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湿式电除尘器成为湿法脱硫后控制细颗粒物排放的最佳选择

[2015-07-09] 点击:

大气环境形势严峻,PM2.5控制势在必行

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中规定,一般地区燃煤锅炉烟囱烟尘排放限值30mg/m3,重点地区燃煤锅炉烟囱烟尘排放限值20mg/m3,汞及其化合物污染物排放限值0.03mg/m3

根据新修订的《环境空气质量标准》(GB3095—2012),将PM2.5纳入强制监测范畴,并明确规定了时间要求,到2015年,在我国所有地级以上城市开展PM2.5监测;2016年,各地都要按照新修订的标准监测和评价环境空气质量状况,并向社会发布结果。

国务院在《重点区域大气污染防治“十二五”规划》的批复意见中明确指出:到2015年,重点区域工业烟粉尘排放量下降10%;可吸入颗粒物(PM10)、细颗粒物(PM2.5)年均浓度分别下降10%、5%。其中,京津冀、长三角、珠三角等13个重点区域将PM2.5细颗粒物纳入考核指标,细颗粒物年均浓度下降6%;上述区域复合型大气污染要得到有效控制,酸雨、灰霾和光化学烟雾污染明显减少。

新标准、严要求,是基于我国严峻的大气环境形势。近年来,在传统煤烟型污染尚未得到控制的情况下,以臭氧、细颗粒物(PM2.5)和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日益突出,区域内空气重污染现象大范围同时出现的频次日益增多,严重制约社会经济可持续发展,威胁人民群众身体健康。

实施控制细颗粒物及前体污染物排放的重点领域包括工业污染源、移动污染源、生活污染源、农业污染源、各种施工工地、各种粉状物料贮存场等。其中工业污染源包括:火电、钢铁、建材、化工、炼油、有色冶金、各种锅炉和窑炉、各种废物焚烧装置、各种表面喷涂装置等。2005年的研究资料显示,燃煤电厂直接排放的PM2.5约占全国PM2.5排放量的10%左右,加之由燃煤产生的二次颗粒物,燃煤电厂排放PM2.5占全国PM2.5比例还会更高。

大气环境形势严峻,燃煤电厂对细微颗粒的控制势在必行。多一道把关设备,实现燃煤电厂终端控制

目前,国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛工艺流程一般是由脱硝、除尘器、湿法脱硫组成,烟气从湿法脱硫后直接进入烟囱,如图1所示。脱硝负责脱除NOx,除尘器负责烟尘治理,湿法脱硫负责脱除SOx。

然而,脱硝设备工作时,在催化剂的作用下,伴有SO2转化为SO3的副反应,使烟气中的SO3含量大为增加。作为脱硝还原剂注入烟气中的NH3,在实际运行中会产生部分逃逸。但在现行工艺流程中,SO3和逃逸的NH3并不能得到有效去除。

对于湿法脱硫,一方面,通过脱硫浆液的洗涤作用可脱除烟气中的部分颗粒物;另一方面,由于存在脱硫浆液雾化夹带、脱硫产物结晶析出,也会形成PM2.5。脱硫塔对SO3的去除率很低,SO3以气溶胶的形式随烟气排出。吸收塔顶部设置的机械式除雾器对水雾、烟尘、重金属和气溶胶粒子的脱除能力有限。由于大量SO3的存在,进入烟囱的湿烟气处于酸露点以下,其冷凝液对烟囱造成腐蚀。因为现有湿法脱硫系统去除PM2.5细颗粒物的能力很弱,对汞和SO3气溶胶等的脱除也有限,从而导致烟囱风向的下游经常出现“酸雨”、“石膏雨”等现象,或是有长长烟尾的“蓝烟”现象。

上述分析表明,在燃煤电厂传统工艺流程中,烟尘控制主要靠湿法脱硫前端的除尘装置实现,但不能控制后端湿法脱硫产生的细微颗粒粉尘。因此,无论除尘装置的除尘效率有多高、湿法脱硫能除去多少前端逃逸的烟尘,烟囱排放也一定包含湿法脱硫洗涤之后仍未脱除的前端逃逸烟尘、湿法脱硫自身产生并排出的PM2.5细微颗粒物和气溶胶。现行湿法脱硫工艺允许排出的雾滴含量是75mg/m3,其含固率约为20%,这意味着,现行湿法脱硫工艺容许排出的粉尘浓度就达到15mg/m3。烟囱排放要实现国家标准要求的30mg/m3或20mg/m3,在保证除尘装置除尘效率的基础上,还要尽量减少脱硫工艺产生的细颗粒物。

在目前的烟气治理岛工艺流程中,湿法脱硫之后没有对脱硫工艺产生的细颗粒物进行控制,还有烟尘、PM2.5、SO3、汞及重金属等多种污染物直接从烟囱排出,处于一种自由开放状态。因此,在湿法脱硫装置之后,需要再有一道把关设备,湿式电除尘器是最佳选择。

国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛的工艺流程

国内燃煤电厂锅炉尾部现有的烟气治理岛的工艺流程

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