燃煤煙氣污染物干式高效脫除技術(shù)

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(1.山東大學(xué) 化學(xué)與化工學(xué)院，山東 濟(jì)南 250100;2.國家膠體材料工程技術(shù)研究中心，山東 濟(jì)南 250100)

0 引 言

我國火電行業(yè)耗煤量巨大[1]，燃煤煙氣中SO2、NOx、細(xì)顆粒物等污染物對空氣質(zhì)量造成了嚴(yán)重危害。新的超低排放標(biāo)準(zhǔn)[2]要求SO2、NOx、煙塵的排放濃度分別<35、<50和<5 mg/m3(其中低熱值煤發(fā)電機(jī)組煙塵排放濃度<10 mg/m3)。自2014年實(shí)施以來，各地進(jìn)行了SCR/SNCR脫硝、除塵技術(shù)、濕法脫硫與高效除霧為主要手段的超低排放技術(shù)改造。但近年來的霧霾程度并沒有因此得到有效緩解，其成因仍需進(jìn)一步分析。

為了更經(jīng)濟(jì)有效地控制燃煤煙氣污染物的排放，干式脫硫脫硝技術(shù)逐漸成為研究熱點(diǎn)[6]。脫硫脫硝技術(shù)主要有溶液吸收法[7-8]、固相吸附法[9-11]、氧化物氧化法[12-13]、等離子體法[14-15]等。固態(tài)吸附劑或液態(tài)吸收劑與煙氣發(fā)生氣-固/液相反應(yīng)，速率較慢，可能導(dǎo)致水汽排放;氧化物氧化法和等離子體法的成本較高。目前干式脫硫脫硝技術(shù)因?yàn)榧夹g(shù)問題和高成本，仍不能取代傳統(tǒng)的脫硫脫硝技術(shù)[16]。因此，開發(fā)干式高效脫硫脫硝技術(shù)對燃煤電廠污染物控制具有重要意義。

本文分析了濕法脫硫造成的可溶性鹽排放，并提出了無水耗且為氣相反應(yīng)的干式高效脫硫脫硝，并耦合干式分級除塵，是新型的燃煤煙氣污染物干式高效脫除方法。

1 濕法脫硫煙氣中可溶性鹽的分析

在煙氣以3 m/s左右速度流動的情況下，脫硫液中可溶性鹽和水分子被夾帶到煙氣中，因此脫硫液變成水氣的過程中不是一個純粹的蒸發(fā)過程，而是平衡過程，即煙氣中的水氣和水溶性鹽與脫硫漿液中的水溶液組成相近，不能被濕法脫硫后加裝的高效除霧器有效去除，導(dǎo)致可溶性鹽隨煙氣被排放到大氣中。

選取某燃煤電廠石灰石/石膏濕法脫硫的脫硫循環(huán)液，過濾不溶性顆粒后分析其可溶性鹽的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為1.4%[22]，可推算出煙氣攜帶到大氣中的可溶性鹽可達(dá)2 100 mg/m3。全國濕法脫硫水氣排放量約40億t，由此估算出我國每年排放到大氣中的可溶性鹽總量可達(dá)5 600萬t。這些水溶性無機(jī)鹽在一定的氣象條件下會形成霧霾。

濕法脫硫作為世界燃煤發(fā)電煙氣處理的主流技術(shù)，經(jīng)過了40多年的研究、開發(fā)及應(yīng)用。全世界范圍內(nèi)濕法脫硫所占比例約85%，其中日本98%、美國92%、德國90%，但這些國家的霧霾天氣情況遠(yuǎn)沒有中國嚴(yán)重，可以認(rèn)為其主要原因在于中國燃煤量大，濕法脫硫工程量遠(yuǎn)超其他國家。以中國東部為例，單位國土面積煤炭消耗是世界平均值的12倍[23]，京津冀地區(qū)煤炭消耗空間密度是全球平均值的30倍。濕法脫硫?qū)F霾天氣的影響發(fā)生了從量變到質(zhì)變。與汽車尾氣、民用散煤等其他大氣污染源相比，工業(yè)燃煤量巨大，排放的可溶性鹽是導(dǎo)致霧霾天氣的主要因素。

2 干式高效脫除技術(shù)

2.1 技術(shù)原理

采用固體粉末狀的脫硫劑與脫硝劑，在氣力作用下噴射到高溫?zé)煹乐校摿騽?、脫硝劑迅速氣化并在煙氣的湍流作用下快速擴(kuò)散，分別與煙氣中的SO2、NOx發(fā)生氣相反應(yīng)。反應(yīng)后的煙氣經(jīng)干法分級除塵去除大部分細(xì)顆粒物，實(shí)現(xiàn)超低排放。

2.2 工藝流程

燃煤煙氣污染物干式高效脫除技術(shù)的工藝流程如圖1所示，主要分為控制模塊、輸送模塊和反應(yīng)模塊。在線監(jiān)測系統(tǒng)根據(jù)鍋爐煙氣排放量與SO2、NOx濃度計算出排放量，自動控制模塊按照一定反應(yīng)比例將一定質(zhì)量的脫硫脫硝劑在氣力作用下持續(xù)輸送到噴入點(diǎn)，脫硫劑和脫硝劑在高溫?zé)煔庵醒杆贇饣?，生成的活性單體分別與SO2、NOx反應(yīng)，之后根據(jù)排放煙氣中的SO2、NOx濃度動態(tài)反饋至控制模塊對所需劑量進(jìn)行控制。脫硫脫硝后的煙氣經(jīng)干法分級除塵(靜電除塵、袋式除塵或配套使用)排放到大氣中，產(chǎn)生的脫硫產(chǎn)物混雜在粉煤灰中在除塵設(shè)備收集。

圖1 干式高效脫除技術(shù)工藝流程Fig.1 Processes of dry high-efficiency technology

2.3 試驗(yàn)結(jié)果與分析

2.3.1 脫硫試驗(yàn)結(jié)果

在170 t/h煤粉爐上進(jìn)行脫硫中試試驗(yàn)，鍋爐參數(shù)見表1。

表1170t/h煤粉爐基本參數(shù)
Table1Basicparametersof170t/hpulverizedcoalfiredboiler

額定蒸發(fā)量/(t·h-1)額定蒸氣壓力(表壓)/MPa排煙溫度/℃煙氣溫度/℃煙氣量/(Nm3·h-1)1709.8130～135980～985206 504

從脫除劑噴射開始計時，通過煙道出口的SO2濃度測試儀檢測排放濃度，其脫硫效果如圖2所示。

圖2 170 t/h煤粉爐脫硫結(jié)果Fig.2 Results of 170 t/h pulverized coal fired boiler desulfurization

從圖2可知，鍋爐煙氣SO2原始質(zhì)量濃度約為4 200 mg/m3。加入脫硫劑后，SO2濃度持續(xù)下降，穩(wěn)定在20 mg/m3左右，脫硫效率為99.5%，煙氣SO2排放濃度滿足超低排放的標(biāo)準(zhǔn)。

2.3.2 脫硝試驗(yàn)結(jié)果

在75 t/h和220 t/h循環(huán)流化床鍋爐上進(jìn)行脫硝試驗(yàn)，該脫硝技術(shù)無需進(jìn)行鍋爐改造，按氨氮比1∶1加入脫硝劑，結(jié)果如圖3所示。

圖3 循環(huán)流化床鍋爐脫硝效果Fig.3 Results of CFB boiler denitrification

由圖3可知，鍋爐煙氣NOx原始質(zhì)量濃度均在200 mg/m3以上，加入脫硝劑后,NOx濃度在2 min內(nèi)迅速下降，最終NOx質(zhì)量濃度穩(wěn)定在15 mg/m3左右，符合超低排放中低于50 mg/m3的標(biāo)準(zhǔn)。

2.4 產(chǎn)物品質(zhì)分析

脫硝產(chǎn)物呈無毒無害的氣態(tài)，隨煙氣排放到大氣中，不會對大氣環(huán)境產(chǎn)生危害。經(jīng)過電除塵系統(tǒng)，脫硫產(chǎn)物大部分會在二、三級電除塵器中收集。對收集后脫硫產(chǎn)物的含硫量進(jìn)行分析，結(jié)果見表2。

表2脫硫前、后粉煤灰的含硫量分析
Table2Analysisofsulfurcontentofflyashbeforeandafterdesulfurization

取樣時間取樣點(diǎn)顏色含硫量/%脫硫前電除塵器前灰色0.12電除塵器后灰色0.51脫硫后電除塵器前灰色0電除塵器后灰色0.73

粉煤灰做摻合料的品質(zhì)要求是其Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級中SO3含量均≤3.0%，折合硫含量為1.2%，由表2可知，含硫粉煤灰滿足做摻合料對硫含量的要求。

2.5 工藝經(jīng)濟(jì)性分析

以170 t/h煤粉爐(25 MW機(jī)組)為例，假設(shè)每年運(yùn)行7 200 h，煙氣中原始SO2質(zhì)量濃度為4 200 mg/m3，脫硫后為20 mg/m3，NOx原始質(zhì)量濃度為275 mg/m3，脫硝后為15 mg/m3。

1)脫硫脫硝成本

主要包含投資成本和運(yùn)行成本[21]。干式高效脫除技術(shù)的投資成本主要是工藝和裝置設(shè)計費(fèi)，氣力輸送裝置(圖4)及相關(guān)控制裝置的購買、安裝費(fèi)和煙道開孔費(fèi)用，由圖4可看出，整個設(shè)備的配套較為簡易，投資成本僅為100萬元左右。

圖4 氣力輸送裝置Fig.4 Image of pneumatic conveying device

運(yùn)行成本主要有設(shè)備折舊成本、脫硫脫硝劑原料費(fèi)用、人工費(fèi)、動力費(fèi)等。該技術(shù)脫硫脫硝為同一套設(shè)備，在計算運(yùn)行成本時，原料費(fèi)用加和，其他費(fèi)用均合為一項(xiàng)。SO2和NOx濃度不同，因此將總運(yùn)行成本用千瓦時成本表示，即每發(fā)電單位度電所需的脫硫脫硝成本(表3)。

表3單位減排量運(yùn)行成本
Table3Unitemissionreductionoperationcost

項(xiàng)目脫除每噸SO2成本/元脫除每噸NOx成本/元設(shè)備初裝均攤20～3020～30原料費(fèi)用2 0003 300折舊費(fèi)2～32～3動力費(fèi)95～10595～105人力成本15～3015～30維護(hù)費(fèi)5～105～10其他費(fèi)用10～2010～20運(yùn)行成本2 117～2 1683 417～3 468運(yùn)行總成本/(元·kWh-1)0.019 9

每噸SO2脫除成本約2 150元，每噸NOx脫除成本約3 150元，運(yùn)行總成本0.019 9元/kWh，得出170 t/h煤粉爐的脫硫脫硝年運(yùn)行成本為358.2萬元。某電廠超低排放改造的濕法脫硫和SCR脫硝的投資成本分別為2.2億元和1.3億元，合355元/kWh和224元/kWh，運(yùn)行成本分別為6 401元/t和4 581元/t(0.024 3元/kWh時和0.009 1元/kWh)，2套裝置串聯(lián)，投資成本和運(yùn)行成本中不含合并項(xiàng)，運(yùn)行總成本為0.033 4元/kWh，可見，燃煤煙氣干式高效脫硫脫硝方法的固定投資成本遠(yuǎn)低于傳統(tǒng)方式，其運(yùn)行成本也較低。

2) 經(jīng)濟(jì)效益。

經(jīng)濟(jì)效益主要包含少繳納的排污費(fèi)和電價補(bǔ)貼。該機(jī)組年減排7 200 t SO2和450 t NOx。按照補(bǔ)償治理成本原則，目前廢氣排污費(fèi)為1.2元/污染當(dāng)量，SO2和NOx的污染當(dāng)量為0.95，則減排每噸SO2、NOx可以少繳納排污費(fèi)1 260元，該機(jī)組年少繳納排污費(fèi)963.9萬元?！度济喊l(fā)電機(jī)組脫硫電價及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法(試行)》中規(guī)定，目前安裝脫硫脫硝設(shè)施后的燃煤發(fā)電機(jī)組，其上網(wǎng)電量執(zhí)行在現(xiàn)行上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上脫硫和脫硝加價分別為0.015元/kWh和0.01元/kWh，年獲取電價加價450萬元。在考慮以上2種政策的情況下，相比實(shí)施前，其年收益為1 313.9萬元。

可見，170 t/h煤粉爐實(shí)施干式高效脫除技術(shù)后，少繳納的排污費(fèi)和獲得的電價加價為1 313.9萬元，因此該技術(shù)在超低排放的經(jīng)濟(jì)性上優(yōu)勢明顯。

2.6 技術(shù)特點(diǎn)

燃煤煙氣污染物干式高效脫除技術(shù)具有以下優(yōu)點(diǎn):① 環(huán)保裝置固定投資和操作運(yùn)行費(fèi)用低。不需要脫硫漿液噴霧及循環(huán)，不會發(fā)生結(jié)垢、堵塞等問題，煙氣沿程阻力與系統(tǒng)能耗大為降低。② SO2、NOx與脫硫劑、脫硝劑均發(fā)生氣相反應(yīng)，反應(yīng)速率快，脫除效率高。③ 脫硫產(chǎn)物易于處理，不會造成二次污染。脫硝產(chǎn)物為無毒無害氣體，脫硫產(chǎn)物無毒無害混雜在粉煤灰中，無需進(jìn)行復(fù)雜的處理。④ 無水耗，降低了煙氣水汽所含水溶性鹽的排放，是一種降低霧霾的煙氣處理技術(shù)。⑤ 設(shè)備改造簡易、占地面積小，安全性高，施工周期短，適合于新舊電廠的改造。

3 結(jié) 論

1)濕法脫硫煙氣水汽成分與脫硫循環(huán)液的水溶液組分相似，其可溶性鹽含量可達(dá)2 100 g/m3，全國濕法脫硫的可溶性鹽排放量可達(dá)5 600萬t，是霧霾的一個主要成因。

2)170 t/h煤粉爐及75 t/h和220 t/h循環(huán)流化床鍋爐中試試驗(yàn)表明，燃煤煙氣污染物干式高效脫除技術(shù)可使SO2排放濃度達(dá)20 mg/m3，NOx排放濃度達(dá)15 mg/m3，符合超低排放標(biāo)準(zhǔn)。

3)脫硫產(chǎn)物混雜在粉煤灰中，粉煤灰含硫量0.73%，滿足做摻合料的國家標(biāo)準(zhǔn)。

4)脫硫脫硝設(shè)備投資成本約100萬元，170 t/h煤粉爐運(yùn)行成本為358.2萬元/a，經(jīng)濟(jì)效益為1 313.9萬元/a。

5)燃煤污染物干式高效脫除技術(shù)無可溶性鹽排放，運(yùn)行成本低,操作方便，穩(wěn)定可靠，適合于現(xiàn)有電廠或老電廠改造。