加拿大燃煤发电厂空气污染控制技术

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加拿大燃煤发电厂空气污染控制技术

1、概述

　　在加拿大，由于电力短缺和天然气价格的上涨，将继续建设新的燃煤发电厂。本期发电通讯将所采用的现有技术和中长期技术框架介绍加拿大，目前投入商业运行的减少空气污染物的技术包括：

　　--控制SOX的燃烧过程中的石灰吸收法和烟气脱硫法；

　　--低NOX燃烧器，及控制NOX的再燃烧法和选择催化剂法；

　　--控制烟尘的静电除尘器和布袋除尘器；

　　--蒸汽参数超临界煤粉燃烧技术用于提高效率及减少SOX、NOX、CO2和烟尘的排放；

　　加拿大应用当前技术的排放水平是：
使用钙吸收的烟气洗涤器，SOX　43～86毫微克/焦耳；
使用当前的低NOX燃烧器，NOX　65～86毫微克/焦耳；
使用低NOX燃烧器和选择性催化剂，NOX　22～86毫微克/焦耳；
使用布袋除尘器，烟尘6.5～8.6毫微克/焦耳。

　　每单位电力CO2排放量随热效率的提高而减少，超临界蒸汽循环煤粉锅炉的高位发热值热效率一般为38%，为减少SO2排放使用烟气洗涤器所消耗的电力，相当于每单位电量增加0.5～2%的CO2。

　　对于安装在阿尔伯塔省的亚临界燃煤锅炉，要减少烟气污染物的排放需要增加投资和运行成本，费用如下：

　　烟气脱硫法除去SO2,（ 300～630）美元/吨；

　　低NOX燃烧器除去NOX, （250～500）美元/吨；

　　选择催化剂除去NOX,（ 913～3780）美元/吨；

　　实际的费用将因煤质特性，使用的技术，当地的投资和排放污染物的允许水平而变化。

　　中期(5～10年)可行的技术包括：
整体气化联合循环(IGCC)，
增压流化床燃烧(PFBC)，
控制NOX的磷吸收法，
水银控制的活性碳吸收
温室气体控制的CO2分离和处理。

　　对于IGCC电厂，排放水平是：SOX　12.9～43毫微克/焦耳; NOX　64.5毫微克/焦耳；烟尘低于限制水平；高位发值热效率39.7%。IGCC的排放水平将随着未来空气分离技术和燃气轮机技术的改进而降低。长期(10～20年)的技术正处在研发阶段，将会大大降低排放物，并能够更经济地处理CO2。正在实验的技术包括煤的气化技术，IGCC和燃料电池联合技术，多样的部分气化和燃烧循环技术。长期的技术发展目标(美国)是：SOX　4.3毫微克/焦耳，NOX　2.2毫微克/焦耳，烟尘2.2毫微克/焦耳，高位发热值热效率60%和CO2的分离。

　　2、背景

　　由于发电量的短缺及相当高的天然气价格，阿尔伯塔省需要建设燃煤发电厂。用现有技术批准建设新的燃煤发电厂，一方面考虑燃煤发电厂的经济效益、投资、另一方面要考虑排放SOX、NOX粉尘污染及温室气体，所造成的空气污染。

　　阿尔伯塔省正在评估限制燃煤发电厂污染排放的规定。为制定切实可行的指导方针，以下内容概述了现有的技术，或正研发的技术，以减少发电厂污染排放的数量。

　　燃煤发电厂绝大多数技术在美国、欧洲和日本。控制排放污染物的系统和单位是不同的，美国的资料是英制单位。煤的热能转换成电度的效率可以用煤的高位发热值表述，也可以用煤的低位发热值来表述。

　　3、范围

　　为帮助阿尔伯塔省制定燃煤电厂的排放指南，这份报告归纳如下：
控制SOX、NOX、烟尘、水银和CO2排放的技术，考虑阿尔伯塔煤的特性，这些技术能够达到的排放水平；
短期，中期和长期的解决方案；
满足排放标准的投资。

　　发电厂的排放标准很大程度上确定了需要的技术水平，并对投资和运行成本造成很大影响。下面说明的技术有一部分适合老电厂的改造。

　　阿尔伯塔省煤储藏量丰富。可以预计，煤仍将是阿尔伯塔省主要的发电燃料。下面讨论的技术将分为短期(现在到5年)，中期(5～10年)和长期(10～20年)。

　　4、煤的特性

　　煤的特性对于选择最小排放污染物的发电技术有显著影响。影响技术选择和排放的煤的特性包括：
硫的含量和热值－确定最大的SOX排放和设计及去除SOX设备的运行费用。
灰的含量和成份－影响设计、热交换器表面和运行、烟尘去除设备。
氮的含量—N的含量部分确定NOX排放量，但是主要影响燃烧器的设计。
可燃率(固定碳/可燃成分)
燃烧反应特性—影响飞灰中未完全燃烧碳的含量，和减少NOX排放量对于燃烧特性的选择。
飞灰中的电阻特性—确定静电除尘器的特点。
金属杂质含量—绝大部分金属(除了汞和锶)作为灰尘排放掉，汞和锶将随烟气排放。

　　正在考虑建设坑口电厂的阿尔伯塔省的煤属于烟煤，热值相对较低，尽管发热量较低，煤种的多种特性有利于发电厂的建设，这些特性包括：
较低的硫的含量，典型煤硫的含量小于0.5%。
较高的燃烧反应特性－飞灰中碳的含量较低，通过燃烧能较好地控制NOX排放。
较低的金属杂质含量。
灰中钙的含量较高，将有利于硫的去除。

　　5、近期技术

　　近期技术是指当前已有的可靠性较好，并已有商业运行经验的技术。世界范围来看，绝大多数电厂单机容量大于200MW，使用煤粉燃烧和蒸汽发电技术。热能转换成电能的效率受蒸汽温度，蒸汽压力，汽轮机效率和排烟温度的限制。对于亚临界煤粉燃烧发电厂，一般情况下，煤中高位发值的35%能转换成电能。

　　下面讨论的技术是针对阿尔伯塔省低硫、贫煤，采用煤粉燃烧技术，它的空气污染控制技术大多归美国、欧洲、日本所有。

　　5.1 SO2的减少

　　煤燃烧而产生的SO2，可以通过钙吸收而去除，钙吸收可以发生在燃烧过程中，如硫化床，也可以发生在烟气处理过程中，如烟气脱硫系统。

　　5.1.1 通过烟气处理除去SO2

　　煤中的硫通过燃烧生成SO2，并随烟气排放，大气中SO2危害在于形成酸雨。对于低硫煤而言，烟气脱硫法(FGD)是煤粉燃烧炉可以减少SO2排放的方法。1970年以来，FGD以多种方式投入商业运行，FGD还可以减少煤中金属元素的排放。主要的FGD方法如下：
湿式洗涤器
喷射干式洗涤器
吸附剂吸收工艺

　　上述方法都是钙的吸收法，例如石灰石或石灰，这些原料便宜且容易得到。这些材料与SO2反应生成固体材料，这种固体材料可以作商业用，也可以填埋。湿式洗涤器系统可以生产化肥，其它方法产生废弃的灰泥。每除去1吨SO2要产生3～4吨废料。

　　由于湿式洗涤器能生产化肥并能除去99%的SOX，因而其占FGD市场份额的87%。几个能制造湿式洗涤器的公司，其设备性能各有优缺点。喷射干式洗涤器将是下一个最大FGD市场份额的方法。这种系统喷射石灰水到烟气中，然后水蒸发掉，石灰与SO2反应生成硫酸钙盐，固体的硫酸钙盐随飞灰进入布袋式除尘器而去掉。这种方法可去掉95%的SO2。

　　吸附剂吸收过程是将粉末状的石灰石喷射到750℃～1250℃的炉中，石灰石生成CaO,再与SO2反应形成CaSO4。这种吸着办法相对便宜，但是在Ca/S比是2：1的情况下，只能除去50%的SO2。对低硫煤而言，SO2除去的数量较低。

　　现有的FGD系统可以把SO2排放量降到43～86毫微克/焦耳。FGD的投资费用已经降低了许多。湿式洗涤器系统投资为100美元/KW～125美元/KW。运行费用由石灰石消耗费和废物处理费用来决定。据报道，湿式洗涤器的维护费用为每除掉1吨SO2需要300美元到630美元。湿式洗涤器消耗的电量会使厂用电率提高1～2百分点。干式喷射洗涤器的投资为80～90美元/kw。运行费用为每除去1吨SO2需要600美元，并消耗0.5～1%的发电量。除去SO2消耗的电量相当于增加0.5～2%CO2排放量。

　　5.1.2 通过流化床燃烧降低SO2

　　SO2可以在流化床燃烧系统内通过在煤中加入钙吸附剂而去掉。流化床燃烧系统可以燃烧大颗粒的煤，可以在泡式流化床中燃烧，也可以在循环硫化床中燃烧，由于流化床的燃烧温度较低(800℃～900℃)，因此总的NOX排放量也会降低。

　　流化床系统在大于200MW发电机组上煤粉燃烧系统相比没有竞争力，流化床通常烧一些煤粉炉很难烧的煤，如高水份，高灰份和高硫份的煤。

　　5.2　NOX减少

　　在煤粉燃烧中，NOX的基本形式是NO，NO2也可能产生在低温燃烧的流化床锅炉中。NOX的危害在于它能形成酸雨，产生臭氧，形成土壤中的固定氮，NO2也是一种温室气体。

　　煤燃烧生成NOX通过以下两种途径：

　　－热NOX－由高温条件下空气中的O2气和N2气生成。

　　－燃料NOX－由燃料中的氮氧化而成。

　　热NOX和燃料NOX的形成是由燃烧情况决定的，与火焰长度、温度和过氧量有关。

　　现有减少NOX的技术包括：

　　－为减少NOX形成改变火焰生成条件（低NOX燃烧器）

　　－在靠近火焰区喷射碳氢化合物使NOX形成N2氧（再燃烧）

　　－处理烟气使NO2生成N2气（SNCR或SCR催化剂）

　　5.2.1 低NOX燃烧器

　　煤粉锅炉燃烧器布置有2种，墙式或角式。低NOX燃烧器系统对这两种都是合适的。

　　改变燃烧区域的燃烧条件是最有效的减少NOX排放的办法。低NOX燃烧器综合了以下技术的一部分或全部。

　　－通过减少过量空气减少氧的浓度

　　－通过减少混合强度减少火焰温度

　　－增加开始燃烧阶段的煤粉量，促使燃料中的氮转换成N2气而不是NOX

　　－在氧量较多（二次风）的区域完全燃烧碳氢化合物和CO，

　　－有时在三次风区域燃烧完三次风携带的煤粉。

　　低NOX燃烧器已经研制了20多年，这种技术减弱了火焰的强度，从而导致了飞灰中碳含量的增加。低NOX燃烧器也会导致热交换器表面因空气的减少而增加对金属的腐蚀速度。低NOX燃烧器现在仍在进行广泛的研究和全面的测试。

　　阿尔伯特的烟煤用低NOX燃烧器可能相对较好。Babcock公司估计其最新研制的CCR型燃烧器可以使NOX排放量减至64.5毫微克/焦耳。低NOX燃烧器运行费用可以忽略不计，投资费用每去除1吨NOX需要250美元～500美元。

　　5.2.2 再燃烧

　　在主燃区域生成的NOX可以经过再燃烧使部分NOX转换成N2，即把再燃烧的燃料如天然气输入到主燃区域的上部，使其与NOX反应生成N2。再燃烧区域也需要额外的空气燃烧碳氢化合物。再燃烧区域提供的热量相当于锅炉需要总热量的10－20%，经过再燃烧后，NOX排放量会减少60%。其它燃料如煤也可作为再燃烧燃料但会导致飞灰中含碳量的增加。

　　现代低NOX燃烧器燃烧烟煤可以达到甚至低于再燃烧办法而排放的NOX数量。

　　5.2.3 选择非催化剂减少法（SNCR）

　　氨的化合物喷入900－1100℃的锅炉燃烧区域后会和NOX反应生成N2气。SNCR所用的反应剂包括无水氨、尿素和含水氨。由于发生反应的温度范围很窄，因此喷入锅炉反应剂的数量随负荷变化而变化，避免未发生反应的氨随烟气而溜走。

　　SNCR方法安装费用并不高，但并不能达到燃烧烟煤的低NOX燃烧器去除NOX的水平。

　　5.2.4选择催化剂减少法（SCR）

　　SCR法1980年在日本开始应用，在德国是1986年，在美国1990年。由于安装和维护复杂，花费昂贵，因此SCR技术只有在对NOX排放要求很高（排放量很低）的情况下才使用。

　　氨的化合物输入到烟气中，SCR催化剂在氨的作用下使NOX生成N2气，反应的最高温度为300～400℃。SCR装置安装在静电除尘器或布袋除尘器之前烟尘比较集中的地方。需要准确的控制系统以便最大限度地去除NOX，最小氨的无效损失。

　　SCR系统是最昂贵的控制NOX的技术，通常是与低NOX燃烧器一起使用，以便减少催化剂和氨的消耗费用。可以做一个比较，SCR系统投资为70美元/千瓦，去除90%的NOX；低NOX燃烧器投资为10美元/千瓦，去除70%的NOX。已经运行的SCR系统使NOX的排入水平降为21.5～86毫微克/焦耳，而运行费用是除去1吨NOX为913～3,780美元。

　　5.3烟尘减少

　　在煤粉燃烧的锅炉中，80%的灰随烟气带出炉膛，20%的灰形成炉渣从炉膛底部排出。灰尘的浓度和颗粒的分布由煤中灰的成分和煤粉细度决定，灰尘由静电除尘器或由布袋除尘器除掉，灰颗粒越小，除尘效率越低。通过除尘器的灰尘的颗粒大部分小于10微米，其中约50%的灰的颗粒小于2.5微米。

　　绝大部分煤中的金属和灰粒一块除去，但是水银和锶是气体状态随烟气通过除尘设备。

　　静电除尘器和布袋除尘器是大型发电厂使用的二种除尘技术。

　　5.3.1静电除尘器（ESP）

　　静电除尘器在阿尔伯塔省燃煤电厂中使用得最多，收集板面积，灰负荷、灰粒尺寸，灰的成分及飞灰的电阻都影响除尘器的性能。当飞灰电阻在107～10＂欧姆一厘米时，静电除尘器工作性能最好。低硫煤通常飞灰的电阻较高，降低静电除尘器的效率。

　　对高电阻的煤可以调节烟气来改善ESP的效率，在烟气中加入SO3是一种很好的烟气调节技术，SO3可以在灰粒的表面形成硫酸涂层从而减少灰粒的电阻。氨，水，在内的化合物及其它合适的化学物质均可用作烟气调节制剂来提高ESP的效率，这些调节制剂可以减少50―80%的灰尘排放，是一种提高现有ESP效率的最为可行的办法。ESP的性能与收集板面积有关，增加面积就要增加费用。ESP的效率可以达到99.9%，排放的灰尘为8.6毫微克/焦耳。ESP的效率是对灰的颗粒＜4μm而言的。

　　5.3.2布袋除尘器布袋除尘器和静电除尘器一样，是一种很好的除尘技术，它的性能不受灰的成份和灰的电阻影响，但布袋除尘器的阻力较大，需要定期更换布袋。

　　布袋式除尘器的效率为99.9%，排放的烟尘水平为6.5毫微克－8.6毫微克/焦耳，在除去10微米以下的烟尘时，布袋式除尘器比静电除尘器更有效率。

　　5.4　CO2减少

　　与热能转换成电能一起考虑，反映CO2排放水平应该用单位发电量而不是输入的热能来考虑。目前还没有很适用的技术处理，分离发电厂排放出的CO2。

　　5.5蒸汽参数超临界煤粉燃烧（SPCC）

　　对燃煤发电厂来说低NOX，SOX，烟尘和CO2的排放最新技术是超临界蒸汽循环，处理SOX的烟气处理系统，处理NOX的选择性催化剂处理系统和处理烟尘的布袋除尘器。

　　超临界燃煤发电厂和常规燃煤发电厂一样，使用同样的技术控制SOX，NOX和烟尘。超临界电厂由于蒸汽的压力和温度高于蒸汽的临界点，因而蒸汽轮机效率较高，在超临界电厂，压力高于24.5Mpa，温度高于600℃时，低位发热值效率可达41－45%，高于常规燃煤机组35%的低位发热值热效率。这样在相同的发电量下，CO2可减少23%，NOX，SOX也相应减少。但如果用输入热量来计算（如燃煤量）超临界和常规燃煤机组一样具有相同的CO2，NOX，SOX排放水平。

　　6.中期技术

　　中期技术是指某些作为试点已经运行的电厂，这些电厂都获得政府资助，以抵消技术不成熟而带来的风险。

　　6.1整体气化联合循环（IGCC）

　　IGCC技术是把燃气轮机技术和蒸汽轮机技术结合在一起。提高发电效率。煤转换成合成气体在燃气轮机装置上燃烧，燃气轮机排出的废热用于产生蒸气，作用于蒸气轮机产生电力，发电的65%来自燃气轮机，35%来自于蒸汽轮机。

　　相对于超临界和常规粉粉燃烧，IGCC的优点如下：

　　－很高的发电效率

　　－燃料的多样性（煤，油渣和生物废料）

　　－最低的污染排放

　　－最少的废物固体

　　－较低的水消耗

　　－适合增加已有电厂的发电容量

　　－产生的合成气体可以和石化设施一起利用

　　尽管如此，由于IGCC技术投资较高，维护费用较多，该技术仍然没有被广泛使用。

　　6.2增压流化床燃烧（PFBC）

　　增压流化床燃烧（PFBC）技术采用煤作燃料的燃气轮机和蒸汽轮机联合循环技术，提高发电效率，煤在流化床上燃烧产生900℃的烟气，烟气去除灰尘后推动燃气发电机组，蒸气来自流化床产生的热交换器，并推动蒸汽发电机组。从燃气轮机出来的烟气经进一步去除NOX和灰尘后，能满足环保要求。在PFBC发电机组中，20%的电力来自燃气轮机，80%来自蒸汽轮机。

　　PFBC燃烧技术与煤粉燃烧技术相比，优点如下：

　　－减少电厂的占地面积

　　－效率较高

　　－石灰加入流化床去除硫

　　－由于低温燃烧而减少NOX排放量。

　　第一台PFBC机组1990年投运，但仍未成熟。PFBC通常燃烧次烟煤，已投运的PFBC机组运行数据如下：

　　－对高硫煤，在Ca/s比为1.5时，可去除95%的硫

　　－排放的NOX范围，64.5-142毫微克/焦耳

　　－烟尘排放量小于8.6毫微克/焦耳

　　－燃烧效率＞99.3%

　　－低位发热值效率为40%

　　6.3磷吸收和湿式洗涤器

　　热能国际公司已经开发出一种减少燃烧系统NOX排放的技术(ThermaloNOXTM),该公司称，如果与处理SOX的湿式洗涤器或与冷凝热交换器联合使用，NOX排放量将去除80-90%，而投资相当于SNCR或SCR去除NOX的费用的30-70%。

　　在ThermaloNOXTM技术中，将磷和水的混合液喷入121℃-280℃的锅炉烟气中，磷会和烟气中的氧反应形成臭氧，臭氧与NO反应形成NO2，因为NO2可溶于水，NOX可在湿式洗涤器或湿式冷凝换热器中去除。 ThermaloNOXTM技术将在未来1-2年投入商业使用，2001年，美国电力公司在俄亥俄州的一台375MW发电机组中使用这项技术。

　　6.4烟尘控制的湿式静电除尘器

　　干式静电除尘器已广泛应用在燃煤发电厂中，但是全面效率仅大于95%，而且处掉2.5μm的细灰非常困难。湿式电除尘器现在主要用于焚化炉废烟气的处理，正开发用于发电厂的烟气处理。湿式电除尘器是用水膜冲刷收集板洗掉灰尘，而不是像干式电除尘器那样靠敲击收集板去掉灰尘。需要进一步的研究来消除湿式电除尘法对电磁场的影响，及时收集板的腐蚀。

　　湿式电除尘器效率可达99.9%，并且能去除细灰(2.5微米)，这种 可能改造现有的干式电除尘器，湿式电除尘器的目标是烟尘的排入控制在12.9毫微克/焦耳。

　　6.5水银控制(略)

　　6.6 CO2分离和处理

　　由于温室效应，将来的燃煤发电厂需要CO2的分离和处理，技术上，用酸气洗涤器技术处理常规煤粉电厂的CO2是没有问题的，但是投资运行维护费用和能源的消耗特别大，因此从经济上否定了现有的技术。一份研究报告估计，去掉94%的CO2，高位发值效率将从35%降到21%，额外的投资费用为900-1200美元/千瓦。现在去除CO2的最好选择是IGCC技术加上一个CO2的分离装置，但投资费用仍很高。

　　7.长期技术

　　长期技术是指现在实验室研制或做模拟实验技术，为减少空气污染物，长期研发技术的目标是最大限度地分离和处理CO2。美国21世纪清洁煤技术研发的目标是：

　　－对燃煤电厂，高位发值效率为60%

　　－对燃气电厂，高位发值效率为75%

　　－SOX，NOX的排放小于4.3毫微克/焦耳

　　－烟尘的排放小于2.15毫微克/焦耳

　　－全部分离和处理CO2

能源环保

在ThermaloNOXTM技术中，将磷和水的混合液喷入121℃-280℃的锅炉烟气中，磷会和烟气中的氧反应形成臭氧，臭氧与NO反应形成NO2，因为NO2可溶于水，NOX可在湿式洗涤器或湿式冷凝换热器中去除。 ThermaloNOXTM技术将在未来1-2年投入商业使用，2001年，美国电力公司在俄亥俄州的一台375MW发电机组中使用这项技术。

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