燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线探讨-北极星大气网

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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。

1.前言

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 13223-2011)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

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