燃煤发电除尘、脱硫、脱硝为实现超低排放放大招！-第5页-北极星火力发电网

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为了控制NOx浓度，首先采用低氮燃烧技术，在保证锅炉效率和稳定的同时，最大限度降低锅炉出口NOx的浓度，然后采用SCR脱硝工艺实现NOx超低排放，与常规SCR脱硝相比，超低排放机组SCR脱硝的区别主要在于氨烟混合系统的升级和催化剂用量的调整。某电厂新建600MW机组选用双尺度低氮燃烧联合精细SCR的系统脱除技术，即在炉内通过燃烧过程的空间尺度和过程尺度的全方位优化达到超低氮生成的效果，将燃烧器出口NOx浓度控制在200mg/m3以内，从而减少后续SCR催化剂用量及喷氨量，提高脱硝系统的经济型;炉外采用精细SCR脱硝技术，通过对喷氨量和喷氨位置的精细调控，对氨烟混合系统———涡流混合器升级，提高氨烟混合效果，从而达到烟气NOx超低排放的要求，同时引入旁路热烟气以适应机组负荷波动导致的烟温变化，以提高SCR系统高效运行时间。此外，通过催化剂改性提高汞氧化率(>70%)，使其在脱硫系统协同脱除。

为了控制SO2浓度，实现超低排放可选用的技术主要有双循环脱硫工艺和托盘塔等技术。综合高效脱硫以及煤种、负荷适应性，同时兼顾协同除尘、脱汞，本文选用单塔双循环技术。双循环工艺在一座吸收塔内完成了2次脱硫，达到了双塔串联效果，同时喷淋系统对烟气的洗涤，实现对粉尘和Hg2+的协同脱除。与传统湿法脱硫工艺相比，在较低液气比的经济运行工况下实现SO2超低排放，由于吸收塔持液量降低，“石膏雨”问题也可以得到缓解。

为了减少烟气中的烟尘，为实现低于5mg/m3的超低排放，除了采用增效干式除尘技术和单塔双循环协同除尘之外，还配套湿式静电除尘器。本文采用的技术路线是低低温电除尘+湿式深度净化技术。烟气通过低低温电除尘脱除大部分粉尘、部分SO3和颗粒汞，同时通过烟气余热的回收利用，节约电煤消耗，降低烟温和烟气量，使后续湿法脱硫节水、提效，缓解“石膏雨”现象;然后通过湿式静电除尘，一方面使得烟气含尘量达到超低排放要求，另一方面对SO3、重金属、NH3等多污染物协同净化，并有效减少“石膏雨”;此外湿式深度净化装置作为系统的最后治理单元，还可根据需要对SO2或NOx进行终极调控，通过添加脱硫液或脱硝液的方式，实现其深度净化。

在综合各自技术的研发成果和工业实验的基础上，统筹考虑污染物脱除效果、经济性、安全性、稳定性等工程应用要素，形成燃煤机组超低排放整体工艺技术体系，实现电厂的超低排放。

3燃煤烟气污染物超低排放经济分析

目前大气污染治理压力巨大，“超低排放”成为一些地区的必然选择，燃煤发电超低排放与天然气发电相比，具有较好的经济性。以某300MW机组为例，燃煤锅炉超低排放、燃气锅炉及燃气蒸汽联合循环发电成本如表1所示，其中燃料价格以燃气3.6元/m3，煤炭600元/t计算，可以看到燃煤锅炉超低排放的发电成本可以控制在燃气锅炉及燃气蒸汽联合循环发电成本的50%以内。

表1 不同发电方式的发电成本对比

除了与燃气机组对比，将煤电超低排放与常规燃煤机组进行经济性对比也很有实际意义。以某电厂新建600MW机组为例计算，以含硫量最高的煤质(Sar=1%)作为其设计煤质，常规烟气治理和超低排放治理工艺投资测算如表2所示，可以看到超低排放比常规治理投资增加了大约29%;此外结合运行费用对超低排放一体化环保岛进行成本核算，当脱硫电价0.0139元/(kW˙h)，脱硝电价0.0105元/(kW˙h)，除尘电价0.0045元/(kW˙h)时，才能补偿超低排放设置的运营成本。

原标题：燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析

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