电力行业解决方案

发布时间:2019-11-13 作者:admin

行业背景

　　近年来，工业化、城市化、市场化的快速发展对电力的需求急剧膨胀，极大的刺激了电力行业投资规模的扩张，在以火电为主的发电结构下，决定了电力行业是高能耗、高污染的行业。2001年以来，电力行业一直是重污染行业。

　　据统计，我国火电发电设备常量累计达8.4亿千瓦，占同期全国总装机容量的72%，较往年略有下降；水电和核电发电设备容量占同期总装机容量的21%，基本与往年同期持平。火电在新增产能中开始弱化，在存量产能中的主导地位依然牢固。

　　在火力发电机组中，主要可划分为燃煤型机组和燃气机组。燃煤机组产生的污染属于典型的煤烟型污染，以烟尘和酸雨的危害大，主要污染物有烟尘、硫氧化物（SO2、SO3）、氮氧化物（NOx)、二氧化碳、微量重金属等；针对燃气机组主要且首要污染物为氮氧化物（NOx)。

　　煤炭作为我国现行主要能源结构，约占总能源60%。六大发电集团的日均耗煤量也持续走高；电煤消耗攀升导致了火电厂污染势排放负荷加大，为了实现排污总量控制或者排污消减，环保政策更严格化、排放标准执行更低标准；一些地区正在推行燃气机组替代燃煤机组，但是受燃气机组上网电价和供热价格均显著高于燃煤机组加重了发电企业和地方负担；天然气供需矛盾的日益加剧等因素影响将导致燃气机组运营面临的风险加大。

环保政策及排放标准

　　2011年环保部颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），2012年实施；2014年7月1日起，现在所有的火力发电锅炉及机组均执行表1标准；地区执行表2标准；详见下页表1、表2；根据目前现有环保政策及大气污染现状，环保标准日益严格，为适应新的环保要求，很多地区和企业不在是执行地区或者地区的环保标准；而是提出了“超低排放”、甚至“超超低排放”；

表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值

单位：mg/m3（烟气黑度除外）

序号	燃料和热能转化设施类型	污染物项目	适用条件	限值	污染物排放监控位置
1	燃煤锅炉	烟尘		30	烟囱或烟道
		二氧化碳		100
				200^（1）
				200
				400^（1）
		氮氧化物(以NO2计)		100
		氮氧化物(以NO2计)		200^（1）
		汞及其化合物	全部	0.03
2	以油为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟尘	全部	30
		二氧化硫	新建锅炉及燃气轮机组	100
		二氧化硫	现在锅炉及燃气轮机组	200
		氮氧化物(以NO2计)	新建锅炉	100
			新建锅炉	200
			燃气轮机组	120
3	以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟尘	天然气锅炉及燃气轮机组	5
		烟尘	其他气体燃料锅炉及燃气轮机组	10
		二氧化硫	天然气锅炉及燃气料轮机组	35
		二氧化硫	其他气体燃料锅炉及燃气轮机组	100
		氮氧化物(以NO2计)	天然气锅炉	100
			其他气体燃料锅炉	200
			天然气燃气轮机组	50
			其他气体燃料燃气轮机组	120
4	燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟气黑度(林格曼黑度)/级	全部	1	烟囱排放口
注	（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值（2）采用W形火焰炉膛的火力发电锅炉，现打循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。

表2 大气污染物特别排放限值

单位：mg/m3（烟气黑度除外）

序号	燃料和热能转化设施类型	污染物项目	适用条件	限值	污染物排放监控位置
1	燃煤锅炉	烟尘	全部	20	烟囱或烟道
		二氧化硫	全部	50
		氮氧化物(以NO2计)	全部	100
		汞及其化合物	全部	0.03
2	以油为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟尘	全部	20
		二氧化硫	全部	50
		氮氧化物(以NO2计)	燃油锅炉	100
		氮氧化物(以NO2计)	燃气轮机组	120
3	以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟尘	全部	5
		二氧化硫	全部	35
		氮氧化物(以NO2计)	燃油锅炉	100
		氮氧化物(以NO2计)	然气轮机组	50
4	燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组	烟气黑度(林格曼黑度)/级	全部	1	烟囱排放口

㈡脱硝工艺

针对目前应用成熟、且运行稳定的主流脱销工艺分为：

①SNCR-选择非催化还原技术 ②SCR-选择性催化还原技术
③SNCR+SCR联合脱硝技术 ④强氧化脱硝

各脱硝工艺对比：

项目	SCR	SNCR	SCR-SNCR	强氧化脱销
还原剂	NH3或尿素	NH3或尿素	NH3或尿素	臭氧、次氯酸、次氯酸钠等强氧化剂
反应温度	250-420℃	850~1150℃	前段：850~1150℃ 后段：250-420℃	120~150%
催化剂	Ti02、V205、W03	不使用催化剂	后段加装少量 Ti02、V205、W03	不使用催化剂
脱硝效率	70-90%	30~70%	40~80%	30~80%
反应剂喷射位置	多选择省煤器与SCR反应器间的烟道内	通常在炉膛内喷射	综合SNCR和SCR	烟道出口
NH3逃逸	小于3ppm	5~8ppm	小于5ppm	无
SO2/SO3氧化	会导致SO2/SO3氧化	不导致S02/S03氧化	SO2/SO3氧化较SCR低	会导致SO2/SO3氧化
对空气预热器影响	催化剂中的V、Mm、Fe等多种金属会对S02的氧化起催化作用, SO2/SO3氧化率较高, NH3与C03易形成NH4HS04 而造成堵塞或腐蚀	不会因催化导致S02/ S03的氧化，造成堵塞或腐蚀的概率低于SCR 和混合SNCR-SCR	SO2/SO3氧化较SCR低，造成堵塞或腐蚀的概率较SCR低	因为在空预器后方，故对空预器无影响
系统压力损失	催化剂会造成较大的压力损失	没有压力损失	催化剂用量较SCR少，产生的压力损失相对较小	主要压力损失来源于烟道部分
燃料的影响	高灰分会磨耗催化剂碱金属氧化物会使催化剂钝化	无影响	与SCR相同	无影响
锅炉的影响	受省煤器出口烟气温度的影响	受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布影响	综合SNCR和SCR	无影响
占地空间	大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统）	小（锅炉无需增加催化剂反应器）	较小（需增加小型催化剂反应器）	较小、常与湿法脱硫一直应用

SNCR脱硝工艺技术简介

SNCR脱硝原理

SNCR技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主流的烟气脱硝技术。在炉膛850~1150℃这一温度范围内、无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR烟气脱硝技术。在850~1150℃范围内，NH3或氨水还原NOx的主要反应为：

NH3为还原剂

尿素为还原剂

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