第一篇：电站燃煤锅炉全负荷低NOx排放控制技术探讨
电站燃煤锅炉全负荷低NOx排放控制技术探讨
黄文静1，戴苏峰2，艾春美2，康志宏2
(1.上海电力股份有限公司闵行发电厂，上海 200245;2.上海电力股份有限公司，上
海 200010)
关键词：NOx排放，燃煤锅炉，SCR入口烟温，全负荷低NOx排放控制技术
摘 要：随着环保形势的日益严峻，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤火力发电厂NOx排放浓度限值提出了更高的要求，研究高效的低NOx排放控制技术刻不容缓。目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题的主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。目前国内所采用的省煤器旁路烟道等技术是以牺牲一定的经济性为代价的，高效节能的锅炉全负荷低NOx排放控制技术的研究对于逐步改善周围大气环境质量具有显著的经济效益和社会效益。本文旨在为燃煤锅炉进行全负荷低NOx排放控制提供参考。
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
我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，以煤为主的资源禀赋以及石油、天然气等一次能源对外依存度日益增加，决定了燃煤火力发电在我国的电力工业中占主导地位的格局。由于工业不断发展，能源消耗逐年增加，氮氧化物(NOx)的排放量也迅速增加，燃煤电厂(主要是煤粉炉)产生的大气污染物(特别是NOx)的排放急需得到控制，如何有效地控制NOx的生成已经成为人们普遍关注的焦点。根据中国环境监测总站提供的数据，2011年我国氮氧化物排放总量为2404.3万吨[1]，其中电力行业的氮氧化物排放占45%，占各种燃烧装置NOx排放总量的一半以上，而电力行业排放的氮氧化物80%以上由燃煤锅炉排放[2]。因此，2011年7月29日，我国新颁布了GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，新标准明确规定新建燃煤火力发电锅炉NOx(以NO2计)排放浓度必须低于100mg/m3[3]，达到了国际先进或领先水平，降低NOx排放的任务非常紧迫。
全负荷低NOx排放控制现状
控制NOx排放的技术包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要有：低氮燃烧器、燃料分级燃烧技术、空气分级燃烧技术等。应用在电站燃煤锅炉上的成熟的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术[4,5]。
目前，我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组约81675MW，占全国煤电机组容量的12.47%。截至2011年3月底，全国已投运的烟气脱硝容量达96885MW，其中采用SCR工艺的占93.31%，采用SNCR工艺的占6.28%，采用SNCR与SCR组合工艺的占0.41%[6]。“十一五”期间新建燃煤机组全部采用了先进的低氮燃烧技术，烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展。
催化剂是SCR脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为320～400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近，因此，国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。SCR催化剂最佳反应温度窗口为340～380℃，入口烟温在360～380℃以下时，SCR反应效率随着温度的提高而提高，相应的氨逃逸率则逐渐降低。如图1所示为NH3/NOx摩尔比一定时，不同烟气温度下的SCR反应效率[7,8,9]。
当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，降低脱硝效率，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂通道或微孔，降低催化剂的活性，同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外，如果烟气温度高于催化剂的适用温度，会导致催化剂通道和微孔发生变形，有效通道和面积减少，从而使催化剂失活，缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为：锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。
图1 SCR反应效率与烟温的关系曲线
下图为典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图：
图2 典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图
在我国，绝大多数燃煤机组参与电网调度，因此在实际运行过程中，尤其是非用电高峰时，机组常常不能满负荷运行，甚至运行于50%以下的负荷区间。虽然机组在满负荷运行时省煤器出口温度大于350℃，但在中、低负荷下的SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口，此时氨气将与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐，造成催化剂堵塞和磨损，降低催化剂的活性，使SCR脱硝系统无法正常运转，难以满足全负荷下低NOx排放的要求[10]。
针对锅炉低负荷运行时SCR入口烟温过低而导致SCR脱硝系统无法投运，国内多家环保工程公司及发电单位致力于开发适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的低NOx排放控制技术，主要分为SCR入口烟温优化调整和开发高效宽温度窗口SCR脱硝催化剂。
2.1 SCR入口烟温优化调整方案
2.1.1 省煤器给水旁路
如图3所示，本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，主流水量进入省煤器中吸热升温，旁路水量则绕过省煤器，最终两者在省煤器出口混合。SCR反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。
经计算[10]表明，由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数(约83倍)，经过给水旁路的调节，SCR反应器入口烟温有一定提升，但烟温提升幅度较小。随着旁路水流量的增加，进入省煤器的主流水量减少，省煤器出口水温升高，严重时会在省煤器出口产生汽化现象，使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大，但是总的省煤器出口混合水温降低不多，对锅炉主要参数的影响不大。排烟温度则随着SCR反应器入口烟温的提高而不断提高，排烟损失增加，影响锅炉效率[10]。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小，尽管省煤器吸热量有所变化，但是从热平衡的角度来看，烟气放热量变化不明显，导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR反应器入口烟温。因此，认为省煤器给水旁路调节方案的SCR反应器入口烟温调节特性较差。
图3 省煤器给水旁路示意图
2.1.2 省煤器内部烟气旁路方案
本方案设计在省煤器所在烟道区域，减少相应的省煤器面积，使内部旁路烟道和省煤器并列布置。如图4所示，内部旁路烟道出口处设置烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来控制内旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，从而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
图4 省煤器内部烟道旁路示意图
此方案因省煤器面积减少，省煤器出口烟温具有自我提升作用，在旁路全关的情况下，排烟温度依然有所提升，这对高负荷运行不需要调节SCR反应器入口烟温时的经济性是不利的。
2.1.3 省煤器外部烟气旁路
图5为省煤器外部烟气旁路示意图。在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道，外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
与省煤器内部烟气旁路方案相比，不考虑因省煤器面积减少带来的省煤器出口烟温的自我提升，两种方案中同样的烟气份额下，烟温调节能力很接近。但是内部烟气旁路具有抬升烟温的作用，因此，省煤器外部烟气旁路的烟温调节能力更占优势[10]。
图5 省煤器外部烟道旁路示意图
增加省煤器旁路将引起如下问题：
1、旁路运行时降低锅炉效率，增加煤耗及热损失。
2、增加旁路烟道及挡板，增加脱硝系统投资和运行维护费用，旁路挡板可能积灰阻塞，影响系统运行。
3、省煤器旁路将造成进入SCR系统烟气流场紊乱，降低总的脱硝效率。
4、该旁路需在锅炉包覆开孔，对锅炉烟温和烟气量都提出新要求，对锅炉性能及热平衡均有一定影响。
2.1.4 提高锅炉给水温度
提高锅炉给水温度技术主要是通过各种手段来提高进入省煤器的锅炉给水温度，从而减少给水在省煤器的吸热，提高省煤器出口即SCR脱硝反应器入口烟气温度。
以上海某300MW电站燃煤锅炉烟气升温系统(Gas temperature Raising System，以下简称GRS系统)的改造[11]为例说明此方案提高SCR入口烟温的原理及应用。
GRS系统改造方案从省煤器水侧入手，通过低负荷时在给水中加入炉水，提高省煤器入口的水温，减少省煤器的吸热，从而提升SCR反应器入口烟气温度，以满足脱硝SCR反应器入口烟温的要求。
该烟气升温系统结构见图6所示：该系统利用原锅炉炉水循环泵，在循环泵出口分成两路，一路通过电动调节阀与下水包连接;一路通过电动调节阀与省煤器的给水入口并联，这部分炉水和给水的混合提高了省煤器入口给水的温度，降低温差减少烟气放热量提高省煤器出口烟温，从而满足SCR脱硝的适用温度。
该烟气升温系统适用于亚临界和超高压的汽包锅炉。
图6 GRS改造方案原理图
2.2 宽温度窗口SCR脱硝催化剂
开发适用于更低温度的脱硝催化剂是目前SCR脱硝的一个重要课题，目前国内部分高校及环保科研院所均在进行宽温度窗口SCR脱硝催化剂的研发。中国矿业大学的郭凤[12]等人以溶胶—凝胶法制备TiO2为载体的催化剂活性温度窗口为250～400℃，脱硝转化率最高达到理论值80%;南开大学已在实验室里实现了催化剂在260℃以下长时间安全连续运行[13];中国科学院过程工程研究所的科研团队的宽工作温度烟气脱硝催化剂项目得到了国家“863”计划重点项目的支持;国电集团正在进行降低催化剂起活温度和催化剂活性温度窗口范围延展等方面的研究。
然而目前国内对宽温度窗口SCR催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段，尚没有进行大规模的商业应用，或者反应时间过长，或者成本太高，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。
结论
随着国家环保形势的日益严峻，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》对NOx的排放浓度提出了更高的要求，国内新建机组均采用了低NOx排放控制技术，大部分现有机组也相应进行了低氮燃烧改造和加装SCR脱硝装置。针对SCR脱硝的机组在低负荷情况下无法投运的问题，国内已有的解决办法有增加省煤器旁路烟道、提高锅炉给水温度以及研发宽温度窗口SCR催化剂。以上技术虽然能一定程度地解决目前低负荷SCR脱硝系统无法正常运转的问题，但省煤器旁路运行时会降低锅炉效率，增加煤耗及热损失，牺牲一定的经济性;而宽温度窗口催化剂的研究尚在实验室小试阶段，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。在保证锅炉效率的前提下，实现机组全负荷下的低NOx排放，是一项重要课题。
我国对NOx的控制研究起步较晚，对各种低NOx排放控制技术使用时间不长，火电厂应能根据自身实际状况，制定可行的全负荷低NOx控制方案。对此，笔者提出以下建议：
(1)综合考虑电力企业的承受能力，结合实际，对不同锅炉所处位置区别对待，对新老机组区别对待，重点突出，以有限投入获得最佳环保效益。
(2)通过锅炉受热面布置的优化设计，主要是理论计算与分析不同负荷下低NOx燃烧炉内烟温特性与锅炉受热面换热特性间的耦合关系，完成适合全负荷低NOx排放的锅炉整体布置方案设计，确保在全负荷工况下满足锅炉主、再热气温的匹配以及SCR入口烟温的需求。确保锅炉全负荷运行工况下满足合适的SCR烟温。
(3)以现有低氮空气燃烧系统为基础，有针对性地开展全负荷低氮燃烧优化工作。通过调整一、二次风、燃尽风风量及燃烧器喷嘴摆动，优化不同条件下炉内化学当量比分布，在降低NOx排放浓度的同时进一步提升低负荷条件下炉膛出口烟温，为SCR设备运行提供合适的工作条件。
(4)研究燃料量、一次风量、二次风量等参数和运行方式改变对锅炉出口NOx含量及锅炉效率的影响，实现锅炉在频繁变负荷下的低氮燃烧和SCR脱硝协调控制，在满足污染物控制排放要求的前提下，实现喷氨量和锅炉效率的优化控制。
参考文献：
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第二篇：燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述
燃煤电站锅炉烟气污染物超低排放综述
摘要：经济和社会的不断发展，促使电力需求持续增加，但日益严峻的环境问题促使国家和各级政府出台一系列政策措施，降低燃煤锅炉烟气污染物排放值，使其接近或低于燃气轮机排放值。文章从超低排放的起源、争议和面临的问题三个方面进行阐述，最后给出超低排放发展的建议。
关键词：超低排放 电站燃煤锅炉 环境改善
引言：随着我国经济不断发展，对电力的需求不断增加，预计至2015年全社会用电量将增长至6.27万亿千瓦时，2020年将达到8.2万亿千瓦时。相比较2013年分别增长17.9%和 54.1%。2015年的火电装机容量将增长至10.5亿千瓦，2020 年将达到14亿千瓦。相比较2012年分别增长28.2%和70.9%。我国电力行业装机容量在2011年超越美国，成为世界第一[1]。电力行业蓬勃发展的同时其造成的环境污染也不容忽视，据统计电力行业消耗煤量占我国总耗煤量的50%以上[2]，由燃煤造成的环境污染严重影响国民的身体健康，也是我国经济可持续发展的巨大障碍。为了控制电厂污染物排放量，降低燃煤对经济环境社会的影响，我国颁布了史上最严格的大气污染物排放标准。面对日益严峻的环境问题，国家出台了一系列政策规定来降低火电行业的污染物排放。在“十一五”期间我国的火电大气污染物控制取得了巨大成就，在火电装机容量不断增长的情况下，燃煤污染物总排放量增幅较小且烟尘总排放量略有降低 [3]。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)发布时，其标准受到广泛的质疑，认为其标准过于苛刻，在技术和经济性方面不足以支持此标准。但是由于雾霾频发，该标准逐步为业内认可。在新发布的污染物排放标准中首次增设燃气轮机的污染物排放标准，国内的电力相关企业及集团在新标准的基础上加以研究并提出了“超低排放”。目前我国将燃煤锅炉排放值低于燃气轮机的标准称为“超低排放”或“近零排放”[4]。
根据我国目前电力发展情况，有专家学者提出采用污染物高效协同脱除技术，降低燃煤锅炉污染物排放使其达到燃气轮机排放水平。本文从超低排放政策措施、超低排放存在的争论展开，并对超低排放对环境改善效果和其经济性展开论述。
一、超低排放及与其相关的政策措施
超低排放由污染物协同脱出系统对锅炉烟气进行净化处理达到，超低排放系统由多种高效污染物脱除系统组成，一种设备可以同时脱除多种污染物，通过将不同设备的功能进行优化及污染物控制系统整合优化，可以实现SCR反应器、除尘设备、FGD脱硫塔和ESP等环保装置协同工作[5]。通过装置优化与系统整合不仅可以提高自身的污染物脱除效率，降低污染物排放值，同时可以实现多种污染物协同脱除，使电厂的污染物排放达到超低排放的要求。
在二氧化硫减排方面，主要通过对FGD脱硫系统改进，如增加喷淋层数、提高液气比等。在氮氧化物方面，首先使用低氮燃烧技术，降低锅炉氮氧化物生成量，再通过使用新型催化剂等技术提高SCR的脱硝效率。在烟尘、三氧化硫及重金属方面，主要利用SCR脱硝系统、除尘器、FGD脱硫系统等协同作用以实现超低排放[6]。国家多部门联合制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划》(2014——2020年)，发达省份也根据各省实际情况提出相应的政策措施。国内外已有在运行超低排放锅炉，其大多数在中国，美国和日本也有数台。例如浙能嘉兴电厂、六横电厂、上海外高桥电厂、日本碧南电厂、美国Prairie States电厂等，现运行机组多为示范工程。
二、关于超低排放的争论
超低排放一提出便受到广泛的关注与争议，目前我国的污染物排放标准与发达国家相比也处于领先水平，许多专家学者认为相较于提高污染物排放标准，其投入可能比其产出更多造成得不偿失。表1为我国新污染物排放标准与发达国家的排放标准对比，其中美国的排放标准较为复杂与煤质有很大关系，通过折算才能与各国标准对比。通过比对可以发现，目前我国的重点地区排放限值除在颗粒物方面比美国高一点外，SO2和NOx全面优于德国、日本和澳大利亚。在发改委、能源局和环保部联合发布的[2014]2093文件中排放值要求全面优于上述国家的排放值。
表1 中国与主要发达国家污染物排放标准对比(mg/m3)
国家备注颗粒物SO2NOx
中国
2015年新标准30200200
重点地区2050100
发改能源[2014]2093103550
美国[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、扩建12.3136.195.3
德国 20200200
日本 50200200
澳大利亚 100200460
污染物排放浓度越低，其投入的运行费用与设备改造费用也就越低，因此在重点地区排放标准的基础上是否还需进一步提高排放标准成为争论的焦点。下面从经济性，可行性等方面来分析超低排放是否科学。
经济性是企业研究重点之一，在不违反法律与规定的同时争取利益最大化是每个企业追求的目标。从成本上说，将全国一般燃煤电厂实施超低排放的，约需要投资600亿元以上，年运行成本也会增加300亿元以上[8]。我国火电污染物排放总量巨大，实行超低排放后我国重点区域内其在烟尘、二氧化硫、氮氧化物增加的减排量分别为7万吨、10.5万吨和35万吨，占全国总量的1.04%、0.56%和1.9%，可以发现实行超低排放对我国污染物减排贡献有限。熊跃辉[9]指出在目前不能大规模建设超低排放燃煤机组的原因有如下几点：(1)目前超低排放仅包括当氧化物、二氧化硫和烟尘3项，在二氧化碳、汞、废水和其他污染物方面未做考虑，因此不能盲目建设超低排放燃煤机组。(2)在国家补贴的基础上，实现超低排放也会造成多数发电企业无利可图，这降低了企业在锅炉超低排放的积极性。(3)目前燃气轮机发电成本高于超低排放燃煤发电约一倍，但考虑在燃料开采、运输和使用过程中对生态和人体危害等方面的综合成本来说，超低排放燃煤机组的成本优势可能会减弱甚至消失。
实行超低排放应该经过科学论证和严谨的检验验证，在超低排放对环境改善方面应该科学研究。必须从机理上清楚了解污染物排放与环境改善的关系，我国的绝对减排量巨大，但是环境改善却不明显，在以后的政策制定时应该以改善环境为前提。
超低排放在环境改善的积极意义有如下几点：(1)燃煤机组大气污染物排放占我国总大气污染物排放的33%以上，超低排放可以在绝对总量上降低污染物排放。通过对企业停产限产等政策，可以明显改善地区空气质量，今年APEC期间北京的环境就得到很大改观。(2)采用超低排放可以刺激环保事业的不断进步，随着经济水平不断发展，国民对环境质量的要求也在不断提高，通过提高排放标准可以倒逼企业进行技术革新并采用更加先进的设备。(3)保护环境是每个公民应尽义务，以更加严格的排污标准要求自己也是每个企业履行社会责任的体现，这还有助于形成共同减排，集体环保的社会氛围。
超低排放对空气环境中PM2.5减少也具有积极意义，煤烟灰、机动车尾气、城市扬尘是PM2.5的三大主要来源，其贡献比例分别为14.37%、15.15%、20.42%[10]。根据对燃煤锅炉排放的颗粒物粒径分析可以发现锅炉产生的初始颗粒物粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为32%~48 %, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为 2% ~4 %, PM2.5与PM10比值为5%～12%。采用五电场静电除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为92%～ 94%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为87%～ 90%, PM2.5与PM10比值为95～96%[11]。采用袋式除尘器后颗粒物排放浓度<20 mg/m3,粒径分布为PM10与总悬浮颗粒物比值为 97%, PM2.5与总悬浮颗粒物比值为96%, PM2.5与PM10比值为99%[12]。通过上述数据可以发现，锅炉排出的颗粒物以大粒径颗粒物为主，经过静电除尘器或布袋除尘器大粒径颗粒物被捕捉，排入空气中的颗粒物以小粒径颗粒物为主，排入空气中的PM2.5约为96%。
三、超低排放面临的问题
在我国超低排放超速发展甚至是跃进有深层次原因。由于火电的排放问题一直困扰着电厂发展，减排压力促使国家出台“上大压小”政策，使我国火电机组向大功率、大容量发展。虽然大容量机组在能耗和污染物排放方面优于小容量机组，但由于机组设备发电负荷低和机组利用小时数低等原因，大容量锅炉的实际效率和污染物排放都与设计值有较大差距。受更加严格排放限值的压力，许多电厂在原有污染物脱出设备基础上进一步投资大量资金进行升级改造。对现役机组燃煤机组的升级改造后，从特别排放限制到燃机轮机排放标准，对于1000MW机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时;对于600MW机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时;对于300MW机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时[7]。
对于发电企业而言，申请大容量机组不仅可以降低单位建设成本还可以获得更高的发电量配额，上网电量指标的高低关系着电厂的效益。火电机组利用小时虽然高于小容量机组，但其设备利用率并未达到最佳。此外大容量机组的负荷率偏低造成的美煤耗增加也是不容忽视的。根据机组实际运行情况，机组负荷率提高10%，不同等级的机组影响供电煤耗也在5克/千瓦时以上[13]。这无形中就造成了资源浪费，并且随着大容量火电机组不断增加，浪费现象可能会更加严重。
在调峰上大容量机组不具备优势，且调峰过程对地方电网影响大。我国的小容量机组都比较老旧，因此在实际调峰过程中还是依靠新建大机组。在我国机组建设过程中没有充分调研和论证，在大小容量机组的分配中不合理。每次国家环保政策的出台，都会造成部分电厂环保设施改造重建，造成严重的重复投资。升级改造往往需要对管道和设备进行重新设定，对某些电厂而言建设完成时预留场地有限，新增加的设备布置又成为一个新问题。还有一些正在进行改造的电厂在新政策出台后需要对原有方案进行推翻重新设计，这就造成前期大量资金投入的浪费。
除了资金浪费之外，火电企业超低排放给电厂技术选择和管理方面也会带来压力。在现有技术条件下实现超低排放需要增加环保设备，通过控制煤质、系统优化等手段来实现，这回造成系统稳定性降低、能耗增加、烟道阻力增加等问题，企业在稳定运行和资金投入方面都会有巨大压力[14]。
四、超低排放发展的建议
在上述对超低排放经济性和可行性分析的基础上，从政策制定、电厂运行管理等方面对其提出建议。超低排放有其积极的意义，在目前技术条件不断进步的情况下可以适当发展，在未做充分调研论证的情况下不可盲目跃进式发展。由于经济发展水平、人口密度等条件因素我国将将大气污染物防治区域分为重点区域和一般控制区，并对不同区域实行不同的污染物控制标准。
根据不同区域差异化控制要求，建议在重点控制区优先发展超低排放技术。对新建、改造和改造不久机组采取不同政策，对新建、改建机组重点要求，新改建锅炉给予合适缓冲时间，降低其原改造过程投入资金浪费，因地制宜采用更加经济合理方案。
超低排放技术原始投资巨大，运行费用较高，因此发电企业在超低排放方面积极性并不高。我国对脱硫、脱硝电价实行补贴政策，但相较于高昂的原始投资和运行费用，补贴费用很难弥补电力企业在烟气净化方面的投入。随着燃煤锅炉污染物脱除一体化协同控制技术的发展，预计至2050年我国燃煤电厂可以将烟尘排放量控制在50万吨，SO2和NOx年排放量都可以控制在200吨左右[15]。在大气污染物控制和二次污染防治方面的成本约为6分每千瓦时，建议根据火电厂大气污染物控制的阶段和地区差异，进一步调整环保电价政策，通过环保电价补贴和经济杠杆激发企业的守法主动性。此外国家可以适当提高对污染物减排表现优秀的企业给予税费和发电时长等方面照顾。
虽然目前我国燃煤电厂100%都安装了脱硫设施，但其污染物脱除率远低于设计值。如果其脱硫效率可以达到90%那么也可以减少一半以上的二氧化硫。此外我国还存在大量的自备电厂，其脱硫效率约为45.3%，加强自备电厂脱硫设施的运行情况势在必行。在脱硝设备运行过程中也存在脱硝效率低等情况，因此电厂脱硝潜力巨大。除了加强对污染物控制系统的运行情况，还需加大对违规电厂处罚力度，提高企业违法成本。
目前我国发电煤耗量占全国总煤耗52.8%，远低于美国的93.3%、德国的 83.9%、韩国的 61.7%，与集中高效利用相差甚远。由取暖、供热的小锅炉耗煤量占我国煤炭消耗比例较重，小型锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘设备的脱除效率较低，远低于燃煤电厂。2012年我国工业锅炉耗煤4亿多吨，排放了410万吨烟尘、570万吨SO2和200万吨的NOx，工业锅炉污染物排放量大且贴近地面，对环境空气质量影响很大[7]。可以看出相比于提高燃煤锅炉排放标准，实行“以电代煤”、关停小锅炉和集中供热等措施可以更大幅度的减少大气污染物排放。集中供热不仅能够极大地提高能源的利用效率，减少能源的不必要浪费，还可以取消分散的小型锅炉供热腾出许多城市空间和改善城市环境和容貌降低小锅炉产生的污染物[16]。
五、结论
通过以上论述可以得出以下结论：
1、超低排放可以降低污染物排放，其占大气污染物总排放比重较低，超低排放需要增加投资和运行费用，需要根据地区、煤质、锅炉的实际情况确定合适方案，在目前不应该盲目跟风建设超低排放燃煤锅炉机组。
2、采取集中供热等形式减少小型工业锅炉数量，不仅可以提高能源利用效率，也可以避免由于工业锅炉污染物脱除率低，间接造成大气污染物增加的情况。
3、超低排放会耗费大量建设资金和运行费用，国家需要制定相应的奖励措施，确保此类环保设施可以长期稳定运行。对于已经达到特别排放限值的燃煤机组，再进行超低排放改造对污染物减排无益。
4、提高煤炭用于发电的比例;对高污染、高能耗的小型工业锅炉进行“以电代煤”改造，气源充足地区可以进行“以气代煤”;合理建设燃煤机组，根据情况合理建设调峰机组，提高大容量机组基准负荷率和发电时长。可以降低燃煤锅炉污染物排放总量，改善大气环境质量。
第三篇：燃煤电站污染物控制技术发展趋势及策略研究
燃煤电站污染物控制技术发展趋势及策略研究发展现状
我国能源资源的禀赋决定了以煤为主的能源结构将长期存在，燃煤发电无论在装机容量，还是发电量占据绝对优势的格局不会发生根本性改变。为此，电力工业在安全经济发展的同时，持续深化绿色和谐发展，积极应对生态文明建设的国家需求。电力工业在“十一五”大气污染物控制取得巨大成就，烟尘、二氧化硫控制达世界先进水平，在超额完成国家节能减排任务的基础上，面临世界上最严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。该标准与美国、欧盟和日本相比，无论是现役机组还是新建机组，烟尘、SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平（详见表1国内外火电大气污染物排放限值比较），科学分析，积极应对，正确处理法规标准、经济政策和实用技术与先进技术的关系，充分发挥最佳可行技术，积极培育新兴技术，健康发展新兴产业，进一步完善脱硝、除尘和脱硫相结合的综合集成技术，实现大气污染物的有效控制，以科技进步和产业升级，促进绿色和谐发展。“十二五”前2年电力工业在大气污染控制方面迈出新步伐，取得新成就。截止2012年底：
（1）除尘：99%以上的火电机组建设了高效除尘器，其中电除尘约占90％，布袋除尘和电袋除尘约占10％。烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh，下降到151万吨和0.39g/kWh。
（2）脱硫：脱硫装机容量达6.8亿kW，约占煤电容量90%（比2011年的美国高约30个百分点），其中石灰石-石膏湿法占92％（含电石渣法等）、海水占3%、烟气循环流化床占2%、氨法占2%。SO2排放总量和排放绩效分别由2010年的926万吨和
2.70g/kWh，下降到883万吨和2.26g/kWh（低于美国2011年的2.8克/kWh）。
（3）脱硝：约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2.3亿kW，约占煤电容量28.1%，规划和在建的脱硝装机容量超过5亿千瓦，其中SCR法占99％以上。NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh，下降到948万吨和2.4g/kWh（高于美国2010年的249万吨、0.95克/kWh）。控制技术发展趋势
随着GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》及特别排放限值、GB3095-2012《环境空气质量标准》、《大气污染防治行动计划》等极度严厉的环保法规标准的实施，火电行业要坚持“创新驱动”和“推广应用”并重的方针，一方面要创新发展国际先进水平的环保技术，构建绿色环保型“增量”机组；另一方面要以“增量”的技术创新驱动“存量”技术的升级，持续提高现役机组“存量”的环保技术水平，并把先进的环保技术尽快转化为现实生产力，全面推动除尘、脱硫和脱硝技术及其装备的进步和升级，实现火电由烟尘、SO2、NOx治理阶段向综合治理（包括PM2.5、重金属、SO3和CO2等）、循环经济和可持续方向发展。
总体而言，火电大气污染控制技术发展趋势主要体现在两个方面：一是脱硝、除尘、和脱硫单元式控制技术向高性能、高可靠性、高适用性、高经济性方向发展；二是由先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式控制向常规大气污染物加重金属、气溶胶等深度一体化、综合治理、协同控制技术发展。实现“存量”环保技术的单元性向系统性协同化转变、反应的单一性向交叉性转变，推动多种烟气污染物共同去除方面具有导向作用的重大技术产业化，培育和发展火电行业相关的节能环保战略性新兴产业链，并最终从长期目标上实现火电机组更低的大气排放。控制技术路线及相关技术
为有效应对史上最严厉的环保法规，实现烟尘20-30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火电行业已在现役先进的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，积极研发、示范、推广可行的新技术、新工艺和创新技术，并有机结合技术和管理等因素，“建设好、运行好”烟气治理设施，持续提高火电大气污染物的达标能力。对于“增量”机组在新建环保设施时，可采用以下2条综合控制火电烟尘、SO2和NOX的技术路线：一是低氮燃烧+选择性催化还原脱硝设施（SCR）+静电除尘器（ESP）（其出口烟尘浓度应＜50-100mg/m3）+湿法烟气脱硫（可取消GGH）+烟气深度净化设施（如湿式电除尘器等）；二是低氮燃烧+SCR+袋式除尘器或电袋复合除尘器（其出口烟尘浓度应＜10-20mg/m3）+湿法脱硫（需设GGH）。
对于“存量”机组在对现役环保设施进行技术改造时，应综合考虑工程技术和管理技术等因素，采用诊断评估、优化调整和技术改造并重的方针：
一是要组织专家对环保设施的运行状态进行诊断，科学、合理地找出实现标准要求的差异和存在问题，提出相应的对策；
二是结合状态诊断结果，采用先进的优化调整技术，对环保设施进行最优调整；
三是如优化调整后仍达不到排放要求，则用采用“增量”机组先进的环保技术进行改造，并形成“五位一体”，即状态评价明现状、分析诊断找差距、优化调整挖潜力、技术改进提性能、监督管理形体系的全过程闭环管理。
3.1 氮氧化物控制技术
火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。
（1）低氮燃烧：技术成熟、投资和运行费用低，是控制NOX最经济的手段。主要是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量（约200-400mg/m3），但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。
（2）SCR：技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施。其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将NOx还原为N2。此工艺反应温度在300-450℃之间，脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60-90%。与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。其主要问题是空预器堵塞、氨逃逸等。
（3）SNCR：在高温条件下（900-1100℃），由尿素/氨作为还原剂，将NOx还原成N2和水，脱硝效率为25%～50%。氨逃逸率较高，且随着锅炉容量的增大，其脱硝效率呈下降趋势。
（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℃）、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℃）、低尘（＜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。
3.2 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≤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。
3.3 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。
3.4 PM2.5控制技术
火电行业对PM2.5的控制主要体现在3个方面：
（1）利用ESP、BP和电袋等高效除尘设施，最大限度地减少PM2.5一次颗粒物的排放；
（2）利用高效脱硫设施和脱硝设施，最大限度地减少易在大气中形成PM2.5的前体污染物（如SO2、NOX、SO3、NH3等）；
（3）在湿法脱硫设施后建设烟气深度净化设施（如湿式电除尘器等），对燃煤烟气排放的烟尘、SO2、NOX、SO3等多污染物进行末端协同控制，实现烟尘排放≤10mg/m3、SO2≤50mg/m3、NOX≤100mg/m3。
4、结语
电力工业是重要的基础性行业，也是社会经济持续发展的重要条件和保证，面对资源约束趋紧、环境污染严重、生态退化的严峻形势，以及生态文明建设的国家需求，必将按照国家大气污染防治行动计划，长期承担大气污染物控制的减排重任。为此，火电行业本着创新驱动和推广应用并重的方针，以科技创新为动力，以先进环保技术为依托，以削减大气污染物排放量为根本，遵循“高效清洁燃烧-污染物协同控制-废物资源化”为一体的控制路线[8]，持续研发、应用低能耗、低物耗、低污染、低排放，资源利用率高、安全性高、经济性高、环境性高的先进的环保技术，“建设好、运行好”环保设施，既构建绿色环保型“增量”机组，又全面提高现役机组“存量”的环保技术水平，在保障电力安全、可靠和有效供应的前提下，以科技进步和产业升级，实现电力工业绿色发展、循环发展和低碳发展。
第四篇：燃煤电厂脱硫废水零液体排放技术的发展（共）
燃煤电厂脱硫废水零液体排放技术的发展
目前燃煤电厂脱硫废水零排放处理主要采用预处理和蒸发浓缩结晶相结合的工艺，产水厂区回用，结晶盐根据品质做危废品处理或作为工业盐销售。现有处理工艺虽然技术成熟，但投资高、运行费用高、结晶盐品质低。针对这些弊端更多的脱硫废水零排放工艺被开发出来。本文针对现有零排放技术的现状和发展趋势进行了介绍。
截至2015年底，我国的总发电量已经达到57399亿kW•h，其中燃煤电厂的发电量为38977亿kW•h，占总发电量的68%[1]。虽然燃煤电厂具有布局灵活，一次性建造投资少，发电设备年利用小时数高等特点，但是受燃煤品质和发电工艺条件的限制，产生的燃烧副产物多，不加控制排放对环境污染巨大。
因而，自2012年1月起，在全国范围内实施《火电厂大气污染物排放标准》，要求火电厂的燃煤机组排放废气须经脱硫设备处理后，再排放入大气中。
自该标准实施以来，电厂的烟气净化技术得到广泛实施。由于效率高、适用性广、可靠性高，石灰-石膏法脱硫技术占了全部脱硫设备的90%以上[2]。在湿法脱硫的过程中，不仅二氧化硫会进入到石灰石循环浆液，燃煤产生的大量Cl-、F-等离子也会被吸收进入洗涤液，大量累积将对脱硫设备产生腐蚀。
因而在循环过程中，需要控制Cl-浓度，当其达到设定范围后，就会通常从系统中排出一定量的废水补充新鲜吸收液的方式降低系统内Cl-浓度。排出系统外的废水就是脱硫废水。
1脱硫废水的水质特点
脱硫废水通常产量较小，1000MW装机容量产生的废水在7～10m3/h左右，仅占电厂废水总量的5%以下。但是由于其成分复杂，含盐量高，相较电厂其他废水来说处理难度高，成为电厂废水零排放的一个关键点。燃煤电厂脱硫废水根据所用燃煤不同，水质有一定的波动，但是通常具有以下特点：
1）脱硫废水悬浮物（TSS）浓度高，通常会达到10000mg/L以上。
2）溶液呈酸性，pH值在4～6.5之间。
3）含盐量（TDS）较高，通常在25000～40000mg/L之间。
4）Ca2+、Mg2+硬度高[3]，特别是Mg2+，通常接近5000mg/L左右。此外，硫酸根的浓度大，CaSO4处于饱和状态。
5）Cl-离子含量较高，通常在10000～15000mg/L之间。
常规处理采用三联箱工艺，通过加药中和、硫化物除重金属以及混凝沉淀等步骤，去除废水中的悬浮物、重金属、部分钙镁，然后调节pH值，使排水达到火电厂石灰石石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T997—2006及污水综合排放标准GB8978—1996标准，排入市政污水管网或厂区回用。
然而，水十条的颁布以来，水处理排放标准越来越高。在“超低排放”标准的要求下（环发[2015]164号文《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》），越来越多的电厂开始考虑对脱硫废水进行深度处理和回用，实现零排放。
2电厂脱硫废水零排放现状简介
现阶段国内外的燃煤电厂脱硫废水零排放工艺，都是在预处理的基础上，通过热蒸发回收水分，得到固体盐产品实现零排放。
2.1脱硫废水零排放的工艺路线
零排放的主要技术路线通常包括预处理单元、浓缩单元、蒸发结晶单元3个部分，工艺流程见图1。
图1典型脱硫废水零排放处理工艺 预处理是零排放的准备工作，不仅保证了后续蒸发设备的稳定工作，并且控制着产品盐的品质。目前采用较多的是两级化学加药澄清的方法。在一级反应器中投加石灰和硫化物，去除Mg2+、重金属，然后混凝絮凝沉淀，去除TSS。在二级反应器中投加碳酸钠，进一步去除钙硬度，然后澄清。
浓缩单元采用热蒸发浓缩发，通过除盐技术使脱硫废水浓缩减量的同时实现清水回收。
脱硫废水处理中常用的热浓缩工艺有多效强制循环蒸发系统（MED）、立管降魔机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）和卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）。经蒸发浓缩后废水中的TDS浓度提高到200,000mg/l左右，从而回收近80%左右的水分。也大大降低了后续蒸发结晶单元的处理量。
蒸发结晶单元将浓缩产生的高浓度盐水进行进一步蒸发，分离出结晶盐。结晶工艺主要包括多效强制循环蒸发结晶系统、卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统、强制循环机械蒸汽压缩蒸发结晶系统以及自然晾晒[4]。
2.2脱硫废水零排放实例分析
该工艺路线技术成熟，在国内外都有成功运行实例。阿奎特公司为意大利ENEL电力公司旗下五个燃煤电厂设计的脱硫废水零排放处理设施，于2007年陆续投入运行。这五个电厂均采用预处理软化后接蒸发浓缩和强制循环结晶工艺，其中零排放处理系统的处理能力分别为15，35，70m3/h，处理效果稳定，运行良好[5]。
国内以河源电厂脱硫废水零排放工艺为典型代表。
河源电厂发电机组容量为2组600MW，脱硫废水处理能力22m3/h，系统投资9750万元。经处理后，实现废水零排放，蒸发结晶系统产生的盐达到二级工业盐标准。河源电厂工艺流程图如图2所示。
图2河源电厂脱硫废水零排放工艺流程图
采用两级预处理，一级反应通过投加有机硫、石灰处理，在线仪表控制废水pH值在10以上，以达到除镁除重金属的目的，反应沉淀物在投加混凝絮凝剂后沉淀去除。
二级反应器内投加碳酸钠，去除硬度同时去除硅，降低蒸发结晶系统的结垢风险。预处理段药剂消耗22～25元/吨。二级沉淀出水调节pH值保证在中性，然后送入后续的四效立管强制循环蒸发结晶系统（MED）进行蒸发浓缩结晶。三水恒益电厂脱硫废水处理工艺主流程与河源电厂工艺类似，预处理采用常规预处理，调节pH值去除悬浮固体后直接送入蒸发结晶系统。三水电厂的蒸发结晶系统采用卧式管喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统（卧式MVC）与两效强制循环蒸发结晶（MED）相结合的处理工艺。
该系统与河源电厂的工艺相比，因为预处理没有进行硬度控制，运行药耗大幅节省。但是，由于硬度很高，水质结构倾向严重，导致后期除垢维护费用增加。
此外，废水中高浓度的氯化钙导致溶液沸点升高，使系统能耗增加[6]。由于恒益电厂的脱硫废水预处理系统没有考虑重金属等杂质的去除，使得结晶固体盐的品质不佳，只能按照危废物处理，进一步运行成本增加。
2.3现有工艺的问题
现有工艺国内外运行业绩较多，技术成熟，工艺流程短，设备种类少。但是，在实际运行中还是存在问题。
（1）设备投资高。热法蒸发浓缩和蒸发结晶设备由于运行条件复杂，进水TDS浓度高，对材质和控制要求较高，技术复杂，导致设备造价很高。虽然大量国产蒸发结晶设备的开发使得工程成本有一定的下降，但是热蒸发系
统的投资仍然占到整个工程投资成本的80％～90%。如果能够降低蒸发单元的处理规模，可以显著降低成个工程的造价。目前，已经出现利用反渗透、正渗透、电渗析等比较经济成熟的浓缩方式代替热浓缩单元的工艺路线。
（2）运行成本高。以河源电厂为例，吨水运行成本为80元，其中预处理段成本占18%，蒸发浓缩和结晶段占82%。吨水电耗22kW•h，消耗蒸汽0.28吨。蒸发浓缩结晶段采用四效MED系统，需要外来蒸汽作为热源，蒸汽成本较高占运行成本的70%以上。而恒益电厂采用卧式MVC和MED想结合的蒸发结晶工艺，吨水电耗20～25kW•h，吨水蒸汽消耗0.05～0.06吨[7]。相比较而言，恒益电厂的运行能耗比河源要低。因而，根据厂区蒸汽来源和电价的情况，采用合理的蒸发结晶工艺对运行成本的控制至关重要。
（3）结晶盐品质不高。为了得到高品质的结晶盐，需要在预处理段去除重金属，并对原水进行软化处理。然而，由于大量的硫酸根无法在于出中有效控制，致使结晶盐通常为氯化钠和硫酸钠的混合物，达不到工业盐的级别只能作为危废进行处理，从而增加了运行成本。即使在控制条件较好的河源电厂，产品品质受进水水质的影响波动较大。因而，经济可靠的硫酸根浓度控制技术对于提高结晶盐品质，降低运行成本，实现资源化非常重要。
3新型脱硫废水零排放处理路线
针对现有脱硫废水零排放工艺存在的问题，越来越多的新工艺已经被开发出来。目前有以下两种已经得到了工程应用。3.1两级预处理/正渗透浓缩（MBC）与蒸发结晶工艺组合
正渗透MBR技术利用自然界普遍存在的渗透原理，利用选择性透过膜两侧溶液的渗透压差作为驱动力，使水自发地从原料液一侧透过选择性膜到达汲取液一侧的浓缩分离方式。正渗透技术在海水淡化、垃圾渗滤液处理等方面都有应用[8-9]。
华能长兴电厂是国内首个采用正渗透技术进行脱硫废水零排放处理的项目，该项目于2015年4月投入运行，处理规模22m3/h。从脱硫塔产生的废水经预处理软化后，采用沃特尔的反渗透-正渗透技术进行浓缩，产生的浓水进入蒸发结晶系统，最终形成结晶盐。其工艺流程见图3。
图3华能长兴电厂脱硫废水零排放工艺流程图
经预处理软化后的废水进入一级反渗透系统进行浓缩，浓缩产生的浓水进入正渗透系统，进一步浓缩后，浓水的含盐量提高至200g/L，随后进入结晶干燥单元。正渗透膜系统产水含盐量一般为5000mg/L左右，无法直接回用，因而回流至一级反渗透系统处理。
一级反渗透的产水送入二级反渗透进行处理，最终产生的淡水电导率在50uS/cm，水质良好，回用于厂区锅炉补给水。二级反渗透产生的浓水则回流至一级反渗透进行再处理。该系统蒸发结晶单元的处理量为1.5～2m3/h[10]，系统运行吨水电耗10.4kW•h，蒸汽消耗0.203吨。但结晶盐仍为硫酸钠和氯化钠的混盐，质量百分数为95%。
3.2预处理/纳滤反渗透分盐浓缩与蒸发结晶工艺组合
纳滤是介于反渗透和超滤之间的一种压力驱动膜过程，通常对分子量在20～100之间的低分子有机物和多价盐截留较高，而对单价盐和小分子物质的截留率较低。这个特性使得其在分盐浓缩领域受到广泛关注，并被应用到脱硫废水零排放领域。
在预处理的基础上，采用抗污染纳滤膜对高盐废水进行浓缩处理，硫酸根、钙离子等高价离子被纳滤膜截留在浓缩液侧，氯离子和钠离子等透过纳滤膜进入透过液侧被分离出来，实现高盐废水脱二价盐目的。现有市场纳滤膜产品丰富，硫酸根和钙离子的截留效率高，基本能满足后续浓缩的需求。
京能涿州电厂的脱硫废水零排放采用这一工艺路线，预处理后的水经纳滤系统分盐，然后送入后续的反渗透系统进行浓缩，产水厂区回用，浓水送入蒸发结晶单元处理。其工艺路线见图4。
图4京能涿州电厂脱硫废水零排放工艺流程图
经预处理后的水送入纳滤系统进行分盐，产水在脱除大部分硫酸根后进入反渗透系统浓缩。浓缩液送入蒸发结晶单元处理，以期得到纯度在98.5%的氯化钠结晶盐，可以作为一级工业盐销售。该系统处理能力22m3/h，目前正在建设中。
4结束语
以我国现有燃煤电厂38977亿kW•h发电量的规模来看，脱硫废水零排放的市场巨大。现有两级预处理和热蒸发浓缩结晶组合的工艺虽然技术成熟，但是投资大、运行费用高、产品盐品质低，这些问题亟待解决。但是解决这些问题的关键点在于开发新型蒸发浓缩替代工艺、提高浓缩倍率降低蒸发结晶段处理量和增加分离硫酸根提高产品盐品质等方面。已有的新工艺正式针对这些关键点进行的改进，但是由于业绩少，需要更多的实际运行参数做后期评估。
参考文献略
《石化技术》作者：张微尘，钟振成，李小端，程子洪，李国涛，刘捷
第五篇：元宝山矿低区锅炉维修技术方案说明
元宝山矿水电公司低区20T
热水锅炉维修技术方案说明
一、锅炉概况及运行现状；
元宝山矿水电公司低区 20T热水锅炉是赤峰锅炉厂制造。该锅炉设计压力为1.0MPa,使用压力0.35MPa,额定热功率14MW，热水出口温度95℃。炉顶出现裂纹，炉内、外墙体倒塌，悬浮拱脱落。
二、锅炉大修主要技术方案：
1、拆除炉墙、耐火保温墙、耐火混凝土等并清理外运。
2、砌筑炉墙、耐火墙及耐火混凝土浇注等。
3、锅炉外墙刷涂料描砖缝等。
4、脚手架搭设和拆除。
5、锅炉外墙刷涂料描砖缝等。
2012年5月26日
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