同时考虑经济性、可靠性,新建机组技术选择相对简单,而现役机组的应用技术、装备条件、场地等对技术选择影响很大,详见表2。

表2石灰石-石膏湿法脱硫超低排放技术

超低排放技术

对于缺水地区,吸收剂质量有保证,入口SO2浓度不大于1500mg/m3的300MW级及以下的燃煤机组,可以选择烟气循环流化床脱硫技术;结合循环流化床锅炉的炉内脱硫效率,可以应用于300MW级及以下的中等含硫煤的循环流化床机组。对于滨海电厂且海水扩散条件较好,符合近岸海域环境功能区划要求时,对于入口SO2浓度不大于2000mg/m3的电厂,可以选择先进的海水脱硫技术。对于氨水或液氨来源稳定,运输距离短,且电厂附近环境不敏感,300MW级及以下的燃煤机组,可以选择氨法脱硫,详见表3。

表3烟气循环流化床、海水法、氨法脱硫超低排放技术

超低排放技术

4NOx超低排放技术

锅炉低氮燃烧技术是控制NOx的首选技术,在保证锅炉效率和安全的前提下应尽可能降低锅炉出口NOx的浓度。

对于煤粉锅炉,应通过燃烧器改造和炉膛燃烧条件的优化,确保锅炉出口NOx浓度小于550mg/m3。炉后采用SCR烟气脱硝,通过选择催化剂层数、精准喷氨、流场均布等措施保证脱硝设施稳定高效运行,实现NOx超低排放。

对于循环流化床锅炉,应通过燃烧调整,确保NOx生成浓度小于200mg/m3。通过加装SNCR脱硝装置,实现NOx超低排放;如不能满足超低排放要求,可在炉后增加SCR,采用一层催化剂。

对于燃用无烟煤的W型火焰锅炉,也应在保证锅炉效率和安全的前提下尽可能降低锅炉出口NOx的浓度。但目前尚难以做到锅炉出口较低NOx浓度,仅靠炉后的SCR较难稳定满足NOx的超低排放要求,国内外尚无成功案例,需要进行进一步研究。

延伸阅读:

燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨

燃煤机组深度超低排放技术路线的综合性研究

烟气脱硫脱硝除尘脱汞超低排放技术路线选择与分析

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