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(4)正在研发的新技术。
脱硫脱硝一体化技术:针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征,国电科学技术研究院开展了“大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范”研究,旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上,耦合研究开发的脱硝液、抑制剂、稳定剂等,在不影响脱硫效率的前提下,实现氮氧化物的联合控制 。
低温SCR技术:其原理与传统的SCR工艺基本相同,两者的最大区别是SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温(300~450益)、高尘(20~50g/m3)端,而低温SCR法布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、FGD前的低温(100~200益)、低尘(约200mg/m3)端,可大大减小反应器的体积,改善催化剂运行环境,具有明显的技术经济优势,是具有与传统SCR竞争的技术,是现役机组的脱硝改造性价比更高的技术。目前,国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究,正在开展热态中间放大试验。
炭基催化剂(活性焦)吸附技术:炭基催化剂(活性焦)具有比表面积大、孔结构好、表面基团丰富、原位脱氧能力高,且具有负载性能和还原性能等特点,既可作载体制得高分散的催化体系,又可作还原剂参与反应。在NH3存在的条件下,用炭基催化剂(活性焦)材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2。
2.烟尘控制技术
火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主(90%),日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。为适应新标准要求,更高性能的除尘技术的正处于研发、示范、推广阶段。
(1)电除尘技术:应用广,国际先进,同时涌现了一些改进技术,如高频电源、极配方式的改进、烟尘凝聚技术、烟气调质技术、低低温电除尘技术、移动电极电除尘技术等。
(2)袋式和电袋复合除尘技术:近5年快速发展起来的除尘技术,正处于总结应用经验、规范发展的阶段。
(3)湿式电除尘技术:其工作原理与传统干式电除尘相似,依靠的都是静电力,所不同的是工作环境为一“湿”一“干”,其装置通常布置在湿法脱硫设施的尾部。由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气,在扩散荷电的作用下,能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物(SO3、NH3、SO2、NOX)、石膏液滴、酸性气体(SO3、HCL、HF)、重金属汞等,实现烟尘臆10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。目前,国电科学技术研究院已开发了该技术,并建立了300MW、600MW的示范工程。
3.二氧化硫控制技术
火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主(92%)的技术路线。通过近10年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善,在脱硫效率、运行可靠性、运行成本等方面有很大的提升,对电厂运行的影响明显下降,运行、维护更为方便。目前,正处于高效率、高可靠性、高经济性、资源化、协同控制新技术的研发、示范、推广阶段。
对新建的“增量”机组,新标准要求SO2排放限值为100mg/m3、重点地区为50mg/m3。要实现该限值,单靠传统的湿法脱硫技术难于实现,需采用新技术,如已得到应用的单塔双循环、双塔双循环技术,正在开发的活性焦脱硫技术等。
对现役的“存量”机组,要求的排放限值为50~200mg/m3、高硫煤地区为400mg/m3,且于2014年7月1日开始实施。由于脱硫设施“十一五”期间非常规的井喷式发展,无论是技术本身,还是工程建设、安装调试、运行维护等均需要适合国情的调整、改进和优化过程。如核心技术的消化、复杂多变工况的适应能力;因建设工期紧造成设计投入力度低,缺乏对个案分析,简单套用成功案例;受低价竞争影响,大多按400mg/m3设计,设计裕度小,关键设备、材料的质量达不到工艺要求;系统调试不充分,缺乏优化经验;运行管理水平还达不到主机水平;电煤质量不可控,硫份大多高于设计值等。因此,超过90%按照2003年版标准建设的现役脱硫设施,要满足新标准要求,需要优化调整、技术改造、甚至推倒重建。
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