本文论述实现燃煤机组超净排放的总体思路是：统筹考虑各环保改造设备的相互协同与影响，优化设计低氮燃烧与烟气脱硝、烟气余热利用与低温电除尘、湿法脱硫与湿式电除尘器、风机改造与烟道优化布置等，实现节能与环保有机统一。

 

　　1、 串联双塔双循环脱硫

 

　　目前国内普遍采用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫效率一般在90%-95%水平，当燃煤含硫量较高时，无法满足愈发严格的SO2排放标准要求，目前高效的湿法脱硫增效技术包括：增加喷淋层及浆池容积、持液筛盘湿法烟气脱硫、两级串联烟气脱硫等。

 

　　燃煤低硫燃煤机组（SO2＜1000 mg/Nm3）采用单塔即可满足超净排放要求；FGD入口（SO2＜3000 mg/Nm3）要求脱硫效率98.8%，通过优化吸收塔设计，提高液气比或增强气液传质措施，单塔技术也可满足35 mg/Nm3；FGD入口（SO2＞3000 mg/Nm3）要求脱硫效率稳定运行在99.2%以上，可以采用串联双塔双循环技术，一级吸收塔脱硫效率80～90%，控制一级吸收塔出口SO2浓度到500～700 mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35 mg/Nm3以下。

 

　　2、高效全负荷脱硝

 

　　2.1低氮燃烧与SCR耦合脱硝

 

　　锅炉采用低氮燃烧技术，包括NOX燃烧器（LNB）、空气分级燃烧（SAS）、燃料分级燃烧（OFA）、烟气在循环（FGR）等有效控制锅炉出口NOX排放浓度。对于烟煤锅炉，通过采用低氮燃烧技术从源头把NOX控制到500mg/Nm3以下，再通过SCR降低到50mg/Nm3以下；对燃用无烟煤的“W”型锅炉，理论上可采用两级SCR反应器50mg/Nm3排放标准，但实际改造存在较大难度。

 

　　当前已有许多燃煤电厂进行低氮燃烧与SCR烟气耦合脱硝技术实施，该技术已成熟，不存在技术风险，完全能满足低氮排放要求。

 

　　2.2全负荷脱硝

 

　　目前燃煤机组所用的烟气脱硝催化剂的适用温度多在300℃～420℃，烟气温度过高或者过低都会影响催化剂的效用。机组低负荷时，进入SCR入口烟气温度将低于300℃，此时为提高脱硝效率，就必须改进催化剂的温度窗口，使之达到250℃至420℃之间仍可发挥催化作用。

 

　　为满足机组低负荷工况的脱硝入口烟气温度，可以通过技术改造提高省煤器给水温度或者对省煤器进行分段布置。在提高脱硝装置入口温度后，为保证机组热效率不下降，可采取同时增加空预器换热面积、设置烟气余热利用技术方案。

 

　　外高桥三期在30%BMCR负荷工况下，省煤器出口烟气温度、省煤器进口给水温度分别307℃、228℃，实现了在最低稳燃负荷投运脱硝，即全负荷脱硝技术。

 

　　3、烟尘超净协同排放控制

 

　　通过设置低温电除尘（带烟气余热利用）+高效湿法脱硫装置+湿式电除尘器方案实现烟尘超净排放协同脱除，现有的电除尘器将烟尘浓度降低到30～40 mg/Nm3，经过高效湿法脱硫装置再降低到15～20 mg/Nm3，最终通过湿式电除尘器可满足5mg/Nm3排放要求。由于湿法脱硫装置除尘原理，众所周知，本节重点论述电除尘器配烟气余热利用系统和低温除尘器技术。

 

　　3.1电除尘器配烟气余热利用系统

 

　　电站锅炉一般设计排烟温度在120～140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%，且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值排烟温度偏高造成锅炉效率降低、电除尘器除尘效率降低、脱硫耗水增加。通过带烟气余热利用的低温除尘器是解决此危害的一种有效技术。

 

　　方案一：

 

　　第一级烟气冷却器布置在电除尘器的进口，将烟气温度从约123℃降低到105℃，降低幅度在20℃～30℃，烟气体积变小，烟速降低，同时粉尘比电阻也降低，因此提高了除尘效率,除尘器出口粉尘排放浓度可控制在30 mg/Nm3以下；

 

　　第二级净烟气加热器布置在在烟囱的进口，将第一级烟气冷却器吸收热量用于加热进入烟囱的烟气，可将烟气温度提高到80℃以上，有效解决“烟囱雨”问题。

 

　　方案二：

 

　　第一级烟气余热利用装置布置在电除尘器的进口，效果同方案一；

 

　　第二级烟气余热利用装置布置高效脱硫吸收塔的进口，将烟气从约110℃降低到96℃，降低吸收塔的入口烟气温度，提高脱硫效率，减少脱硫水耗。两级余热利用系统吸收的热量用于加热凝结水，排挤回热抽汽减少机组热耗。

 

　　3.2 湿式静电除尘器

 

　　湿式静电除尘器（WESP），是通过喷嘴将水雾化后直接喷向放电极和电晕极，较小比电阻的水滴与高比电阻的粉尘在电晕区结合后，在直流高压作用下水雾荷电分裂并进一步雾化，在电场力驱动下到达到集尘极，喷在集尘极表面形成的连续水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。湿式电除尘器的性能相对受粉尘比电阻和煤灰性质的影响较小，内部没有运动部件，没有振打清灰引起的二次扬尘，对PM2.5及石膏雨液滴，去除率约为70%，同时可去除亚微米级SO3酸雾,实现了WESP脱硫、脱硝、脱Hg及除尘一体化，是湿法脱硫后最终环保把关的最佳设备，通过加装湿式静电除尘器完全可以将燃煤烟尘排放降到燃机5mg/Nm3标准。

 

　　4 、重金属汞的脱除

 

　　燃煤汞污染的控制方式主要分为燃烧前脱汞、燃烧中脱汞和燃烧后尾部烟气脱汞,本文基于当前燃煤中汞含量较低的燃烧后协同脱汞技术应用，若燃煤中汞含量较高，可采取洗煤和热处理燃烧前脱汞技术先期脱除煤中的一部分汞，同时在燃烧时通过改进燃烧方式，在降低NOX的同时抑制一部分的汞生成。燃烧后尾部烟气脱汞主要通过除尘设备、脱硫设备和脱硝设备进行协同脱除。其中：静电除尘器和湿法脱硫装置的脱汞(总汞)效率分别约为25%和50%，整体脱汞效率约为75%。

 

 

　　通过电除尘器配烟气余热利用系统，在烟囱入口设置了净烟气换热器（MGGH），将烟气烟囱入口烟温加热到80℃以上，有效避免了烟气在烟囱上升阶段冷凝液的形成，从而消除“烟囱雨”。

 

　　6 、某1000MW机组超净排放改造试点工程实例

 

　　超净排放项目要求燃煤机组大气污染物到达燃机排放标准，SO2 35mg/Nm3、NOX 50mg/Nm3、烟尘 5mg/Nm3，某1000 MW机组超净排放改造试点工程采用低氮燃烧+SCR脱硝、五电场静电除尘器配烟气余热利用系统、高效湿法脱硫装置、湿式静电除尘器相结合，形成协同一体化综合烟气治理方案，具有脱氮、脱硫、除尘、脱汞等功能，系统流程图如下。

 

　　作者简介：蒲鹏飞（1978-），男，硕士，高级工程师，注册咨询、监理工程师，主要从事电力管理与技术工作。全文见《环境工程》2015年第三期