清道夫环保网分享:燃煤烟气脱硫脱硝除尘一体化净化解决方案

清道夫环保网分享:燃煤烟气脱硫脱硝除尘一体化净化解决方案

一、达标排放催生燃煤烟气净化技术升级

国家发改委、环保部、能源局发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求严控大气污染物排放，规定“东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气机轮组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米），中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。”

鉴于目前燃煤电厂采用的脱硫工艺大多为石灰石—石膏法，脱硝工艺为SCR，为适应新标准的要求，采取的主要技术手段为改造环保岛系统“包括低氮燃烧器+选择性催化还原法脱硝+干式电除尘+无泄漏烟气换热器+脱硫装置+湿式电除尘器+无泄漏烟气换热器。其中低氮燃烧器、选择性催化还原法脱硝、干式电除尘器、烟气换热器、脱硫装置要在现有的基础上进行增效改造。”

资深专业人士提出“从已经‘实现’近零排放所采用的技术来看，主要是对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。如果不考虑成本的话，理论上都是可以做到真正的近零排放。这些花大价钱上马的近零排放机组不是通过技术突破实现的，主要是靠一味增加投入来实现的，没有理论创新，毫无意义。”

“比如说脱硫，按照以前的标准，要求二氧化硫排放低于100毫克/立方米，现在要求变成50毫克/立方米，再建一个脱硫塔即可，但是造价就要翻一倍。现在的技术，除了脱硝之外，脱硫、除尘等只要投钱，就能一直降低下去，每降低一个数量级，这个造价就要翻一倍。”

为了满足人类呼吸洁净空气的基本愿望，提高烟气排放标准，减少污染物的排放是必须的。采用增加资金投入、累加设备、累加效果的办法可以解决一些问题，更重要的是通过技术提升来实现对污染物排放的高标准控制。

目前处于研发阶段的同步脱硫脱硝技术有KMnO4/NaOH溶液同时脱硫脱硝技术、酸性NaClO2溶液同时脱硫脱硝技术、钙基吸收剂催化氧化技术、脉冲电晕同步脱硫脱硝技术、电子束辐照脱硫脱硝技术、CuO/r-Al2O3催化吸收法等，上述技术在机理研究、工艺开发上虽都已取得了一定的成绩，但由于往往在关键技术环节的成熟性、技术的整体经济性、关键设备的开发等方面尚存在问题，因此该类技术目前都还不能实现工程应用。

成都华西化工研究所股份有限公司、成都华西堂环保科技有限公司通过十几年的开发研究和工程实践推出了烟气脱硫脱硝除尘一体化净化技术，是全新一代烟气净化技术，具有显著地技术先进性和经济性，可有效推动我国煤电行业实现超低排放达标。

这几项技术开发的指导思想是：

第一、实现可控的达标排放：技术开发的污染物控制指标是遵照国家有关部门和各地方政府制定的不同行业、不同地区的污染物排放标准，及近期颁布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（要求在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）； 

第二、把污染物作为资源回收，在治理污染的同时将硫氧化物变成硫酸、硫磺或者硫铵的原料，将氮氧化物变成硝铵、硝酸盐的原料。特别是中国缺乏集中的硫资源，大量的硫资源广泛分散在煤炭中，在环境治理时同步回收这些硫资源并加以储存将造福子孙后代；

第三、用环保副产品的收益来全部或者部分弥补环保的投入和运营费用，对上网电厂实现3到7年回收环保投资；

第四、环保工程不产生废水等二次污染物排放；

第五、环保工艺技术及装置安全、稳定、可靠长期运行。

二、烟气脱硫脱硝除尘一体化净化技术介绍

2.1 HXT工艺

2.1.1  工艺路线

HXT工艺分三步：

第一步、在选择性非催化还原法脱硝的基础上，在烟气中加入助剂，再用吸收剂干粉或溶液将烟气中的二氧化硫和氮氧化物一次性脱除生成硫酸钠、硝酸钠；

第二步、将第一步生成的硫酸钠、硝酸钠作为原料与氨+二氧化碳（碳酸氢铵）进行复分解反应制得碳酸氢钠和硫酸铵、硝酸铵；

第三步、将第二步生成的碳酸氢钠用于第一步脱硫脱硝的吸收剂，将第二步生成的硫酸铵、硝酸铵制成合格的化肥。

2.1.2工艺流程

HXT工艺系统主要分为烟气脱硫脱硝系统、吸收剂再生单元和化肥联产系统。工艺流程如下：

2.1.2.1  烟气脱硫脱硝

烟气先后通过把还原剂溶液喷入锅炉炉膛中脱硝、烟道内干法喷粉、塔内与循环的吸收剂溶液和助剂溶液充分接触完成脱硫脱硝反应后，净烟气经由烟囱排放；吸收塔排出的硫酸钠和硝酸钠溶液经过滤器去除固体杂质后，进入吸收剂再生单元。

2.1.2.2  吸收剂再生单元

过滤后的硫酸钠和硝酸钠混合溶液送去与碳酸氢氨进行复分解反应，生成的吸收剂返回脱硫脱硝系统，生成的硫铵、硝铵溶液送至化肥联产单元。

2.1.2.3  化肥联产单元

来自吸收剂单元的母液首先蒸发脱水浓缩，得到的固液混合物经离心分离，固体经干燥得到硫酸铵产品，经自动打包机打包后送产品库；液体大部分返回碳酸氢钠再生系统单元的冷冻结晶器，少部分送喷雾干燥器干燥，得到固体混合肥料，打包送产品库。

2.1.2.4  除尘

烟气经过电除尘后一般含尘量在30毫克/立方米，在脱硫脱硝吸收塔中被洗涤除掉90%，排放的烟气中含有一定量的吸收液，吸收液中含有一定量的碳酸氢钠、硫酸钠、硝酸钠，在吸收塔顶部加装有清水洗涤段和除沫器保证排放的烟气中不含吸收液成分。

2.1.3  原材料及副产品构成

2.1.3.1  消耗原材料

氨+二氧化碳（或碳酸氢铵）、硫酸钠。

2.1.3.2  副产品化肥

符合国家标准的硫酸铵、硝酸铵，均为我国农业可使用和销售的化肥；亚硝酸钠或硝酸钠为可销售的化工原料。

2.1.4  技术特点

2.1.4.1  技术指标高

对控制排放的污染物具有很高的去除率，可达到《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》指标：即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米；

2.1.4.2  经济性好

投资较低：由于钠基脱硫剂自身具有优良特性，所以设备及设备构架较现有装备简化，因此在高标准排放指标条件下投资较石灰石—石膏法低；

运行费用低：由于钠基脱硫剂的高效，吸收液停留时间短，溶液循环量小，所以吸收塔远较石灰石—石膏法能耗低，且吸收液可循环再生使用，因此运行费用较石灰石—石膏法低；

副产品收益：装置投运后，可通过出售硫酸铵及硝酸铵肥料、硝酸盐等副产品从而产生运营收益，而其他技术不具备盈利能力；

上网电厂享受排污政策性补贴：投资回收期为3到6年。

2.1.4.3  环保

该技术的环保特性体现在治理大气污染和实现废物的资源化利用两个层面。整套装置无废水排放，无新生固体及气体排放物。

2.1.4.4  装置运行可靠

装置主体设备和相关配套设备均为国内主流制造企业提供、长期运行过的工业设备技术成熟、设备可靠性高，可保证装置与发电机组同步运行。

2.1.5  技术关键点

第一点，吸收液的选择：系统同时脱除二氧化硫和氮氧化物，要求吸收液能同时吸收二氧化硫和氮氧化物，而不吸收二氧化碳、不被氧化。既作为吸收介质又作为化学反应的原料，我们选择的碳酸氢钠溶液可以满足这一要求。

第二点，助剂的选择：要求选择的助剂需配伍吸收剂溶液对二氧化硫和氮氧化物高效快速的吸收，又要求在系统中不产生副作用（如腐蚀、堵塞等）而且易得、价格低。

第三点，碳酸氢钠作为吸收液被消耗，在装置中通过系统循环自给自足，从而使该技术具有高效而经济的特点。

同时，技术的关键还在于：实现了多种成熟工艺的无缝对接和多种简单技术的灵活运用。表现在成功采用选择性催化/非催化还原脱硝工艺，干式、湿式碳酸氢钠烟气净化工艺，氧化、还原脱硝、络合物脱硝技术的有机组合，多种净化技术协同应用；对脱硫脱硝过程生成硫酸钠、硝酸钠溶液，则采用复分解化学反应，用成熟的制碱工艺和化肥生产工艺，同步实现了碳酸氢钠的制备、回用，以及硫酸铵、硝酸铵化肥的生产，极大地降低了脱硫脱硝成本。

2.1.6  技术经济分析（燃煤电厂）

根据西南电力设计院等单位提供的电厂的项目条件，我们进行了方案设计，综合经济指标如下表：

表6.1  300MW燃煤电厂投资收益估算表

表6.2 600MW燃煤电厂投资收益估算表

表6.3 1000MW燃煤电厂投资收益估算表

注：以上3表未计入电煤与高硫煤差价收益部分。

由表6.1、6.2及6.3可以看出：

第一、采用HXT工艺电厂建设投资大约在每千瓦350到500元，投资与电厂所使用的燃煤的含硫量有关，燃煤含硫量越高投资越大。即便应用于1000MW且燃用含硫量为4%高硫煤的电厂，建设投资依然可以回收。随着电厂规模的扩大，投资回收期有所缩短；随着燃煤含硫量的增加，投资回收期有所延长。HXT工艺应用于1000MW且燃用含硫量为1%的低硫煤电厂，投资回收期最短为2.8年。HXT工艺应用于300MW且燃用含硫量为4%的高硫煤电厂，投资回收期最长为7.8年。

第二、采用HXT工艺，装置的运行费用(包括原材料、电费、设备折旧、人员工资等)，明显低于石灰石—石膏法。

第三、采用HXT工艺，副产品的收益加上网电价可以在有限期内回收脱硫脱硝除尘装置投资。

2.1.7工程示范

6万千瓦燃煤热电厂脱硫脱硝装置：处理烟气量40万方/小时，合同考核指标烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度设计值分别不高于20、100、100毫克/立方米。已经完成施工设计，开工建设，计划在2015年6月投产。

20万千瓦燃煤热电厂脱硫脱硝装置：处理烟气量80万方/小时，合同指标原为烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度设计值分别不高于20、100、100毫克/立方米；初步设计审查确定考核指标为烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度设计值分别不高于10、35、50毫克/立方米。已经完成初步设计，预计在2015年8月投产。

2.2  离子液循环吸收法

2.2.1  工艺路线

采用离子液水溶液在常温下吸收烟气中的二氧化硫，在温度高于摄氏100度时解析出二氧化硫实现脱除和回收二氧化硫的工艺。

离子液是由阴离子和阳离子组成的有机盐、在常温下呈液体状态易溶于水的物质。离子液体的主要特点有：（1）离子液一般没有蒸汽压，所以在使用过程中不产生对大气造成污染的有害气体，也不会因蒸发而损耗；（2）可以通过采用不同的阴、阳离子组合来调节离子液的物理和化学性质；即离子液具有优良的可设计性，可以通过分子设计获得特殊功能的离子液体。因此，离子液被称为“绿色可设计溶剂”。

脱除二氧化硫后的烟气通过吸收塔顶部助剂槽和填料层时，与助剂充分反应生成硝酸盐后，送至后序系统并得到硝酸盐产品。最终的净烟气经过除雾器除去雾滴，经烟囱排入大气。

2.2.2  工艺流程

燃煤锅炉烟气和烧结尾气，通常温度（80~280℃）、湿度均较高且含有一定量的粉尘，进入脱硫脱硝装置前需对烟气进行降温、除尘处理后才能进行脱硫脱硝，故一般采用如下工艺流程（图2）：

烟气经水洗冷却塔(1)除尘降温后送入吸收塔(2)，烟气中SO2在吸收塔下部被离子液吸收，脱硫后的烟气进入上部由助剂吸收NOx，脱除SO2和NOx的净烟气经除雾器送烟道放空。吸收SO2后的富液由塔底经泵(4)进入贫富液换热器(11)，回收热量后入再生塔(3)上部；解吸出的SO2连同水蒸气经冷凝器(8)冷却后，经气液分离器(9)除去水分，得到纯度99.5%的SO2气体，送下工段使用；再生气中被冷凝分离出来的冷凝水由泵(10)送至再生塔顶部；富液从再生塔上部进入，通过汽提解吸部分SO2，然后进入再沸器(6)，使其中的SO2进一步解吸；解吸SO2后的贫液由再生塔底流出，经泵(5)、贫富液换热器(11)、贫液冷却器(12)换热后，进入吸收塔(2)上部，重新吸收SO2；吸收剂往返循环，构成连续吸收和解吸SO2的工艺过程；SO2送至硫酸装置制硫酸、克劳斯装置制硫磺或其他装置制含硫化合物。吸收NOx后生成的硝酸盐溶液，送至后端生产出纯净的硝酸盐产品。

2.2.3  原材料及副产品构成

2.2.3.1  消耗原材料

HXDS脱硫溶剂、吸附剂、烧碱、树脂；

2.2.3.2  副产品

符合国家标准的硫磺、液体二氧化硫、硫酸或其它硫化工产品，均为我国可使用和销售的工业产品。

2.2.4  技术特点

2.2.4.1  技术指标高

对控制排放的污染物具有很高的去除率，可达到《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》指标：即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化碳、氮氧化合物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米；

2.2.4.2  经济性好

投资低：占地面积小，适应范围广，在烟气含硫量从0.02% 到5%的范围内运行成本稳定，对各类烟气无限制，在烟气中硫含量较高时，本技术的投资和操作成本更具优势；

运行费用低：无需常规的大量运输，无需规划运输/堆仓用地，因此节约运力，可采用废热实现再生，因此能耗低，且不随烟气中硫含量上升而明显增加；

有副产品收益：装置投运后，可通过出售液体二氧化硫、硫酸、硫磺或其它硫化工产品盈利从而产生运营利润；

2.2.4.3  环保

该技术的环保特性体现在治理大气污染和实现废物的资源化利用两个层面。无二次污染，场地无粉尘，无强噪声，无新生固体、气体排放物。

2.2.4.4  装置运行可靠

工艺流程经典、简洁，自动化程度高，可实现三年无系统故障运行，开停车方便，调试和维修费用低。

2.2.5  技术关键点

第一点，吸收液稳定：选择离子液进行脱硫，是利用“离子液”对二氧化硫选择性吸附的特性，低温只吸收尾气中的二氧化硫，高温再将二氧化硫自富液中解吸出来，得到99%以上纯度的二氧化硫气体。同时要求离子液的抗氧化不降解，使得离子液本身基本不消耗，从而使该技术具有高效而经济的特点。

第二点，系统不堵塞：一般烟气中含有30~50毫克/立方米的粉尘，在吸收过程中进入吸收液形成渣滓，随着溶液在系统中流动。由于系统中有许多换热设备，渣滓极易在这些设备中沉积形成堵塞。通过强化水洗除尘降温效果，改进再生系统操作条件，严格控制吸收液盐浓度、pH值等措施，可以有效地避免粉尘在系统中的累积以及硫磺颗粒的析出等形成堵塞。

第三点，设备防腐：系统中的许多设备处在酸性条件下运行，有的温度在摄氏100度左右，对设备有一定的腐蚀性。采取合理选择设备材质、挑选合适的制造商、建立完备的设备制造质量保证体系，腐蚀问题可以得到较好的解决。 

第四点，降低能耗：本装置的主要消耗是吸收液再生时用于加热的蒸汽，本公司自主开发的节能流程采用了热泵技术，极大地降低蒸汽和循环水的消耗。

2.2.6  技术经济分析

根据本公司设计的大量工程实例及西南电力设计院等单位提供的电厂项目条件，我们进行了方案设计，综合经济指标如下表：

表6.1  600MW燃煤电厂投资收益估算表

由表6.1可以看出：

第一、采用离子液循环吸收法工艺，电力煤含硫量对投资影响不显著，燃煤含硫量≤2.50%时，电厂建设投资大约在每千瓦750元，燃煤含硫量3.00%～5.00%时，电厂建设投资大约在每千瓦到790元。随着燃煤含硫量的增加，投资回收期从7年到5年逐渐缩短，当离子液循环吸收法工艺应用于含硫量高达5%高硫煤的电厂，建设投资可在5年回收。

第二、采用离子液循环吸收法工艺，装置的运行费用（包括原材料、电费、设备折旧、人员工资等），低于石灰石—石膏法。

第三、采用离子液循环吸收法工艺，副产品的收益加国家上网电厂补贴可在有限期内回收投资，所用燃煤含硫量越高投资回收期越短，所以特别适合用高硫煤做燃料的电厂。

2.2.7工程示范

360坪烧结机烧结烟气脱硫装置：处理烟气量120万方/小时，于2010年12月底建成投产。

已成功用于十多个有色金属冶炼烟气脱硫除尘装置。

2.3  应用领域

2.3.1  HXT工艺

燃煤电厂锅炉烟气、钢铁烧结烟气、有色冶炼烟气、焦化厂烟气、玻璃炉窑烟气、水泥炉窑烟气等行业。

特别适合副产品为化肥和纯碱的行业。

2.3.2  离子液循环吸收法

燃煤锅炉、钢铁烧结烟气、有色冶炼、石油化工尾气、克劳斯制硫尾气、建材、硫酸厂尾气及其他产生二氧化硫、氮氧化物等污染物烟气行业。

特别适合副产品为硫酸、硫磺及液态二氧化硫的行业。

2.4  自主知识产权

HXT技术、离子液循环吸收法技术具有自主知识产权，已申请三十多项专利。

三、中小型燃煤锅炉烟气治理

中国环境保护部及国家质量监督检验检疫总局于2014年5月16日联合发布了GB13271-2014《锅炉大气污染物排放标准》，标准中明确限定了单台出力65t/h及以下各种锅炉的烟气排放标准，其中重点地区燃煤锅炉排放烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化合物排放浓度分别不高于30、200、200毫克/立方米（在基准氧含量9%条件下）。环保部已将淘汰10t/h及以下的燃煤小锅炉纳入污染减排年度考核，并禁止新建20t/h及以下的小锅炉。

从环保角度讲，中小型燃煤锅炉由于数量多、分布广、低空排放的特点，其对大气质量的负面影响不容小觑；从经济角度来看，尽管无论是前端的电锅炉、燃气锅炉改造，还是后端采用传统的石灰石-石膏法脱硫叠加SCR脱硝的方法都能够达到国家的排放指标，但企业不仅前期需要投入大量资金，后期还需要支付高额的运行费用。因此尽管环保部门在前期投入时给予环保资金补助，也很难调动企业的改造积极性。

针对中小型燃煤锅炉的烟气治理问题，我公司推出了HXT工艺的新型路线，不仅解决了环保问题，更减轻了企业的经济负担，实现了环境效益和经济效益的统一。

3.1 中小型燃煤锅炉烟气治理路线

第一步、采用HXT工艺将烟气中的二氧化硫和氮氧化物一次性脱除生成硫酸钠、硝酸钠产品，将硫酸钠、硝酸钠产品出售给周边配套建设的HXT吸收剂厂，企业无需为副产品的销路问题担忧；

第二步、HXT吸收剂厂生产出合格的吸收剂产品，再以较优惠的价格出售给企业。

3.2 技术经济分析

根据本公司设计的大量工程实例，以SO2、NOx含量分别为1000、400毫克/立方米为例，我们进行了方案设计，综合经济指标如下表：

注：副产品收益随烟气污染物含量有所波动。

四、试点推广计划

在实验研究的基础上完成核心技术