第一篇：電站燃煤鍋爐全負(fù)荷低NOx排放控制技術(shù)探討

電站燃煤鍋爐全負(fù)荷低NOx排放控制技術(shù)探討

黃文靜1，戴蘇峰2，艾春美2，康志宏2

(1.上海電力股份有限公司閔行發(fā)電廠，上海 200245;2.上海電力股份有限公司，上

海 200010)

關(guān)鍵詞：NOx排放，燃煤鍋爐，SCR入口煙溫，全負(fù)荷低NOx排放控制技術(shù)

摘 要：隨著環(huán)保形勢(shì)的日益嚴(yán)峻，新頒布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》對(duì)燃煤火力發(fā)電廠NOx排放濃度限值提出了更高的要求，研究高效的低NOx排放控制技術(shù)刻不容緩。目前國(guó)內(nèi)采用低氮排放控制技術(shù)的燃煤機(jī)組在額定工況下基本能滿足排放要求，但在低負(fù)荷時(shí)，由于SCR入口煙溫低于催化劑正常工作溫度窗口而導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)無(wú)法投運(yùn)，針對(duì)這一問(wèn)題的主要對(duì)策有增加省煤器旁路、提高鍋爐給水溫度以及開發(fā)寬溫度窗口SCR脫硝催化劑。目前國(guó)內(nèi)所采用的省煤器旁路煙道等技術(shù)是以犧牲一定的經(jīng)濟(jì)性為代價(jià)的，高效節(jié)能的鍋爐全負(fù)荷低NOx排放控制技術(shù)的研究對(duì)于逐步改善周圍大氣環(huán)境質(zhì)量具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。本文旨在為燃煤鍋爐進(jìn)行全負(fù)荷低NOx排放控制提供參考。

Discussion about Low NOx Emission Control Technology under Full Load in a Coal-Fired Boiler

Huang wenjing 1，Dai sufeng 2，Ai chunmei 2，Kang zhihong 2

(1.Shanghai Electric Power co.,LTD.Minhang Power Plant，Shanghai 200245;2.Shanghai Electric Power co., LTD.Shanghai 200010)

Abstract: As the environmental situation is becoming more and more serious,the new “Emission standard of air pollutants for thermal power plants”stipulates lower NOx emission concentration limit,so it is urgent to study efficient low NOx emission control technology.Most coal-fired units can meet the emission requirements under rated conditions,but SCR de-NOx system can not work normally because temperature of SCR inlet flue gas is too low when the unit is under low load.The measures to solve the problem is installing economizer bypass, raising boiler feed-water temperature and developing SCR denitration catalyst which can be used under wide temperature range.Economizer bypass technology adopted at home now will lead to low unit efficiency.Study of energy-efficient low NOx emission technology has significant economic and social benefit on improving the atmospheric environment quality.This paper aims at providing reference of controlling NOx emission under full load for coal-fired boiler.Key words：NOx emission;coal-fired boiler;SCR inlet flue gas;low NOx emission control technology under full load 前言

我國(guó)是世界上最大的煤炭生產(chǎn)國(guó)和消費(fèi)國(guó)，以煤為主的資源稟賦以及石油、天然氣等一次能源對(duì)外依存度日益增加，決定了燃煤火力發(fā)電在我國(guó)的電力工業(yè)中占主導(dǎo)地位的格局。由于工業(yè)不斷發(fā)展，能源消耗逐年增加，氮氧化物(NOx)的排放量也迅速增加，燃煤電廠(主要是煤粉爐)產(chǎn)生的大氣污染物(特別是NOx)的排放急需得到控制，如何有效地控制NOx的生成已經(jīng)成為人們普遍關(guān)注的焦點(diǎn)。根據(jù)中國(guó)環(huán)境監(jiān)測(cè)總站提供的數(shù)據(jù)，2011年我國(guó)氮氧化物排放總量為2404.3萬(wàn)噸[1]，其中電力行業(yè)的氮氧化物排放占45%，占各種燃燒裝置NOx排放總量的一半以上，而電力行業(yè)排放的氮氧化物80%以上由燃煤鍋爐排放[2]。因此，2011年7月29日，我國(guó)新頒布了GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，新標(biāo)準(zhǔn)明確規(guī)定新建燃煤火力發(fā)電鍋爐NOx(以NO2計(jì))排放濃度必須低于100mg/m3[3]，達(dá)到了國(guó)際先進(jìn)或領(lǐng)先水平，降低NOx排放的任務(wù)非常緊迫。

全負(fù)荷低NOx排放控制現(xiàn)狀

控制NOx排放的技術(shù)包括低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)。目前普遍采用的低氮燃燒技術(shù)主要有：低氮燃燒器、燃料分級(jí)燃燒技術(shù)、空氣分級(jí)燃燒技術(shù)等。應(yīng)用在電站燃煤鍋爐上的成熟的煙氣脫硝技術(shù)主要有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)以及SNCR/SCR混合煙氣脫硝技術(shù)[4,5]。

目前，我國(guó)火電行業(yè)已形成以低氮燃燒和煙氣脫硝相結(jié)合的技術(shù)路線。截至2010年底，我國(guó)已投運(yùn)的煙氣脫硝機(jī)組約81675MW，占全國(guó)煤電機(jī)組容量的12.47%。截至2011年3月底，全國(guó)已投運(yùn)的煙氣脫硝容量達(dá)96885MW，其中采用SCR工藝的占93.31%，采用SNCR工藝的占6.28%，采用SNCR與SCR組合工藝的占0.41%[6]。“十一五”期間新建燃煤機(jī)組全部采用了先進(jìn)的低氮燃燒技術(shù)，煙氣脫硝關(guān)鍵技術(shù)和設(shè)備國(guó)產(chǎn)化等方面均取得了重要進(jìn)展。

催化劑是SCR脫硝系統(tǒng)的核心部件，其性能對(duì)脫硝效果有直接影響。而煙氣溫度對(duì)反應(yīng)速度和催化劑的反應(yīng)活性及壽命有決定作用，是影響SCR脫硝效率的重要因素之一。目前國(guó)內(nèi)燃煤電站常用的SCR催化劑為中溫催化劑，正常活性溫度區(qū)間一般為320～400℃。鍋爐省煤器和空預(yù)器之間的煙氣溫度與這個(gè)溫度范圍接近，因此，國(guó)內(nèi)燃煤電站SCR脫硝裝置一般布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間。SCR催化劑最佳反應(yīng)溫度窗口為340～380℃，入口煙溫在360～380℃以下時(shí)，SCR反應(yīng)效率隨著溫度的提高而提高，相應(yīng)的氨逃逸率則逐漸降低。如圖1所示為NH3/NOx摩爾比一定時(shí)，不同煙氣溫度下的SCR反應(yīng)效率[7,8,9]。

當(dāng)煙氣溫度低于催化劑的適用溫度范圍下限時(shí)，在催化劑上會(huì)發(fā)生副反應(yīng)，NH3與SO3和H2O反應(yīng)生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，減少與NOx的反應(yīng)，降低脫硝效率，生成物附著在催化劑表面，堵塞催化劑通道或微孔，降低催化劑的活性，同時(shí)局部堵塞還會(huì)造成催化劑的磨損。另外，如果煙氣溫度高于催化劑的適用溫度，會(huì)導(dǎo)致催化劑通道和微孔發(fā)生變形，有效通道和面積減少，從而使催化劑失活，縮短催化劑的使用壽命。典型燃煤鍋爐煙氣SCR脫硝工藝流程為：鍋爐→省煤器→脫硝反應(yīng)器→空預(yù)器→除塵脫硫裝置→引風(fēng)機(jī)→煙囪。

圖1 SCR反應(yīng)效率與煙溫的關(guān)系曲線

下圖為典型火電廠煙氣SCR脫硝系統(tǒng)流程圖：

圖2 典型火電廠煙氣SCR脫硝系統(tǒng)流程圖

在我國(guó)，絕大多數(shù)燃煤機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)度，因此在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，尤其是非用電高峰時(shí)，機(jī)組常常不能滿負(fù)荷運(yùn)行，甚至運(yùn)行于50%以下的負(fù)荷區(qū)間。雖然機(jī)組在滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)省煤器出口溫度大于350℃，但在中、低負(fù)荷下的SCR反應(yīng)器入口煙溫經(jīng)常會(huì)低于SCR催化劑的最佳反應(yīng)溫度窗口，此時(shí)氨氣將與煙氣中的三氧化硫反應(yīng)生成銨鹽，造成催化劑堵塞和磨損，降低催化劑的活性，使SCR脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常運(yùn)轉(zhuǎn)，難以滿足全負(fù)荷下低NOx排放的要求[10]。

針對(duì)鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)SCR入口煙溫過(guò)低而導(dǎo)致SCR脫硝系統(tǒng)無(wú)法投運(yùn)，國(guó)內(nèi)多家環(huán)保工程公司及發(fā)電單位致力于開發(fā)適用于電站燃煤鍋爐全負(fù)荷運(yùn)行的低NOx排放控制技術(shù)，主要分為SCR入口煙溫優(yōu)化調(diào)整和開發(fā)高效寬溫度窗口SCR脫硝催化劑。

2.1 SCR入口煙溫優(yōu)化調(diào)整方案

2.1.1 省煤器給水旁路

如圖3所示，本方案中省煤器給水入口處分為主流水量和旁路水量，主流水量進(jìn)入省煤器中吸熱升溫，旁路水量則繞過(guò)省煤器，最終兩者在省煤器出口混合。SCR反應(yīng)器入口煙溫是通過(guò)調(diào)整旁路水量和主流水量的比例來(lái)調(diào)節(jié)的。

經(jīng)計(jì)算[10]表明，由于水側(cè)換熱系數(shù)遠(yuǎn)大于煙氣側(cè)換熱系數(shù)(約83倍)，經(jīng)過(guò)給水旁路的調(diào)節(jié)，SCR反應(yīng)器入口煙溫有一定提升，但煙溫提升幅度較小。隨著旁路水流量的增加，進(jìn)入省煤器的主流水量減少，省煤器出口水溫升高，嚴(yán)重時(shí)會(huì)在省煤器出口產(chǎn)生汽化現(xiàn)象，使省煤器無(wú)法正常運(yùn)行甚至燒壞。盡管省煤器出口水溫變化很大，但是總的省煤器出口混合水溫降低不多，對(duì)鍋爐主要參數(shù)的影響不大。排煙溫度則隨著SCR反應(yīng)器入口煙溫的提高而不斷提高，排煙損失增加，影響鍋爐效率[10]。由于給水旁路調(diào)節(jié)對(duì)于省煤器傳熱系數(shù)的影響較小，盡管省煤器吸熱量有所變化，但是從熱平衡的角度來(lái)看，煙氣放熱量變化不明顯，導(dǎo)致需要調(diào)節(jié)大量的旁路給水才能提高一定溫度的SCR反應(yīng)器入口煙溫。因此，認(rèn)為省煤器給水旁路調(diào)節(jié)方案的SCR反應(yīng)器入口煙溫調(diào)節(jié)特性較差。

圖3 省煤器給水旁路示意圖

2.1.2 省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案

本方案設(shè)計(jì)在省煤器所在煙道區(qū)域，減少相應(yīng)的省煤器面積，使內(nèi)部旁路煙道和省煤器并列布置。如圖4所示，內(nèi)部旁路煙道出口處設(shè)置煙氣擋板，通過(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來(lái)控制內(nèi)旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，從而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR反應(yīng)器入口煙溫的目的。

圖4 省煤器內(nèi)部煙道旁路示意圖

此方案因省煤器面積減少，省煤器出口煙溫具有自我提升作用，在旁路全關(guān)的情況下，排煙溫度依然有所提升，這對(duì)高負(fù)荷運(yùn)行不需要調(diào)節(jié)SCR反應(yīng)器入口煙溫時(shí)的經(jīng)濟(jì)性是不利的。

2.1.3 省煤器外部煙氣旁路

圖5為省煤器外部煙氣旁路示意圖。在省煤器入口與省煤器出口這段煙道區(qū)域外部設(shè)置旁路煙道，外部旁路煙道出口處設(shè)置旁路煙氣擋板，通過(guò)調(diào)節(jié)旁路煙氣擋板的開度來(lái)調(diào)節(jié)外旁路煙氣和省煤器出口煙氣的混合比例，進(jìn)而達(dá)到調(diào)節(jié)SCR反應(yīng)器入口煙溫的目的。

與省煤器內(nèi)部煙氣旁路方案相比，不考慮因省煤器面積減少帶來(lái)的省煤器出口煙溫的自我提升，兩種方案中同樣的煙氣份額下，煙溫調(diào)節(jié)能力很接近。但是內(nèi)部煙氣旁路具有抬升煙溫的作用，因此，省煤器外部煙氣旁路的煙溫調(diào)節(jié)能力更占優(yōu)勢(shì)[10]。

圖5 省煤器外部煙道旁路示意圖

增加省煤器旁路將引起如下問(wèn)題：

1、旁路運(yùn)行時(shí)降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失。

2、增加旁路煙道及擋板，增加脫硝系統(tǒng)投資和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，旁路擋板可能積灰阻塞，影響系統(tǒng)運(yùn)行。

3、省煤器旁路將造成進(jìn)入SCR系統(tǒng)煙氣流場(chǎng)紊亂，降低總的脫硝效率。

4、該旁路需在鍋爐包覆開孔，對(duì)鍋爐煙溫和煙氣量都提出新要求，對(duì)鍋爐性能及熱平衡均有一定影響。

2.1.4 提高鍋爐給水溫度

提高鍋爐給水溫度技術(shù)主要是通過(guò)各種手段來(lái)提高進(jìn)入省煤器的鍋爐給水溫度，從而減少給水在省煤器的吸熱，提高省煤器出口即SCR脫硝反應(yīng)器入口煙氣溫度。

以上海某300MW電站燃煤鍋爐煙氣升溫系統(tǒng)(Gas temperature Raising System，以下簡(jiǎn)稱GRS系統(tǒng))的改造[11]為例說(shuō)明此方案提高SCR入口煙溫的原理及應(yīng)用。

GRS系統(tǒng)改造方案從省煤器水側(cè)入手，通過(guò)低負(fù)荷時(shí)在給水中加入爐水，提高省煤器入口的水溫，減少省煤器的吸熱，從而提升SCR反應(yīng)器入口煙氣溫度，以滿足脫硝SCR反應(yīng)器入口煙溫的要求。

該煙氣升溫系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見圖6所示：該系統(tǒng)利用原鍋爐爐水循環(huán)泵，在循環(huán)泵出口分成兩路，一路通過(guò)電動(dòng)調(diào)節(jié)閥與下水包連接;一路通過(guò)電動(dòng)調(diào)節(jié)閥與省煤器的給水入口并聯(lián)，這部分爐水和給水的混合提高了省煤器入口給水的溫度，降低溫差減少煙氣放熱量提高省煤器出口煙溫，從而滿足SCR脫硝的適用溫度。

該煙氣升溫系統(tǒng)適用于亞臨界和超高壓的汽包鍋爐。

圖6 GRS改造方案原理圖

2.2 寬溫度窗口SCR脫硝催化劑

開發(fā)適用于更低溫度的脫硝催化劑是目前SCR脫硝的一個(gè)重要課題，目前國(guó)內(nèi)部分高校及環(huán)?？蒲性核谶M(jìn)行寬溫度窗口SCR脫硝催化劑的研發(fā)。中國(guó)礦業(yè)大學(xué)的郭鳳[12]等人以溶膠—凝膠法制備TiO2為載體的催化劑活性溫度窗口為250～400℃，脫硝轉(zhuǎn)化率最高達(dá)到理論值80%;南開大學(xué)已在實(shí)驗(yàn)室里實(shí)現(xiàn)了催化劑在260℃以下長(zhǎng)時(shí)間安全連續(xù)運(yùn)行[13];中國(guó)科學(xué)院過(guò)程工程研究所的科研團(tuán)隊(duì)的寬工作溫度煙氣脫硝催化劑項(xiàng)目得到了國(guó)家“863”計(jì)劃重點(diǎn)項(xiàng)目的支持;國(guó)電集團(tuán)正在進(jìn)行降低催化劑起活溫度和催化劑活性溫度窗口范圍延展等方面的研究。

然而目前國(guó)內(nèi)對(duì)寬溫度窗口SCR催化劑的研究工作還停留在實(shí)驗(yàn)室小試階段，尚沒有進(jìn)行大規(guī)模的商業(yè)應(yīng)用，或者反應(yīng)時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，或者成本太高，無(wú)法滿足當(dāng)前電站燃煤鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝的迫切需求。

結(jié)論

隨著國(guó)家環(huán)保形勢(shì)的日益嚴(yán)峻，新頒布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》對(duì)NOx的排放濃度提出了更高的要求，國(guó)內(nèi)新建機(jī)組均采用了低NOx排放控制技術(shù)，大部分現(xiàn)有機(jī)組也相應(yīng)進(jìn)行了低氮燃燒改造和加裝SCR脫硝裝置。針對(duì)SCR脫硝的機(jī)組在低負(fù)荷情況下無(wú)法投運(yùn)的問(wèn)題，國(guó)內(nèi)已有的解決辦法有增加省煤器旁路煙道、提高鍋爐給水溫度以及研發(fā)寬溫度窗口SCR催化劑。以上技術(shù)雖然能一定程度地解決目前低負(fù)荷SCR脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常運(yùn)轉(zhuǎn)的問(wèn)題，但省煤器旁路運(yùn)行時(shí)會(huì)降低鍋爐效率，增加煤耗及熱損失，犧牲一定的經(jīng)濟(jì)性;而寬溫度窗口催化劑的研究尚在實(shí)驗(yàn)室小試階段，無(wú)法滿足當(dāng)前電站燃煤鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝的迫切需求。在保證鍋爐效率的前提下，實(shí)現(xiàn)機(jī)組全負(fù)荷下的低NOx排放，是一項(xiàng)重要課題。

我國(guó)對(duì)NOx的控制研究起步較晚，對(duì)各種低NOx排放控制技術(shù)使用時(shí)間不長(zhǎng)，火電廠應(yīng)能根據(jù)自身實(shí)際狀況，制定可行的全負(fù)荷低NOx控制方案。對(duì)此，筆者提出以下建議：

(1)綜合考慮電力企業(yè)的承受能力，結(jié)合實(shí)際，對(duì)不同鍋爐所處位置區(qū)別對(duì)待，對(duì)新老機(jī)組區(qū)別對(duì)待，重點(diǎn)突出，以有限投入獲得最佳環(huán)保效益。

(2)通過(guò)鍋爐受熱面布置的優(yōu)化設(shè)計(jì)，主要是理論計(jì)算與分析不同負(fù)荷下低NOx燃燒爐內(nèi)煙溫特性與鍋爐受熱面換熱特性間的耦合關(guān)系，完成適合全負(fù)荷低NOx排放的鍋爐整體布置方案設(shè)計(jì)，確保在全負(fù)荷工況下滿足鍋爐主、再熱氣溫的匹配以及SCR入口煙溫的需求。確保鍋爐全負(fù)荷運(yùn)行工況下滿足合適的SCR煙溫。

(3)以現(xiàn)有低氮空氣燃燒系統(tǒng)為基礎(chǔ)，有針對(duì)性地開展全負(fù)荷低氮燃燒優(yōu)化工作。通過(guò)調(diào)整一、二次風(fēng)、燃盡風(fēng)風(fēng)量及燃燒器噴嘴擺動(dòng)，優(yōu)化不同條件下爐內(nèi)化學(xué)當(dāng)量比分布，在降低NOx排放濃度的同時(shí)進(jìn)一步提升低負(fù)荷條件下爐膛出口煙溫，為SCR設(shè)備運(yùn)行提供合適的工作條件。

(4)研究燃料量、一次風(fēng)量、二次風(fēng)量等參數(shù)和運(yùn)行方式改變對(duì)鍋爐出口NOx含量及鍋爐效率的影響，實(shí)現(xiàn)鍋爐在頻繁變負(fù)荷下的低氮燃燒和SCR脫硝協(xié)調(diào)控制，在滿足污染物控制排放要求的前提下，實(shí)現(xiàn)噴氨量和鍋爐效率的優(yōu)化控制。

參考文獻(xiàn)：

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第二篇：燃煤電站鍋爐煙氣污染物超低排放綜述

燃煤電站鍋爐煙氣污染物超低排放綜述

摘要：經(jīng)濟(jì)和社會(huì)的不斷發(fā)展，促使電力需求持續(xù)增加，但日益嚴(yán)峻的環(huán)境問(wèn)題促使國(guó)家和各級(jí)政府出臺(tái)一系列政策措施，降低燃煤鍋爐煙氣污染物排放值，使其接近或低于燃?xì)廨啓C(jī)排放值。文章從超低排放的起源、爭(zhēng)議和面臨的問(wèn)題三個(gè)方面進(jìn)行闡述，最后給出超低排放發(fā)展的建議。

關(guān)鍵詞：超低排放 電站燃煤鍋爐 環(huán)境改善

引言：隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)不斷發(fā)展，對(duì)電力的需求不斷增加，預(yù)計(jì)至2015年全社會(huì)用電量將增長(zhǎng)至6.27萬(wàn)億千瓦時(shí)，2020年將達(dá)到8.2萬(wàn)億千瓦時(shí)。相比較2013年分別增長(zhǎng)17.9%和 54.1%。2015年的火電裝機(jī)容量將增長(zhǎng)至10.5億千瓦，2020 年將達(dá)到14億千瓦。相比較2012年分別增長(zhǎng)28.2%和70.9%。我國(guó)電力行業(yè)裝機(jī)容量在2011年超越美國(guó)，成為世界第一[1]。電力行業(yè)蓬勃發(fā)展的同時(shí)其造成的環(huán)境污染也不容忽視，據(jù)統(tǒng)計(jì)電力行業(yè)消耗煤量占我國(guó)總耗煤量的50%以上[2]，由燃煤造成的環(huán)境污染嚴(yán)重影響國(guó)民的身體健康，也是我國(guó)經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展的巨大障礙。為了控制電廠污染物排放量，降低燃煤對(duì)經(jīng)濟(jì)環(huán)境社會(huì)的影響，我國(guó)頒布了史上最嚴(yán)格的大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)。面對(duì)日益嚴(yán)峻的環(huán)境問(wèn)題，國(guó)家出臺(tái)了一系列政策規(guī)定來(lái)降低火電行業(yè)的污染物排放。在“十一五”期間我國(guó)的火電大氣污染物控制取得了巨大成就，在火電裝機(jī)容量不斷增長(zhǎng)的情況下，燃煤污染物總排放量增幅較小且煙塵總排放量略有降低 [3]?！痘痣姀S大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)發(fā)布時(shí)，其標(biāo)準(zhǔn)受到廣泛的質(zhì)疑，認(rèn)為其標(biāo)準(zhǔn)過(guò)于苛刻，在技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性方面不足以支持此標(biāo)準(zhǔn)。但是由于霧霾頻發(fā)，該標(biāo)準(zhǔn)逐步為業(yè)內(nèi)認(rèn)可。在新發(fā)布的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)中首次增設(shè)燃?xì)廨啓C(jī)的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，國(guó)內(nèi)的電力相關(guān)企業(yè)及集團(tuán)在新標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上加以研究并提出了“超低排放”。目前我國(guó)將燃煤鍋爐排放值低于燃?xì)廨啓C(jī)的標(biāo)準(zhǔn)稱為“超低排放”或“近零排放”[4]。

根據(jù)我國(guó)目前電力發(fā)展情況，有專家學(xué)者提出采用污染物高效協(xié)同脫除技術(shù)，降低燃煤鍋爐污染物排放使其達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)排放水平。本文從超低排放政策措施、超低排放存在的爭(zhēng)論展開，并對(duì)超低排放對(duì)環(huán)境改善效果和其經(jīng)濟(jì)性展開論述。

一、超低排放及與其相關(guān)的政策措施

超低排放由污染物協(xié)同脫出系統(tǒng)對(duì)鍋爐煙氣進(jìn)行凈化處理達(dá)到，超低排放系統(tǒng)由多種高效污染物脫除系統(tǒng)組成，一種設(shè)備可以同時(shí)脫除多種污染物，通過(guò)將不同設(shè)備的功能進(jìn)行優(yōu)化及污染物控制系統(tǒng)整合優(yōu)化，可以實(shí)現(xiàn)SCR反應(yīng)器、除塵設(shè)備、FGD脫硫塔和ESP等環(huán)保裝置協(xié)同工作[5]。通過(guò)裝置優(yōu)化與系統(tǒng)整合不僅可以提高自身的污染物脫除效率，降低污染物排放值，同時(shí)可以實(shí)現(xiàn)多種污染物協(xié)同脫除，使電廠的污染物排放達(dá)到超低排放的要求。

在二氧化硫減排方面，主要通過(guò)對(duì)FGD脫硫系統(tǒng)改進(jìn)，如增加噴淋層數(shù)、提高液氣比等。在氮氧化物方面，首先使用低氮燃燒技術(shù)，降低鍋爐氮氧化物生成量，再通過(guò)使用新型催化劑等技術(shù)提高SCR的脫硝效率。在煙塵、三氧化硫及重金屬方面，主要利用SCR脫硝系統(tǒng)、除塵器、FGD脫硫系統(tǒng)等協(xié)同作用以實(shí)現(xiàn)超低排放[6]。國(guó)家多部門聯(lián)合制定了《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃》(2014——2020年)，發(fā)達(dá)省份也根據(jù)各省實(shí)際情況提出相應(yīng)的政策措施。國(guó)內(nèi)外已有在運(yùn)行超低排放鍋爐，其大多數(shù)在中國(guó)，美國(guó)和日本也有數(shù)臺(tái)。例如浙能嘉興電廠、六橫電廠、上海外高橋電廠、日本碧南電廠、美國(guó)Prairie States電廠等，現(xiàn)運(yùn)行機(jī)組多為示范工程。

二、關(guān)于超低排放的爭(zhēng)論

超低排放一提出便受到廣泛的關(guān)注與爭(zhēng)議，目前我國(guó)的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)與發(fā)達(dá)國(guó)家相比也處于領(lǐng)先水平，許多專家學(xué)者認(rèn)為相較于提高污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，其投入可能比其產(chǎn)出更多造成得不償失。表1為我國(guó)新污染物排放標(biāo)準(zhǔn)與發(fā)達(dá)國(guó)家的排放標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比，其中美國(guó)的排放標(biāo)準(zhǔn)較為復(fù)雜與煤質(zhì)有很大關(guān)系，通過(guò)折算才能與各國(guó)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比。通過(guò)比對(duì)可以發(fā)現(xiàn)，目前我國(guó)的重點(diǎn)地區(qū)排放限值除在顆粒物方面比美國(guó)高一點(diǎn)外，SO2和NOx全面優(yōu)于德國(guó)、日本和澳大利亞。在發(fā)改委、能源局和環(huán)保部聯(lián)合發(fā)布的[2014]2093文件中排放值要求全面優(yōu)于上述國(guó)家的排放值。

表1 中國(guó)與主要發(fā)達(dá)國(guó)家污染物排放標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比(mg/m3)

國(guó)家備注顆粒物SO2NOx

中國(guó)

2015年新標(biāo)準(zhǔn)30200200

重點(diǎn)地區(qū)2050100

發(fā)改能源[2014]2093103550

美國(guó)[7](折算)2005年2月28日至2011年5月3日18.5185135

2011年5月3日及以后新建、擴(kuò)建12.3136.195.3

德國(guó) 20200200

日本 50200200

澳大利亞 100200460

污染物排放濃度越低，其投入的運(yùn)行費(fèi)用與設(shè)備改造費(fèi)用也就越低，因此在重點(diǎn)地區(qū)排放標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上是否還需進(jìn)一步提高排放標(biāo)準(zhǔn)成為爭(zhēng)論的焦點(diǎn)。下面從經(jīng)濟(jì)性，可行性等方面來(lái)分析超低排放是否科學(xué)。

經(jīng)濟(jì)性是企業(yè)研究重點(diǎn)之一，在不違反法律與規(guī)定的同時(shí)爭(zhēng)取利益最大化是每個(gè)企業(yè)追求的目標(biāo)。從成本上說(shuō)，將全國(guó)一般燃煤電廠實(shí)施超低排放的，約需要投資600億元以上，年運(yùn)行成本也會(huì)增加300億元以上[8]。我國(guó)火電污染物排放總量巨大，實(shí)行超低排放后我國(guó)重點(diǎn)區(qū)域內(nèi)其在煙塵、二氧化硫、氮氧化物增加的減排量分別為7萬(wàn)噸、10.5萬(wàn)噸和35萬(wàn)噸，占全國(guó)總量的1.04%、0.56%和1.9%，可以發(fā)現(xiàn)實(shí)行超低排放對(duì)我國(guó)污染物減排貢獻(xiàn)有限。熊躍輝[9]指出在目前不能大規(guī)模建設(shè)超低排放燃煤機(jī)組的原因有如下幾點(diǎn)：(1)目前超低排放僅包括當(dāng)氧化物、二氧化硫和煙塵3項(xiàng)，在二氧化碳、汞、廢水和其他污染物方面未做考慮，因此不能盲目建設(shè)超低排放燃煤機(jī)組。(2)在國(guó)家補(bǔ)貼的基礎(chǔ)上，實(shí)現(xiàn)超低排放也會(huì)造成多數(shù)發(fā)電企業(yè)無(wú)利可圖，這降低了企業(yè)在鍋爐超低排放的積極性。(3)目前燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電成本高于超低排放燃煤發(fā)電約一倍，但考慮在燃料開采、運(yùn)輸和使用過(guò)程中對(duì)生態(tài)和人體危害等方面的綜合成本來(lái)說(shuō)，超低排放燃煤機(jī)組的成本優(yōu)勢(shì)可能會(huì)減弱甚至消失。

實(shí)行超低排放應(yīng)該經(jīng)過(guò)科學(xué)論證和嚴(yán)謹(jǐn)?shù)臋z驗(yàn)驗(yàn)證，在超低排放對(duì)環(huán)境改善方面應(yīng)該科學(xué)研究。必須從機(jī)理上清楚了解污染物排放與環(huán)境改善的關(guān)系，我國(guó)的絕對(duì)減排量巨大，但是環(huán)境改善卻不明顯，在以后的政策制定時(shí)應(yīng)該以改善環(huán)境為前提。

超低排放在環(huán)境改善的積極意義有如下幾點(diǎn)：(1)燃煤機(jī)組大氣污染物排放占我國(guó)總大氣污染物排放的33%以上，超低排放可以在絕對(duì)總量上降低污染物排放。通過(guò)對(duì)企業(yè)停產(chǎn)限產(chǎn)等政策，可以明顯改善地區(qū)空氣質(zhì)量，今年APEC期間北京的環(huán)境就得到很大改觀。(2)采用超低排放可以刺激環(huán)保事業(yè)的不斷進(jìn)步，隨著經(jīng)濟(jì)水平不斷發(fā)展，國(guó)民對(duì)環(huán)境質(zhì)量的要求也在不斷提高，通過(guò)提高排放標(biāo)準(zhǔn)可以倒逼企業(yè)進(jìn)行技術(shù)革新并采用更加先進(jìn)的設(shè)備。(3)保護(hù)環(huán)境是每個(gè)公民應(yīng)盡義務(wù)，以更加嚴(yán)格的排污標(biāo)準(zhǔn)要求自己也是每個(gè)企業(yè)履行社會(huì)責(zé)任的體現(xiàn)，這還有助于形成共同減排，集體環(huán)保的社會(huì)氛圍。

超低排放對(duì)空氣環(huán)境中PM2.5減少也具有積極意義，煤煙灰、機(jī)動(dòng)車尾氣、城市揚(yáng)塵是PM2.5的三大主要來(lái)源，其貢獻(xiàn)比例分別為14.37%、15.15%、20.42%[10]。根據(jù)對(duì)燃煤鍋爐排放的顆粒物粒徑分析可以發(fā)現(xiàn)鍋爐產(chǎn)生的初始顆粒物粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為32%~48 %, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為 2% ~4 %, PM2.5與PM10比值為5%～12%。采用五電場(chǎng)靜電除塵器后顆粒物排放濃度<20 mg/m3,粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為92%～ 94%, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為87%～ 90%, PM2.5與PM10比值為95～96%[11]。采用袋式除塵器后顆粒物排放濃度<20 mg/m3,粒徑分布為PM10與總懸浮顆粒物比值為 97%, PM2.5與總懸浮顆粒物比值為96%, PM2.5與PM10比值為99%[12]。通過(guò)上述數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，鍋爐排出的顆粒物以大粒徑顆粒物為主，經(jīng)過(guò)靜電除塵器或布袋除塵器大粒徑顆粒物被捕捉，排入空氣中的顆粒物以小粒徑顆粒物為主，排入空氣中的PM2.5約為96%。

三、超低排放面臨的問(wèn)題

在我國(guó)超低排放超速發(fā)展甚至是躍進(jìn)有深層次原因。由于火電的排放問(wèn)題一直困擾著電廠發(fā)展，減排壓力促使國(guó)家出臺(tái)“上大壓小”政策，使我國(guó)火電機(jī)組向大功率、大容量發(fā)展。雖然大容量機(jī)組在能耗和污染物排放方面優(yōu)于小容量機(jī)組，但由于機(jī)組設(shè)備發(fā)電負(fù)荷低和機(jī)組利用小時(shí)數(shù)低等原因，大容量鍋爐的實(shí)際效率和污染物排放都與設(shè)計(jì)值有較大差距。受更加嚴(yán)格排放限值的壓力，許多電廠在原有污染物脫出設(shè)備基礎(chǔ)上進(jìn)一步投資大量資金進(jìn)行升級(jí)改造。對(duì)現(xiàn)役機(jī)組燃煤機(jī)組的升級(jí)改造后，從特別排放限制到燃機(jī)輪機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)于1000MW機(jī)組，需要增加的成本為0.96分/千瓦時(shí);對(duì)于600MW機(jī)組，需要增加的成本為1.43分/千瓦時(shí);對(duì)于300MW機(jī)組，需要增加的成本為1.87分/千瓦時(shí)[7]。

對(duì)于發(fā)電企業(yè)而言，申請(qǐng)大容量機(jī)組不僅可以降低單位建設(shè)成本還可以獲得更高的發(fā)電量配額，上網(wǎng)電量指標(biāo)的高低關(guān)系著電廠的效益。火電機(jī)組利用小時(shí)雖然高于小容量機(jī)組，但其設(shè)備利用率并未達(dá)到最佳。此外大容量機(jī)組的負(fù)荷率偏低造成的美煤耗增加也是不容忽視的。根據(jù)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行情況，機(jī)組負(fù)荷率提高10%，不同等級(jí)的機(jī)組影響供電煤耗也在5克/千瓦時(shí)以上[13]。這無(wú)形中就造成了資源浪費(fèi)，并且隨著大容量火電機(jī)組不斷增加，浪費(fèi)現(xiàn)象可能會(huì)更加嚴(yán)重。

在調(diào)峰上大容量機(jī)組不具備優(yōu)勢(shì)，且調(diào)峰過(guò)程對(duì)地方電網(wǎng)影響大。我國(guó)的小容量機(jī)組都比較老舊，因此在實(shí)際調(diào)峰過(guò)程中還是依靠新建大機(jī)組。在我國(guó)機(jī)組建設(shè)過(guò)程中沒有充分調(diào)研和論證，在大小容量機(jī)組的分配中不合理。每次國(guó)家環(huán)保政策的出臺(tái)，都會(huì)造成部分電廠環(huán)保設(shè)施改造重建，造成嚴(yán)重的重復(fù)投資。升級(jí)改造往往需要對(duì)管道和設(shè)備進(jìn)行重新設(shè)定，對(duì)某些電廠而言建設(shè)完成時(shí)預(yù)留場(chǎng)地有限，新增加的設(shè)備布置又成為一個(gè)新問(wèn)題。還有一些正在進(jìn)行改造的電廠在新政策出臺(tái)后需要對(duì)原有方案進(jìn)行推翻重新設(shè)計(jì)，這就造成前期大量資金投入的浪費(fèi)。

除了資金浪費(fèi)之外，火電企業(yè)超低排放給電廠技術(shù)選擇和管理方面也會(huì)帶來(lái)壓力。在現(xiàn)有技術(shù)條件下實(shí)現(xiàn)超低排放需要增加環(huán)保設(shè)備，通過(guò)控制煤質(zhì)、系統(tǒng)優(yōu)化等手段來(lái)實(shí)現(xiàn)，這回造成系統(tǒng)穩(wěn)定性降低、能耗增加、煙道阻力增加等問(wèn)題，企業(yè)在穩(wěn)定運(yùn)行和資金投入方面都會(huì)有巨大壓力[14]。

四、超低排放發(fā)展的建議

在上述對(duì)超低排放經(jīng)濟(jì)性和可行性分析的基礎(chǔ)上，從政策制定、電廠運(yùn)行管理等方面對(duì)其提出建議。超低排放有其積極的意義，在目前技術(shù)條件不斷進(jìn)步的情況下可以適當(dāng)發(fā)展，在未做充分調(diào)研論證的情況下不可盲目躍進(jìn)式發(fā)展。由于經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平、人口密度等條件因素我國(guó)將將大氣污染物防治區(qū)域分為重點(diǎn)區(qū)域和一般控制區(qū)，并對(duì)不同區(qū)域?qū)嵭胁煌奈廴疚锟刂茦?biāo)準(zhǔn)。

根據(jù)不同區(qū)域差異化控制要求，建議在重點(diǎn)控制區(qū)優(yōu)先發(fā)展超低排放技術(shù)。對(duì)新建、改造和改造不久機(jī)組采取不同政策，對(duì)新建、改建機(jī)組重點(diǎn)要求，新改建鍋爐給予合適緩沖時(shí)間，降低其原改造過(guò)程投入資金浪費(fèi)，因地制宜采用更加經(jīng)濟(jì)合理方案。

超低排放技術(shù)原始投資巨大，運(yùn)行費(fèi)用較高，因此發(fā)電企業(yè)在超低排放方面積極性并不高。我國(guó)對(duì)脫硫、脫硝電價(jià)實(shí)行補(bǔ)貼政策，但相較于高昂的原始投資和運(yùn)行費(fèi)用，補(bǔ)貼費(fèi)用很難彌補(bǔ)電力企業(yè)在煙氣凈化方面的投入。隨著燃煤鍋爐污染物脫除一體化協(xié)同控制技術(shù)的發(fā)展，預(yù)計(jì)至2050年我國(guó)燃煤電廠可以將煙塵排放量控制在50萬(wàn)噸，SO2和NOx年排放量都可以控制在200噸左右[15]。在大氣污染物控制和二次污染防治方面的成本約為6分每千瓦時(shí)，建議根據(jù)火電廠大氣污染物控制的階段和地區(qū)差異，進(jìn)一步調(diào)整環(huán)保電價(jià)政策，通過(guò)環(huán)保電價(jià)補(bǔ)貼和經(jīng)濟(jì)杠桿激發(fā)企業(yè)的守法主動(dòng)性。此外國(guó)家可以適當(dāng)提高對(duì)污染物減排表現(xiàn)優(yōu)秀的企業(yè)給予稅費(fèi)和發(fā)電時(shí)長(zhǎng)等方面照顧。

雖然目前我國(guó)燃煤電廠100%都安裝了脫硫設(shè)施，但其污染物脫除率遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。如果其脫硫效率可以達(dá)到90%那么也可以減少一半以上的二氧化硫。此外我國(guó)還存在大量的自備電廠，其脫硫效率約為45.3%，加強(qiáng)自備電廠脫硫設(shè)施的運(yùn)行情況勢(shì)在必行。在脫硝設(shè)備運(yùn)行過(guò)程中也存在脫硝效率低等情況，因此電廠脫硝潛力巨大。除了加強(qiáng)對(duì)污染物控制系統(tǒng)的運(yùn)行情況，還需加大對(duì)違規(guī)電廠處罰力度，提高企業(yè)違法成本。

目前我國(guó)發(fā)電煤耗量占全國(guó)總煤耗52.8%，遠(yuǎn)低于美國(guó)的93.3%、德國(guó)的 83.9%、韓國(guó)的 61.7%，與集中高效利用相差甚遠(yuǎn)。由取暖、供熱的小鍋爐耗煤量占我國(guó)煤炭消耗比例較重，小型鍋爐煙氣脫硫、脫硝及除塵設(shè)備的脫除效率較低，遠(yuǎn)低于燃煤電廠。2012年我國(guó)工業(yè)鍋爐耗煤4億多噸，排放了410萬(wàn)噸煙塵、570萬(wàn)噸SO2和200萬(wàn)噸的NOx，工業(yè)鍋爐污染物排放量大且貼近地面，對(duì)環(huán)境空氣質(zhì)量影響很大[7]?？梢钥闯鱿啾扔谔岣呷济哄仩t排放標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)行“以電代煤”、關(guān)停小鍋爐和集中供熱等措施可以更大幅度的減少大氣污染物排放。集中供熱不僅能夠極大地提高能源的利用效率，減少能源的不必要浪費(fèi)，還可以取消分散的小型鍋爐供熱騰出許多城市空間和改善城市環(huán)境和容貌降低小鍋爐產(chǎn)生的污染物[16]。

五、結(jié)論

通過(guò)以上論述可以得出以下結(jié)論：

1、超低排放可以降低污染物排放，其占大氣污染物總排放比重較低，超低排放需要增加投資和運(yùn)行費(fèi)用，需要根據(jù)地區(qū)、煤質(zhì)、鍋爐的實(shí)際情況確定合適方案，在目前不應(yīng)該盲目跟風(fēng)建設(shè)超低排放燃煤鍋爐機(jī)組。

2、采取集中供熱等形式減少小型工業(yè)鍋爐數(shù)量，不僅可以提高能源利用效率，也可以避免由于工業(yè)鍋爐污染物脫除率低，間接造成大氣污染物增加的情況。

3、超低排放會(huì)耗費(fèi)大量建設(shè)資金和運(yùn)行費(fèi)用，國(guó)家需要制定相應(yīng)的獎(jiǎng)勵(lì)措施，確保此類環(huán)保設(shè)施可以長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行。對(duì)于已經(jīng)達(dá)到特別排放限值的燃煤機(jī)組，再進(jìn)行超低排放改造對(duì)污染物減排無(wú)益。

4、提高煤炭用于發(fā)電的比例;對(duì)高污染、高能耗的小型工業(yè)鍋爐進(jìn)行“以電代煤”改造，氣源充足地區(qū)可以進(jìn)行“以氣代煤”;合理建設(shè)燃煤機(jī)組，根據(jù)情況合理建設(shè)調(diào)峰機(jī)組，提高大容量機(jī)組基準(zhǔn)負(fù)荷率和發(fā)電時(shí)長(zhǎng)?？梢越档腿济哄仩t污染物排放總量，改善大氣環(huán)境質(zhì)量。

第三篇：燃煤電站污染物控制技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)及策略研究

燃煤電站污染物控制技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)及策略研究發(fā)展現(xiàn)狀

我國(guó)能源資源的稟賦決定了以煤為主的能源結(jié)構(gòu)將長(zhǎng)期存在，燃煤發(fā)電無(wú)論在裝機(jī)容量，還是發(fā)電量占據(jù)絕對(duì)優(yōu)勢(shì)的格局不會(huì)發(fā)生根本性改變。為此，電力工業(yè)在安全經(jīng)濟(jì)發(fā)展的同時(shí)，持續(xù)深化綠色和諧發(fā)展，積極應(yīng)對(duì)生態(tài)文明建設(shè)的國(guó)家需求。電力工業(yè)在“十一五”大氣污染物控制取得巨大成就，煙塵、二氧化硫控制達(dá)世界先進(jìn)水平，在超額完成國(guó)家節(jié)能減排任務(wù)的基礎(chǔ)上，面臨世界上最嚴(yán)排放標(biāo)準(zhǔn)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）。該標(biāo)準(zhǔn)與美國(guó)、歐盟和日本相比，無(wú)論是現(xiàn)役機(jī)組還是新建機(jī)組，煙塵、SO2和NOx排放限值全面超過(guò)了發(fā)達(dá)國(guó)家水平（詳見表1國(guó)內(nèi)外火電大氣污染物排放限值比較），科學(xué)分析，積極應(yīng)對(duì)，正確處理法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)、經(jīng)濟(jì)政策和實(shí)用技術(shù)與先進(jìn)技術(shù)的關(guān)系，充分發(fā)揮最佳可行技術(shù)，積極培育新興技術(shù)，健康發(fā)展新興產(chǎn)業(yè)，進(jìn)一步完善脫硝、除塵和脫硫相結(jié)合的綜合集成技術(shù)，實(shí)現(xiàn)大氣污染物的有效控制，以科技進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)，促進(jìn)綠色和諧發(fā)展。“十二五”前2年電力工業(yè)在大氣污染控制方面邁出新步伐，取得新成就。截止2012年底：

（1）除塵：99%以上的火電機(jī)組建設(shè)了高效除塵器，其中電除塵約占90％，布袋除塵和電袋除塵約占10％。煙塵排放總量和排放績(jī)效分別由2010年的160萬(wàn)噸和0.50g/kWh，下降到151萬(wàn)噸和0.39g/kWh。

（2）脫硫：脫硫裝機(jī)容量達(dá)6.8億kW，約占煤電容量90%（比2011年的美國(guó)高約30個(gè)百分點(diǎn)），其中石灰石-石膏濕法占92％（含電石渣法等）、海水占3%、煙氣循環(huán)流化床占2%、氨法占2%。SO2排放總量和排放績(jī)效分別由2010年的926萬(wàn)噸和

2.70g/kWh，下降到883萬(wàn)噸和2.26g/kWh（低于美國(guó)2011年的2.8克/kWh）。

（3）脫硝：約90%的機(jī)組建設(shè)或進(jìn)行了低氮燃燒改造，脫硝裝機(jī)容量達(dá)2.3億kW，約占煤電容量28.1%，規(guī)劃和在建的脫硝裝機(jī)容量超過(guò)5億千瓦，其中SCR法占99％以上。NOx排放總量和排放績(jī)效分別由2010年的1055萬(wàn)噸和2.6g/kWh，下降到948萬(wàn)噸和2.4g/kWh（高于美國(guó)2010年的249萬(wàn)噸、0.95克/kWh）?？刂萍夹g(shù)發(fā)展趨勢(shì)

隨著GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》及特別排放限值、GB3095-2012《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》、《大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃》等極度嚴(yán)厲的環(huán)保法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)施，火電行業(yè)要堅(jiān)持“創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)”和“推廣應(yīng)用”并重的方針，一方面要?jiǎng)?chuàng)新發(fā)展國(guó)際先進(jìn)水平的環(huán)保技術(shù)，構(gòu)建綠色環(huán)保型“增量”機(jī)組；另一方面要以“增量”的技術(shù)創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)“存量”技術(shù)的升級(jí)，持續(xù)提高現(xiàn)役機(jī)組“存量”的環(huán)保技術(shù)水平，并把先進(jìn)的環(huán)保技術(shù)盡快轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實(shí)生產(chǎn)力，全面推動(dòng)除塵、脫硫和脫硝技術(shù)及其裝備的進(jìn)步和升級(jí)，實(shí)現(xiàn)火電由煙塵、SO2、NOx治理階段向綜合治理（包括PM2.5、重金屬、SO3和CO2等）、循環(huán)經(jīng)濟(jì)和可持續(xù)方向發(fā)展。

總體而言，火電大氣污染控制技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是脫硝、除塵、和脫硫單元式控制技術(shù)向高性能、高可靠性、高適用性、高經(jīng)濟(jì)性方向發(fā)展；二是由先除塵、再脫硫、再脫硝的單元式、漸進(jìn)式控制向常規(guī)大氣污染物加重金屬、氣溶膠等深度一體化、綜合治理、協(xié)同控制技術(shù)發(fā)展。實(shí)現(xiàn)“存量”環(huán)保技術(shù)的單元性向系統(tǒng)性協(xié)同化轉(zhuǎn)變、反應(yīng)的單一性向交叉性轉(zhuǎn)變，推動(dòng)多種煙氣污染物共同去除方面具有導(dǎo)向作用的重大技術(shù)產(chǎn)業(yè)化，培育和發(fā)展火電行業(yè)相關(guān)的節(jié)能環(huán)保戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)鏈，并最終從長(zhǎng)期目標(biāo)上實(shí)現(xiàn)火電機(jī)組更低的大氣排放?？刂萍夹g(shù)路線及相關(guān)技術(shù)

為有效應(yīng)對(duì)史上最嚴(yán)厲的環(huán)保法規(guī)，實(shí)現(xiàn)煙塵20-30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火電行業(yè)已在現(xiàn)役先進(jìn)的除塵、脫硫和脫硝技術(shù)的基礎(chǔ)上，積極研發(fā)、示范、推廣可行的新技術(shù)、新工藝和創(chuàng)新技術(shù)，并有機(jī)結(jié)合技術(shù)和管理等因素，“建設(shè)好、運(yùn)行好”煙氣治理設(shè)施，持續(xù)提高火電大氣污染物的達(dá)標(biāo)能力。對(duì)于“增量”機(jī)組在新建環(huán)保設(shè)施時(shí)，可采用以下2條綜合控制火電煙塵、SO2和NOX的技術(shù)路線：一是低氮燃燒+選擇性催化還原脫硝設(shè)施（SCR）+靜電除塵器（ESP）（其出口煙塵濃度應(yīng)＜50-100mg/m3）+濕法煙氣脫硫（可取消GGH）+煙氣深度凈化設(shè)施（如濕式電除塵器等）；二是低氮燃燒+SCR+袋式除塵器或電袋復(fù)合除塵器（其出口煙塵濃度應(yīng)＜10-20mg/m3）+濕法脫硫（需設(shè)GGH）。

對(duì)于“存量”機(jī)組在對(duì)現(xiàn)役環(huán)保設(shè)施進(jìn)行技術(shù)改造時(shí)，應(yīng)綜合考慮工程技術(shù)和管理技術(shù)等因素，采用診斷評(píng)估、優(yōu)化調(diào)整和技術(shù)改造并重的方針：

一是要組織專家對(duì)環(huán)保設(shè)施的運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行診斷，科學(xué)、合理地找出實(shí)現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)要求的差異和存在問(wèn)題，提出相應(yīng)的對(duì)策；

二是結(jié)合狀態(tài)診斷結(jié)果，采用先進(jìn)的優(yōu)化調(diào)整技術(shù)，對(duì)環(huán)保設(shè)施進(jìn)行最優(yōu)調(diào)整；

三是如優(yōu)化調(diào)整后仍達(dá)不到排放要求，則用采用“增量”機(jī)組先進(jìn)的環(huán)保技術(shù)進(jìn)行改造，并形成“五位一體”，即狀態(tài)評(píng)價(jià)明現(xiàn)狀、分析診斷找差距、優(yōu)化調(diào)整挖潛力、技術(shù)改進(jìn)提性能、監(jiān)督管理形體系的全過(guò)程閉環(huán)管理。

3.1 氮氧化物控制技術(shù)

火電行業(yè)形成了以低氮燃燒和煙氣脫硝相結(jié)合的技術(shù)路線。

（1）低氮燃燒：技術(shù)成熟、投資和運(yùn)行費(fèi)用低，是控制NOX最經(jīng)濟(jì)的手段。主要是通過(guò)降低燃燒溫度、減少煙氣中氧量等方式減少NOX的生成量（約200-400mg/m3），但它不利于煤燃燒過(guò)程本身，因此低氮燃燒改造應(yīng)以不降低鍋爐效率為前提。

（2）SCR：技術(shù)最成熟、應(yīng)用最廣泛的煙氣脫硝技術(shù)，是控制氮氧化物最根本的措施。其原理是在催化劑存在的情況下，通過(guò)向反應(yīng)器內(nèi)噴入脫硝還原劑氨，將NOx還原為N2。此工藝反應(yīng)溫度在300-450℃之間，脫硝效率通過(guò)調(diào)整催化劑層數(shù)能穩(wěn)定達(dá)到60-90%。與低氮燃燒相結(jié)合可實(shí)現(xiàn)100mg/m3及更低的排放要求。其主要問(wèn)題是空預(yù)器堵塞、氨逃逸等。

（3）SNCR：在高溫條件下（900-1100℃），由尿素/氨作為還原劑，將NOx還原成N2和水，脫硝效率為25%～50%。氨逃逸率較高，且隨著鍋爐容量的增大，其脫硝效率呈下降趨勢(shì)。

（4）正在研發(fā)的新技術(shù)

脫硫脫硝一體化技術(shù)：針對(duì)我國(guó)90%以上燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝的特征，國(guó)電科學(xué)技術(shù)研究院開展了“大型燃煤電站鍋爐濕法脫硫脫硝一體化技術(shù)與示范”研究，旨在石灰石石膏濕法工藝的基礎(chǔ)上，耦合研究開發(fā)的脫硝液、抑制劑、穩(wěn)定劑等，在不影響脫硫效率的前提下，實(shí)現(xiàn)氮氧化物的聯(lián)合控制。

低溫SCR技術(shù)：其原理與傳統(tǒng)的SCR工藝基本相同，兩者的最大區(qū)別是SCR法布置在省煤器和空氣預(yù)熱器之間高溫（300-450℃）、高塵（20-50g/m3）端，而低溫SCR法

布置在鍋爐尾部除塵器后或引風(fēng)機(jī)后、FGD前的低溫（100-200℃）、低塵（＜200mg/m3）端，可大大減小反應(yīng)器的體積，改善催化劑運(yùn)行環(huán)境，具有明顯的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，是具有與傳統(tǒng)SCR競(jìng)爭(zhēng)的技術(shù)，是現(xiàn)役機(jī)組的脫硝改造性價(jià)比更高的技術(shù)。目前，國(guó)電科學(xué)技術(shù)研究院已完成該技術(shù)的實(shí)驗(yàn)研究，正在開展熱態(tài)中間放大試驗(yàn)。

炭基催化劑（活性焦）吸附技術(shù)：炭基催化劑（活性焦）具有比表面積大、孔結(jié)構(gòu)好、表面基團(tuán)豐富、原位脫氧能力高，且具有負(fù)載性能和還原性能等特點(diǎn)，既可作載體制得高分散的催化體系，又可作還原劑參與反應(yīng)。在NH3存在的條件下，用炭基催化劑（活性焦）材料做載體催化還原劑可將NOx還原為N2。

3.2 煙塵控制技術(shù)

火電行業(yè)形成了以技術(shù)成熟可靠的電除塵器為主（90%），日趨成熟的袋式除塵器和電袋復(fù)合除塵器為輔的格局。為適應(yīng)新標(biāo)準(zhǔn)要求，更高性能的除塵技術(shù)的正處于研發(fā)、示范、推廣階段。

（1）電除塵技術(shù)：應(yīng)用廣，國(guó)際先進(jìn)，同時(shí)涌現(xiàn)了一些改進(jìn)技術(shù)，如高頻電源、極配方式的改進(jìn)、煙塵凝聚技術(shù)、煙氣調(diào)質(zhì)技術(shù)、低低溫電除塵技術(shù)、移動(dòng)電極電除塵技術(shù)等。

（2）袋式和電袋復(fù)合除塵技術(shù)：近5年快速發(fā)展起來(lái)的除塵技術(shù)，正處于總結(jié)應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)、規(guī)范發(fā)展的階段。

（3）濕式電除塵技術(shù)：其工作原理與傳統(tǒng)干式電除塵相似，依靠的都是靜電力，所不同的是工作環(huán)境為一“濕”一“干”，其裝置通常布置在濕法脫硫設(shè)施的尾部。由于其處理的是濕法脫硫后的濕煙氣，在擴(kuò)散荷電的作用下，能有效捕集煙氣中的細(xì)顆粒物及易在大氣中轉(zhuǎn)化為PM2.5的前體污染物（SO3、NH3、SO2、NOX）、石膏液滴、酸性氣體（SO3、HCL、HF）、重金屬汞等，實(shí)現(xiàn)煙塵≤10mg/m3及煙氣多污染物的深度凈化。目前，國(guó)電科學(xué)技術(shù)研究院已開發(fā)了該技術(shù)，并建立了300MW、600MW的示范工程。

3.3 二氧化硫控制技術(shù)

火電行業(yè)形成了以石灰石石膏濕法脫硫?yàn)橹鳎?2%）的技術(shù)路線。通過(guò)近10年來(lái)對(duì)脫硫工藝化學(xué)反應(yīng)過(guò)程和工程實(shí)踐的進(jìn)一步理解以及設(shè)計(jì)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的積累和改善，在脫硫效率、運(yùn)行可靠性、運(yùn)行成本等方面有很大的提升，對(duì)電廠運(yùn)行的影響明顯下降，運(yùn)行、維護(hù)更為方便。目前，正處于高效率、高可靠性、高經(jīng)濟(jì)性、資源化、協(xié)同控制新技術(shù)的研發(fā)、示范、推廣階段。

對(duì)新建的“增量”機(jī)組，新標(biāo)準(zhǔn)要求SO2排放限值為100mg/m3、重點(diǎn)地區(qū)為50mg/m3。要實(shí)現(xiàn)該限值，單靠傳統(tǒng)的濕法脫硫技術(shù)難于實(shí)現(xiàn)，需采用新技術(shù)，如已得到應(yīng)用的單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)，正在開發(fā)的活性焦脫硫技術(shù)等。

對(duì)現(xiàn)役的“存量”機(jī)組，要求的排放限值為50-200mg/m3、高硫煤地區(qū)為400mg/m3，且于2014年7月1日開始實(shí)施。由于脫硫設(shè)施“十一五”期間非常規(guī)的井噴式發(fā)展，無(wú)論是技術(shù)本身，還是工程建設(shè)、安裝調(diào)試、運(yùn)行維護(hù)等均需要適合國(guó)情的調(diào)整、改進(jìn)和優(yōu)化過(guò)程。如核心技術(shù)的消化、復(fù)雜多變工況的適應(yīng)能力；因建設(shè)工期緊造成設(shè)計(jì)投入力度低，缺乏對(duì)個(gè)案分析，簡(jiǎn)單套用成功案例；受低價(jià)競(jìng)爭(zhēng)影響，大多按400mg/m3設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)裕度小，關(guān)鍵設(shè)備、材料的質(zhì)量達(dá)不到工藝要求；系統(tǒng)調(diào)試不充分，缺乏優(yōu)化經(jīng)驗(yàn)；運(yùn)行管理水平還達(dá)不到主機(jī)水平；電煤質(zhì)量不可控，硫份大多高于設(shè)計(jì)值等。因此，超過(guò)90%按照2003年版標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)的現(xiàn)役脫硫設(shè)施，要滿足新標(biāo)準(zhǔn)要求，需要優(yōu)化調(diào)整、技術(shù)改造、甚至推倒重建。

3.4 PM2.5控制技術(shù)

火電行業(yè)對(duì)PM2.5的控制主要體現(xiàn)在3個(gè)方面：

（1）利用ESP、BP和電袋等高效除塵設(shè)施，最大限度地減少PM2.5一次顆粒物的排放；

（2）利用高效脫硫設(shè)施和脫硝設(shè)施，最大限度地減少易在大氣中形成PM2.5的前體污染物（如SO2、NOX、SO3、NH3等）；

（3）在濕法脫硫設(shè)施后建設(shè)煙氣深度凈化設(shè)施（如濕式電除塵器等），對(duì)燃煤煙氣排放的煙塵、SO2、NOX、SO3等多污染物進(jìn)行末端協(xié)同控制，實(shí)現(xiàn)煙塵排放≤10mg/m3、SO2≤50mg/m3、NOX≤100mg/m3。

4、結(jié)語(yǔ)

電力工業(yè)是重要的基礎(chǔ)性行業(yè)，也是社會(huì)經(jīng)濟(jì)持續(xù)發(fā)展的重要條件和保證，面對(duì)資源約束趨緊、環(huán)境污染嚴(yán)重、生態(tài)退化的嚴(yán)峻形勢(shì)，以及生態(tài)文明建設(shè)的國(guó)家需求，必將按照國(guó)家大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃，長(zhǎng)期承擔(dān)大氣污染物控制的減排重任。為此，火電行業(yè)本著創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)和推廣應(yīng)用并重的方針，以科技創(chuàng)新為動(dòng)力，以先進(jìn)環(huán)保技術(shù)為依托，以削減大氣污染物排放量為根本，遵循“高效清潔燃燒-污染物協(xié)同控制-廢物資源化”為一體的控制路線[8]，持續(xù)研發(fā)、應(yīng)用低能耗、低物耗、低污染、低排放，資源利用率高、安全性高、經(jīng)濟(jì)性高、環(huán)境性高的先進(jìn)的環(huán)保技術(shù)，“建設(shè)好、運(yùn)行好”環(huán)保設(shè)施，既構(gòu)建綠色環(huán)保型“增量”機(jī)組，又全面提高現(xiàn)役機(jī)組“存量”的環(huán)保技術(shù)水平，在保障電力安全、可靠和有效供應(yīng)的前提下，以科技進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)，實(shí)現(xiàn)電力工業(yè)綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展和低碳發(fā)展。

第四篇：燃煤電廠脫硫廢水零液體排放技術(shù)的發(fā)展（共）

燃煤電廠脫硫廢水零液體排放技術(shù)的發(fā)展

目前燃煤電廠脫硫廢水零排放處理主要采用預(yù)處理和蒸發(fā)濃縮結(jié)晶相結(jié)合的工藝，產(chǎn)水廠區(qū)回用，結(jié)晶鹽根據(jù)品質(zhì)做危廢品處理或作為工業(yè)鹽銷售。現(xiàn)有處理工藝雖然技術(shù)成熟，但投資高、運(yùn)行費(fèi)用高、結(jié)晶鹽品質(zhì)低。針對(duì)這些弊端更多的脫硫廢水零排放工藝被開發(fā)出來(lái)。本文針對(duì)現(xiàn)有零排放技術(shù)的現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢(shì)進(jìn)行了介紹。

截至2015年底，我國(guó)的總發(fā)電量已經(jīng)達(dá)到57399億kW?h，其中燃煤電廠的發(fā)電量為38977億kW?h，占總發(fā)電量的68%[1]。雖然燃煤電廠具有布局靈活，一次性建造投資少，發(fā)電設(shè)備年利用小時(shí)數(shù)高等特點(diǎn)，但是受燃煤品質(zhì)和發(fā)電工藝條件的限制，產(chǎn)生的燃燒副產(chǎn)物多，不加控制排放對(duì)環(huán)境污染巨大。

因而，自2012年1月起，在全國(guó)范圍內(nèi)實(shí)施《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，要求火電廠的燃煤機(jī)組排放廢氣須經(jīng)脫硫設(shè)備處理后，再排放入大氣中。

自該標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施以來(lái)，電廠的煙氣凈化技術(shù)得到廣泛實(shí)施。由于效率高、適用性廣、可靠性高，石灰-石膏法脫硫技術(shù)占了全部脫硫設(shè)備的90%以上[2]。在濕法脫硫的過(guò)程中，不僅二氧化硫會(huì)進(jìn)入到石灰石循環(huán)漿液，燃煤產(chǎn)生的大量Cl-、F-等離子也會(huì)被吸收進(jìn)入洗滌液，大量累積將對(duì)脫硫設(shè)備產(chǎn)生腐蝕。

因而在循環(huán)過(guò)程中，需要控制Cl-濃度，當(dāng)其達(dá)到設(shè)定范圍后，就會(huì)通常從系統(tǒng)中排出一定量的廢水補(bǔ)充新鮮吸收液的方式降低系統(tǒng)內(nèi)Cl-濃度。排出系統(tǒng)外的廢水就是脫硫廢水。

1脫硫廢水的水質(zhì)特點(diǎn)

脫硫廢水通常產(chǎn)量較小，1000MW裝機(jī)容量產(chǎn)生的廢水在7～10m3/h左右，僅占電廠廢水總量的5%以下。但是由于其成分復(fù)雜，含鹽量高，相較電廠其他廢水來(lái)說(shuō)處理難度高，成為電廠廢水零排放的一個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)。燃煤電廠脫硫廢水根據(jù)所用燃煤不同，水質(zhì)有一定的波動(dòng)，但是通常具有以下特點(diǎn)：

1）脫硫廢水懸浮物（TSS）濃度高，通常會(huì)達(dá)到10000mg/L以上。

2）溶液呈酸性，pH值在4～6.5之間。

3）含鹽量（TDS）較高，通常在25000～40000mg/L之間。

4）Ca2+、Mg2+硬度高[3]，特別是Mg2+，通常接近5000mg/L左右。此外，硫酸根的濃度大，CaSO4處于飽和狀態(tài)。

5）Cl-離子含量較高，通常在10000～15000mg/L之間。

常規(guī)處理采用三聯(lián)箱工藝，通過(guò)加藥中和、硫化物除重金屬以及混凝沉淀等步驟，去除廢水中的懸浮物、重金屬、部分鈣鎂，然后調(diào)節(jié)pH值，使排水達(dá)到火電廠石灰石石膏濕法脫硫廢水水質(zhì)控制指標(biāo)DL/T997—2006及污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)GB8978—1996標(biāo)準(zhǔn)，排入市政污水管網(wǎng)或廠區(qū)回用。

然而，水十條的頒布以來(lái)，水處理排放標(biāo)準(zhǔn)越來(lái)越高。在“超低排放”標(biāo)準(zhǔn)的要求下（環(huán)發(fā)[2015]164號(hào)文《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》），越來(lái)越多的電廠開始考慮對(duì)脫硫廢水進(jìn)行深度處理和回用，實(shí)現(xiàn)零排放。

2電廠脫硫廢水零排放現(xiàn)狀簡(jiǎn)介

現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外的燃煤電廠脫硫廢水零排放工藝，都是在預(yù)處理的基礎(chǔ)上，通過(guò)熱蒸發(fā)回收水分，得到固體鹽產(chǎn)品實(shí)現(xiàn)零排放。

2.1脫硫廢水零排放的工藝路線

零排放的主要技術(shù)路線通常包括預(yù)處理單元、濃縮單元、蒸發(fā)結(jié)晶單元3個(gè)部分，工藝流程見圖1。

圖1典型脫硫廢水零排放處理工藝 預(yù)處理是零排放的準(zhǔn)備工作，不僅保證了后續(xù)蒸發(fā)設(shè)備的穩(wěn)定工作，并且控制著產(chǎn)品鹽的品質(zhì)。目前采用較多的是兩級(jí)化學(xué)加藥澄清的方法。在一級(jí)反應(yīng)器中投加石灰和硫化物，去除Mg2+、重金屬，然后混凝絮凝沉淀，去除TSS。在二級(jí)反應(yīng)器中投加碳酸鈉，進(jìn)一步去除鈣硬度，然后澄清。

濃縮單元采用熱蒸發(fā)濃縮發(fā)，通過(guò)除鹽技術(shù)使脫硫廢水濃縮減量的同時(shí)實(shí)現(xiàn)清水回收。

脫硫廢水處理中常用的熱濃縮工藝有多效強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)系統(tǒng)（MED）、立管降魔機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)系統(tǒng)（MVC）和臥式噴淋機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)系統(tǒng)（MVC）。經(jīng)蒸發(fā)濃縮后廢水中的TDS濃度提高到200,000mg/l左右，從而回收近80%左右的水分。也大大降低了后續(xù)蒸發(fā)結(jié)晶單元的處理量。

蒸發(fā)結(jié)晶單元將濃縮產(chǎn)生的高濃度鹽水進(jìn)行進(jìn)一步蒸發(fā)，分離出結(jié)晶鹽。結(jié)晶工藝主要包括多效強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)、臥式噴淋機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)、強(qiáng)制循環(huán)機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)以及自然晾曬[4]。

2.2脫硫廢水零排放實(shí)例分析

該工藝路線技術(shù)成熟，在國(guó)內(nèi)外都有成功運(yùn)行實(shí)例。阿奎特公司為意大利ENEL電力公司旗下五個(gè)燃煤電廠設(shè)計(jì)的脫硫廢水零排放處理設(shè)施，于2007年陸續(xù)投入運(yùn)行。這五個(gè)電廠均采用預(yù)處理軟化后接蒸發(fā)濃縮和強(qiáng)制循環(huán)結(jié)晶工藝，其中零排放處理系統(tǒng)的處理能力分別為15，35，70m3/h，處理效果穩(wěn)定，運(yùn)行良好[5]。

國(guó)內(nèi)以河源電廠脫硫廢水零排放工藝為典型代表。

河源電廠發(fā)電機(jī)組容量為2組600MW，脫硫廢水處理能力22m3/h，系統(tǒng)投資9750萬(wàn)元。經(jīng)處理后，實(shí)現(xiàn)廢水零排放，蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)產(chǎn)生的鹽達(dá)到二級(jí)工業(yè)鹽標(biāo)準(zhǔn)。河源電廠工藝流程圖如圖2所示。

圖2河源電廠脫硫廢水零排放工藝流程圖

采用兩級(jí)預(yù)處理，一級(jí)反應(yīng)通過(guò)投加有機(jī)硫、石灰處理，在線儀表控制廢水pH值在10以上，以達(dá)到除鎂除重金屬的目的，反應(yīng)沉淀物在投加混凝絮凝劑后沉淀去除。

二級(jí)反應(yīng)器內(nèi)投加碳酸鈉，去除硬度同時(shí)去除硅，降低蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)的結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)。預(yù)處理段藥劑消耗22～25元/噸。二級(jí)沉淀出水調(diào)節(jié)pH值保證在中性，然后送入后續(xù)的四效立管強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)（MED）進(jìn)行蒸發(fā)濃縮結(jié)晶。三水恒益電廠脫硫廢水處理工藝主流程與河源電廠工藝類似，預(yù)處理采用常規(guī)預(yù)處理，調(diào)節(jié)pH值去除懸浮固體后直接送入蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)。三水電廠的蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)采用臥式管噴淋機(jī)械蒸汽壓縮蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)（臥式MVC）與兩效強(qiáng)制循環(huán)蒸發(fā)結(jié)晶（MED）相結(jié)合的處理工藝。

該系統(tǒng)與河源電廠的工藝相比，因?yàn)轭A(yù)處理沒有進(jìn)行硬度控制，運(yùn)行藥耗大幅節(jié)省。但是，由于硬度很高，水質(zhì)結(jié)構(gòu)傾向嚴(yán)重，導(dǎo)致后期除垢維護(hù)費(fèi)用增加。

此外，廢水中高濃度的氯化鈣導(dǎo)致溶液沸點(diǎn)升高，使系統(tǒng)能耗增加[6]。由于恒益電廠的脫硫廢水預(yù)處理系統(tǒng)沒有考慮重金屬等雜質(zhì)的去除，使得結(jié)晶固體鹽的品質(zhì)不佳，只能按照危廢物處理，進(jìn)一步運(yùn)行成本增加。

2.3現(xiàn)有工藝的問(wèn)題

現(xiàn)有工藝國(guó)內(nèi)外運(yùn)行業(yè)績(jī)較多，技術(shù)成熟，工藝流程短，設(shè)備種類少。但是，在實(shí)際運(yùn)行中還是存在問(wèn)題。

（1）設(shè)備投資高。熱法蒸發(fā)濃縮和蒸發(fā)結(jié)晶設(shè)備由于運(yùn)行條件復(fù)雜，進(jìn)水TDS濃度高，對(duì)材質(zhì)和控制要求較高，技術(shù)復(fù)雜，導(dǎo)致設(shè)備造價(jià)很高。雖然大量國(guó)產(chǎn)蒸發(fā)結(jié)晶設(shè)備的開發(fā)使得工程成本有一定的下降，但是熱蒸發(fā)系

統(tǒng)的投資仍然占到整個(gè)工程投資成本的80％～90%。如果能夠降低蒸發(fā)單元的處理規(guī)模，可以顯著降低成個(gè)工程的造價(jià)。目前，已經(jīng)出現(xiàn)利用反滲透、正滲透、電滲析等比較經(jīng)濟(jì)成熟的濃縮方式代替熱濃縮單元的工藝路線。

（2）運(yùn)行成本高。以河源電廠為例，噸水運(yùn)行成本為80元，其中預(yù)處理段成本占18%，蒸發(fā)濃縮和結(jié)晶段占82%。噸水電耗22kW?h，消耗蒸汽0.28噸。蒸發(fā)濃縮結(jié)晶段采用四效MED系統(tǒng)，需要外來(lái)蒸汽作為熱源，蒸汽成本較高占運(yùn)行成本的70%以上。而恒益電廠采用臥式MVC和MED想結(jié)合的蒸發(fā)結(jié)晶工藝，噸水電耗20～25kW?h，噸水蒸汽消耗0.05～0.06噸[7]。相比較而言，恒益電廠的運(yùn)行能耗比河源要低。因而，根據(jù)廠區(qū)蒸汽來(lái)源和電價(jià)的情況，采用合理的蒸發(fā)結(jié)晶工藝對(duì)運(yùn)行成本的控制至關(guān)重要。

（3）結(jié)晶鹽品質(zhì)不高。為了得到高品質(zhì)的結(jié)晶鹽，需要在預(yù)處理段去除重金屬，并對(duì)原水進(jìn)行軟化處理。然而，由于大量的硫酸根無(wú)法在于出中有效控制，致使結(jié)晶鹽通常為氯化鈉和硫酸鈉的混合物，達(dá)不到工業(yè)鹽的級(jí)別只能作為危廢進(jìn)行處理，從而增加了運(yùn)行成本。即使在控制條件較好的河源電廠，產(chǎn)品品質(zhì)受進(jìn)水水質(zhì)的影響波動(dòng)較大。因而，經(jīng)濟(jì)可靠的硫酸根濃度控制技術(shù)對(duì)于提高結(jié)晶鹽品質(zhì)，降低運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)資源化非常重要。

3新型脫硫廢水零排放處理路線

針對(duì)現(xiàn)有脫硫廢水零排放工藝存在的問(wèn)題，越來(lái)越多的新工藝已經(jīng)被開發(fā)出來(lái)。目前有以下兩種已經(jīng)得到了工程應(yīng)用。3.1兩級(jí)預(yù)處理/正滲透濃縮（MBC）與蒸發(fā)結(jié)晶工藝組合

正滲透MBR技術(shù)利用自然界普遍存在的滲透原理，利用選擇性透過(guò)膜兩側(cè)溶液的滲透壓差作為驅(qū)動(dòng)力，使水自發(fā)地從原料液一側(cè)透過(guò)選擇性膜到達(dá)汲取液一側(cè)的濃縮分離方式。正滲透技術(shù)在海水淡化、垃圾滲濾液處理等方面都有應(yīng)用[8-9]。

華能長(zhǎng)興電廠是國(guó)內(nèi)首個(gè)采用正滲透技術(shù)進(jìn)行脫硫廢水零排放處理的項(xiàng)目，該項(xiàng)目于2015年4月投入運(yùn)行，處理規(guī)模22m3/h。從脫硫塔產(chǎn)生的廢水經(jīng)預(yù)處理軟化后，采用沃特爾的反滲透-正滲透技術(shù)進(jìn)行濃縮，產(chǎn)生的濃水進(jìn)入蒸發(fā)結(jié)晶系統(tǒng)，最終形成結(jié)晶鹽。其工藝流程見圖3。

圖3華能長(zhǎng)興電廠脫硫廢水零排放工藝流程圖

經(jīng)預(yù)處理軟化后的廢水進(jìn)入一級(jí)反滲透系統(tǒng)進(jìn)行濃縮，濃縮產(chǎn)生的濃水進(jìn)入正滲透系統(tǒng)，進(jìn)一步濃縮后，濃水的含鹽量提高至200g/L，隨后進(jìn)入結(jié)晶干燥單元。正滲透膜系統(tǒng)產(chǎn)水含鹽量一般為5000mg/L左右，無(wú)法直接回用，因而回流至一級(jí)反滲透系統(tǒng)處理。

一級(jí)反滲透的產(chǎn)水送入二級(jí)反滲透進(jìn)行處理，最終產(chǎn)生的淡水電導(dǎo)率在50uS/cm，水質(zhì)良好，回用于廠區(qū)鍋爐補(bǔ)給水。二級(jí)反滲透產(chǎn)生的濃水則回流至一級(jí)反滲透進(jìn)行再處理。該系統(tǒng)蒸發(fā)結(jié)晶單元的處理量為1.5～2m3/h[10]，系統(tǒng)運(yùn)行噸水電耗10.4kW?h，蒸汽消耗0.203噸。但結(jié)晶鹽仍為硫酸鈉和氯化鈉的混鹽，質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為95%。

3.2預(yù)處理/納濾反滲透分鹽濃縮與蒸發(fā)結(jié)晶工藝組合

納濾是介于反滲透和超濾之間的一種壓力驅(qū)動(dòng)膜過(guò)程，通常對(duì)分子量在20～100之間的低分子有機(jī)物和多價(jià)鹽截留較高，而對(duì)單價(jià)鹽和小分子物質(zhì)的截留率較低。這個(gè)特性使得其在分鹽濃縮領(lǐng)域受到廣泛關(guān)注，并被應(yīng)用到脫硫廢水零排放領(lǐng)域。

在預(yù)處理的基礎(chǔ)上，采用抗污染納濾膜對(duì)高鹽廢水進(jìn)行濃縮處理，硫酸根、鈣離子等高價(jià)離子被納濾膜截留在濃縮液側(cè)，氯離子和鈉離子等透過(guò)納濾膜進(jìn)入透過(guò)液側(cè)被分離出來(lái)，實(shí)現(xiàn)高鹽廢水脫二價(jià)鹽目的。現(xiàn)有市場(chǎng)納濾膜產(chǎn)品豐富，硫酸根和鈣離子的截留效率高，基本能滿足后續(xù)濃縮的需求。

京能涿州電廠的脫硫廢水零排放采用這一工藝路線，預(yù)處理后的水經(jīng)納濾系統(tǒng)分鹽，然后送入后續(xù)的反滲透系統(tǒng)進(jìn)行濃縮，產(chǎn)水廠區(qū)回用，濃水送入蒸發(fā)結(jié)晶單元處理。其工藝路線見圖4。

圖4京能涿州電廠脫硫廢水零排放工藝流程圖

經(jīng)預(yù)處理后的水送入納濾系統(tǒng)進(jìn)行分鹽，產(chǎn)水在脫除大部分硫酸根后進(jìn)入反滲透系統(tǒng)濃縮。濃縮液送入蒸發(fā)結(jié)晶單元處理，以期得到純度在98.5%的氯化鈉結(jié)晶鹽，可以作為一級(jí)工業(yè)鹽銷售。該系統(tǒng)處理能力22m3/h，目前正在建設(shè)中。

4結(jié)束語(yǔ)

以我國(guó)現(xiàn)有燃煤電廠38977億kW?h發(fā)電量的規(guī)模來(lái)看，脫硫廢水零排放的市場(chǎng)巨大?，F(xiàn)有兩級(jí)預(yù)處理和熱蒸發(fā)濃縮結(jié)晶組合的工藝雖然技術(shù)成熟，但是投資大、運(yùn)行費(fèi)用高、產(chǎn)品鹽品質(zhì)低，這些問(wèn)題亟待解決。但是解決這些問(wèn)題的關(guān)鍵點(diǎn)在于開發(fā)新型蒸發(fā)濃縮替代工藝、提高濃縮倍率降低蒸發(fā)結(jié)晶段處理量和增加分離硫酸根提高產(chǎn)品鹽品質(zhì)等方面。已有的新工藝正式針對(duì)這些關(guān)鍵點(diǎn)進(jìn)行的改進(jìn)，但是由于業(yè)績(jī)少，需要更多的實(shí)際運(yùn)行參數(shù)做后期評(píng)估。

參考文獻(xiàn)略

《石化技術(shù)》作者：張微塵，鐘振成，李小端，程子洪，李國(guó)濤，劉捷

第五篇：元寶山礦低區(qū)鍋爐維修技術(shù)方案說(shuō)明

元寶山礦水電公司低區(qū)20T

熱水鍋爐維修技術(shù)方案說(shuō)明

一、鍋爐概況及運(yùn)行現(xiàn)狀；

元寶山礦水電公司低區(qū) 20T熱水鍋爐是赤峰鍋爐廠制造。該鍋爐設(shè)計(jì)壓力為1.0MPa,使用壓力0.35MPa,額定熱功率14MW，熱水出口溫度95℃。爐頂出現(xiàn)裂紋，爐內(nèi)、外墻體倒塌，懸浮拱脫落。

二、鍋爐大修主要技術(shù)方案：

1、拆除爐墻、耐火保溫墻、耐火混凝土等并清理外運(yùn)。

2、砌筑爐墻、耐火墻及耐火混凝土澆注等。

3、鍋爐外墻刷涂料描磚縫等。

4、腳手架搭設(shè)和拆除。

5、鍋爐外墻刷涂料描磚縫等。

2012年5月26日