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随着燃煤电厂污染物“超低排放”的呼声越演越烈,人们对实现“超低排放”技术的关注度也越来越高。目前,烟气协同治理技术已成为燃煤电厂满足“超低排放”的主流技术之一,可使燃煤污染物排放浓度达到或接近燃机标准。国内已有多套采用烟气协同治理技术路线的燃煤电厂烟气“超低排放”机组投运,为燃煤电厂污染物控制提供了重要参考。
在国外,烟气协同治理技术是在现有的燃煤电厂污染治理技术路线进行升级改造,即能实现超低排放的要求,该技术主要以日本燃煤电厂为代表,重点在于采用了低低温电除尘器技术,但烟囱出口污染物超低排放控制还是要靠湿法脱硫技术来把关,从这一点看,湿法脱硫技术在烟气协同治理技术中扮演着一夫当关、万夫莫开的角色。
相比较国外先进技术,我国已形成成熟的燃煤电厂烟气污染治理技术(烟气脱硝(SCR)+电除尘+湿法脱硫),与烟气协同治理技术没有本质上的差异,那为什么我国燃煤电厂不能做到超低排放呢?关键在于忽视了湿法脱硫在污染物把关控制中起到的关键作用。
我国早在90年代就引进了湿法脱硫技术,通过消化吸收已全面掌握。目前,市场上80%以上燃煤电厂采用石灰石/石膏湿法脱硫技术。通过对现有的湿法脱硫装置进行分析,低二氧化硫排放已有成熟案例,但难对粉尘实现超低低排放鲜有报道,其主要原因表现为以下几个方面:
(1)忽视了湿法脱硫协同除尘能力
传统的湿法脱硫系统主要以脱除二氧化硫为主,在设计时忽视了吸收塔的协同除尘能力。国家权威机构结合大多数脱硫装置,包括空塔、托盘塔得出的经验值,认为湿法脱硫的除尘效率仅为50%左右,该观念广泛地被环保企业和燃煤电厂所接受,产生这种观念的主要原因在于:一方面,现有环保标准尚不能促使企业关注湿法脱硫的脱硫效率之外的除尘效率,即采用常规的湿法脱硫系统就能满足现有的二氧化硫和烟尘的排放限值;另一方面,湿法脱硫的除尘机理复杂尚无成熟理论可循。携带烟尘的烟气进入吸收塔后,与喷淋层喷出的浆液发生一些列复杂的碰撞、拦截等物理过程,鲜有成熟的机理研究案例和工业示范应用为湿法脱硫的除尘效率提供明确的理论依据,因此要想深入地研究湿法脱硫的除尘机理并非易事。
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