燃煤电厂非传统大气污染物控制展望

燃煤电厂非传统大气污染物控制展望燃煤电厂非传统大气污染物控制展望更新时间：2019-10-1112:12来源：中国电力作者:王圣阅读：1578网友评论0条摘要：要：无论是从包括颗粒物、SO2、NOx等单个大气污染物控制而言，还是系统的燃煤电厂超低排放控制技术，目前都有较为成熟且较为多元化的可选技术，在具体工程自身实际情况具体分析的基础上进行选择。对于燃煤电厂非传统大气污染物，需要重点关注SO3、氨、重金属的排放与控制。对燃煤电厂SO3、氨、重金属的产生、危害和控制3个方面进行分析，在此基础上从防治技术政策、排放控制标准、控制技术路线、工程示范等4个方面提出燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议。0引言引言中国燃煤电厂超低排放技术已经从技术单一化逐渐走向技术多元化，大气污染物控制也由传统的颗粒物、SO2、NOx正逐渐进行扩展。研究表明，在燃煤电厂超低排放之后，火电行业将要重点关注的是SO3、重金属、氨的排放与控制，也是中国燃煤电厂“十三五”中后期到“十四五”期间在大气污染防治方面的工作重点，目前国内部分火电企业已进行SO3、重金属、氨的控制措施示范。1燃煤电厂传统大气污染物超低排放控制燃煤电厂传统大气污染物超低排放控制对于SO2、NOx超低排放而言，主要是通过提高脱硫设施和脱硝设施自身脱除效率来实现，目前非脱硫脱硝类设备基本不具有或只有较低的协同脱除效果，设备出口污染物浓度与排放浓度基本一致。脱硫主要是改变流场的化学场或流场进一步提高传统一次循环的脱硫效率，以实现超低排放，例如旋汇耦合脱硫除尘一体化、湍流管栅、沸腾泡沫等改变流场的技术，以及单塔双循环、双塔双循环、单塔双区等改变化学场的技术。脱硝主要是通过提高低氮燃烧技术，并增加脱硝催化剂的层数以进一步提高脱硝效率。而中国燃煤电厂一次除尘技术和二次除尘技术一方面通过技术发展和创新，另一方面进一步强化协同脱除效果，主流技术包括电除尘技术(低低温电除尘技术、湿式电除尘技术等)、电袋复合除尘技术和袋式除尘技术。上述脱硫、脱硝、除尘超低排放的组合使用，为实现燃煤电厂超低排放提供了多种技术方案和路线选择。2燃煤电厂燃煤电厂SO3排放与控制排放与控制燃煤电厂中由于选择性催化还原(SCR)和湿式烟气脱硫(WFGD)的广泛使用，SO3扩散或其水合式H2SO4问题(蓝色羽烟)越来越引起关注。2.1燃煤电厂SO3的产生燃煤电厂排放的烟气中，SO3主要来自两方面：(1)燃烧过程中，煤中可燃性硫燃烧生成SO2，部分SO2进一步氧化成SO3。在煤燃烧过程中，所有的可燃硫都会受热被释放出来，在氧化性气氛下会被氧化生成SO2，当过量空气系数大于1时，会有0.5%～2.0%的SO2进一步转化成SO3。(2)在SCR脱硝过程中，烟气中部分SO2被SCR催化剂催化氧化为SO3。一般燃煤电站采用选择性催化还原(SCR)技术进行脱硝，使用钒、钨、钛系列催化剂。V2O5对SO2的氧化过程具有强烈的催化作用。烟气每经过一层催化剂，SO2的氧化率在0.2%～0.8%之间。目前部分地区开始开展燃煤电厂“消白”，安装水媒式换热系统MGGH后，烟气中的飞灰会积聚在MGGH的换热元件上，飞灰中的重金属会起催化剂的作用，也会将烟气中的部分SO2转化为SO3。2.2燃煤电厂SO3的危害SO3的毒性是SO2的10倍左右，极易溶于水形成硫酸雾，对人的呼吸道容易产生严重的损害，同时还容易造成酸雨。目前燃煤电厂建设的脱硫、脱硝、除尘设施对烟气中的SO3的脱除能力有限，并且SCR脱硝运行后，在一定程度上增加了烟气中SO3的浓度。SO3是电厂设备腐蚀、堵塞、蓝烟的主要原因，不仅容易造成环境污染，还容易危及机组的安全运行。此外，由于烟气中SO3浓度的增加，对燃煤电站SCR及下游设备的影响也日益突出，有明显的负作用，主要包括：(1)由于SO3使露点抬高而降低发电热效率和增加下游设备的腐蚀;(2)由于SO3与氨的反应使空气预热器和SCR催化器结垢等。2.3燃煤电厂SO3的控制结合近年来燃煤电厂大气污染物“超低排放”的要求，形成了以下可行的SO3控制技术。(1)尽量燃烧低硫煤。电厂使用低硫煤、混煤是降低烟气中SO2、SO3最直接的方法。燃烧低硫煤可降低烟气中SO2的浓度，从而减少在炉膛内或SCR反应器中生成的SO3的量。当全部更换为低硫煤比较困难时，可进行不同比例的低硫煤掺烧。(2)环保设施协同控制。湿式静电除尘器不仅能去除微细颗粒物[，还可以通过相变凝聚脱除SO3。美国BruceMans-field电厂安装管式湿式静电除尘器后，细颗粒物脱除效率为96%，SO3脱除效率为92%[。但无法缓解对烟气脱硫前设备的不利影响，如SCR催化剂、空气预热器等。另外，研究表明低低温电除尘对于SO3的脱除效率高于80%。(3)末端治理技术。燃煤电厂SO3末端治理技术主要是向