火电厂大气污染物近“零”排放污染控制技术的示范应用

刘晓威，王冰，鞠鑫，李韵，李薇，刘磊

(华北电力大学区域能源系统优化教育部重点实验室，北京102206)

火电厂大气污染物近“零”排放污染控制技术的示范应用

刘晓威，王冰，鞠鑫，李韵，李薇，刘磊

(华北电力大学区域能源系统优化教育部重点实验室，北京102206)

介绍了脱硫系统的脱硫塔双托盘改造、双循环改造等技术，锅炉燃烧器低氮燃烧改造、增加SCR脱硝催化剂和还原剂数量及催化剂布置形式等技术，以及电除尘系统增加湿式电除尘或进行低低温除尘改造等一系列超低排放措施。以国华舟山电厂4号机组为例，分析了脱硫脱硝和除尘系统超低排放技术改造对污染物排放浓度控制的效果，火电厂大气污染物的超低排放可以实现。

火电厂;大气污染物;近“零”排放;污染物先进控制技术

0 引言

电力行业是国民经济和社会发展的基础和支柱产业，“富煤、少油、缺气”的能源结构［1］决定了火电厂在电力行业的重要地位。作为一次能源的主要用户，2013年我国火电行业消耗17.1亿t标准煤，占原煤产量的46.4%［2］。根据最新的《火电厂大气污染物排放标准》，2014－07－01起，新建火力发电锅炉执行烟尘、SO2、NOx排放限值分别为30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3。为了及早适应更为严格的大气污染物排放标准，火电行业提出了燃煤机组大气污染物排放水平达到“近零排放”的要求。它是指通过对烟气的综合治理，使火力发电厂各项大气污染物排放指标达到或低于燃气电站排放限值，即烟尘小于5mg/m3，SO2小于35mg/m3，NOx小于50 mg/m3。同时利用系统的协同脱除效应，大幅减少PM2.5微粒、汞、SO3排放的现象［3］。对燃煤机组来说，烟尘、SO2、NOx排放分别低于5、35、50 mg/m3，就是较高的排放标准，燃煤机组达到燃气机组其中一项排放限值尚且不易，同时达到三项限值，难度非常大。本文在综述国内外对脱硫脱硝和除尘技术改进的基础上，以神华国华舟山电厂4号燃煤机组为例，对火电厂大气污染物近零排放污染控制技术进行说明。

1 脱硫脱硝和除尘技术的改进

近年来，SO2、NOx、PM、Hg等污染物控制技术取得了重大进步，奠定了建立使燃煤电厂主要污染物排放达到国家燃气机组排放限值的多种污染物高效减排技术系统的基础。

1.1 脱硫技术的改进

SO2控制方面，主要有石灰石－石膏法、海水脱硫法、烟气循环流化床法和氨－硫铵法等脱硫技术，其中石灰石－石膏法脱硫技术是目前较为成熟的脱硫工艺，在我国已投运燃煤脱硫机组中占90%以上的份额，其脱硫效率一般为90%～95%［4］。目前对石灰石－石膏法脱硫技术的改进主要有:双循环技术、双托盘技术等。

1.1.1 双循环技术

双循环技术是将脱硫吸收反应分为两级循环，烟气经过一级循环时，脱硫效率一般为30%～70%，浆液循环pH控制在4.6～5.0;当烟气进入二级循环时，pH达到5.8～6.4，这与传统喷淋空塔技术比较，可以降低循环浆液量［5］。双循环技术的两级循环，低pH值的一级循环，可以保证吸收剂的完全溶解和高品质石膏，还可减少烟气中尘、HCl、HF的含量，有利于二级循环达到高脱硫效率;高pH值的二级循环，在较低的液气比和电耗条件下，可以保证较高的脱硫效率。双循环技术使得脱硫系统装置的脱硫效率达到98%甚至99%以上［6］。

1.1.2 双托盘技术

双托盘脱硫技术，就是在传统的脱硫技术基础上，在喷淋空塔的浆液喷嘴下设1～2层布满小孔的塔板，吸收浆液在塔板上形成一定厚度的液层，烟气进入喷淋塔后被托盘分散成小股气流，在液层中鼓泡进行气液接触，完成SO2吸收的过程。双托盘技术通过均质气流、提高石灰石的溶解量、增加烟气在吸收塔中的停留时间等措施来提高脱硫效率［7］。实际运行证明，使用双托盘设置的脱硫系统最高脱硫效率可达98%。

1.2 脱硝技术的改进

NOx控制方面，主要有低氮燃烧技术、选择性非催化还原法(SNCR)、选择性催化还原法(SCR)和SNCR－SCR联用脱硝技术等［8］。其中SCR脱硝技术是目前较为成熟可靠的脱硝技术，脱硝效率高、系统安全稳定，在我国已投运燃煤脱硝机组中占95%以上的份额，其脱硝效率在60%以上，若适当增加催化剂数量，还能够实现85%的脱硝效率［4］。

燃煤电厂可采用炉内低氮燃烧技术+SCR脱硝技术来达到超低排放标准。低氮燃烧技术可以降低炉内NOx的排放;通过提高喷氨量和增加催化剂更换频次或者说是增加催化剂体积，可以提高SCR脱硝效率。实际运行证明，在锅炉低氮燃烧+SCR喷氨脱硝的基础上加大运行过程中的脱硝喷氨量，可将脱硝效率提高5%～7%［9］。而且，通过对喷氨量和喷氨位置的精细调控，反应器的优化设计达到烟气NOx超低排放的要求，同时研发宽温催化剂以适应机组负荷波动导致的温度变化，以提高SCR系统高效运行时间。

另外，向烟气中添加活性组分，使烟气中未反应的NO转化为NO2，在后续脱硫塔中进一步吸收脱除NOx，使总脱硝效率提高到90%以上，NOx排放浓度可满足天然气燃气轮机组NOx的排放限值。

1.3 除尘技术的改进

烟尘(PM)控制方面，主要有电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘等除尘技术。为提高PM2.5的控制效率，近年来国内外还研发了低低温电除尘、湿式静电除尘、移动极板电除尘、烟气调质、高效凝并、高效供电电源等多种高效除尘技术和设备。在脱硫系统前一级除尘装备的基础上，通过在湿法烟气脱硫塔后采用新型湿式静电除尘技术，形成脱硫塔前除尘、脱硫塔内除尘及脱硫塔后除尘的多级PM2.5控制系统，实现PM2.5总捕集效率达到90%以上［10］。烟尘排放浓度可满足天然气燃气轮机组的排放限值。

1.3.1 湿式电除尘器

湿式电除尘将水雾喷向放电极和电晕区，水雾在电极形成的电晕场内荷电后分裂进一步雾化，电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并，共同对粉尘粒子起捕集作用，最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集，喷雾形成的连续水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中排出，可以避免被捕集粉尘的二次飞扬，达到很好的去除效率，同时也可以消除“石膏雨”现象。从许多电厂运行情况来看，湿式电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气中PM2.5等细颗粒物，烟尘排放浓度控制在10mg/m3以下，甚至5mg/m3以下，酸雾去除率超过95%。

1.3.2MGGH(管式换热器)+低低温电除尘系统

目前国内燃煤电厂机组设计的排烟温度一般为120～130℃，煤燃烧时的温度为140～170℃，且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值。排烟温度偏高，造成锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等［5］。集成烟气换热器的低温电除尘技术是解决此问题的有效方法之一。烟气余热采用两级烟气换热器系统，其烟气热量回收装置分为两级:第一级布置在除尘器的进口，将烟气温度从120℃左右冷却到95℃左右;第二级布置在湿式除尘器的出口，加热脱硫净烟气，采用闭式循环水作为媒介，与烟气进行热交换，使进入电除尘器的运行温度由常温状态(120～140℃)下降到低温状态(90～100℃)。由于排烟温度的降低，进入电除尘器的烟气量减少，粉尘高比电阻降低。从而实现提高除尘效率和余热利用的双重目的。

1.4 汞、三氧化硫等的脱除技术

目前，我国的大型燃煤电厂安装的湿法脱硫系统、SCR脱硝装置、电除尘器和都能对烟气中不同形态的汞具有去除作用。电除尘器特别是布袋除尘器可对烟气中的颗粒状的汞的化合物有28%～65%的去除效率。SCR脱硝工艺能将单质汞氧化成二价汞(Hg2+)，而溶解于水的二价汞可在下面的湿法脱硫吸收塔内被洗涤，进入脱硫废水和脱硫石膏中。而脱硫后的湿式电除尘器在高效脱除PM2.5的同时，还可以协同脱除烟气中携带的SO3酸雾、细小浆液滴、Hg等多种污染物，脱汞效率可达85%以上，Hg排放浓度小于0.002mg/m3，SO3酸雾去除效率可达80%以上，能有效解决蓝烟/黄烟、“石膏雨”以及Hg、雾滴排放等污染新问题［5］。

2 火电厂大气污染物近零排放技术案例

浙江国华舟山电厂4号机组和河北三河电厂1号机组、定州热电厂3号机组和广东省惠州热电厂4号机组已经正式移交生产，成为国内实现大气污染物“近零排放”的燃煤发电机组。

神华国华舟山电厂4号燃煤机组按照国华电力“近零排放”的要求，配套建设了海水脱硫装置、高效脱硝装置、高效静电除尘装置和湿式电除尘装置，实现了火电厂大气污染物的“近零排放”。

在烟气脱硫方面，采用海水脱硫装置。海水脱硫后烟气中的SO2浓度低于35mg/m3。

在烟气脱硝方面，采用低氮燃烧器+SCR催化还原脱硝技术。先进的低氮燃烧器可基本实现机组负荷75%～100%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于160mg/m3;负荷50%～75%时，锅炉出口烟气氮氧化物浓度小于200mg/m3。SCR装置布置在锅炉省煤器后。SCR选择性催化还原技术脱硝效率高，氨逃逸率低，脱硝效率达80%，可以保证机组NOx排放浓度小于50mg/m3。

在烟气除尘方面，除尘器采用高频电源、旋转电极技术，大幅提高电除尘器供电效率、节约电能，并提高除尘效率。旋转电极式电除尘技术，改传统的振打清灰为清灰刷清灰，可清除高比电阻粉尘和粘性粉尘，在克服电除尘器“反电晕”和“二次扬尘”两个技术瓶颈的同时也提高了除尘效率，减少了PM2.5的排放。在此基础上还使用了湿式电除尘器，在相同条件下可达到更低的排放浓度。湿式电除尘器除尘效率大于或等于70%，PM2.5去除率大于或等于70%，雾滴去除率大于或等于70%，达到了烟尘排放浓度小于5mg/m3的限值。

经浙江省环境监测中心测试，该机组SO2、NOx和烟尘排放限值分别为2.8、19.8和2.5mg/m3，均优于燃气机组大气污染物排放限值［11］。

3 结语

通过对石灰石－石膏法进行改进，如双托盘技术和双循环技术，脱硫效率能达到98%以上;在低氮燃烧条件下使用SCR脱硝技术，增加喷氨量和催化剂数量，脱硝效率达到85%甚至90%以上;湿式电除尘、MGGH+低低温电除尘系统的组合除尘方案等，除尘效率在99%以上。上述脱硫脱硝和除尘方案可以使燃煤机组的烟气排放达到天然气机组的水平(SO2排放浓度≤35mg/m3，NOx排放浓度≤50mg/m3，烟尘排放浓度≤5mg/m3)，实现了火电厂大气污染物的超低排放。

［1］张帆.电厂大烟囱超低排放［N］.浙江:浙江日报，2014－07－20 (001).

［2］马继军.火电厂大气环境污染防治措施进展情况报告［C］.环境保护部环境工程评估中心.2014年中国环境影响评价研讨会大会报告集.环境保护部环境工程评估中心:2014.

［3］苏伟.“近零排放”意味着什么［N］.北京:中国电力报，2014－06－30(005).

［4］高翔，张涌新，孟炜胡，等.建设超低排放的清洁燃煤电厂［N］.浙江:浙江经济，2013－08－10.

［5］方宝龙.燃煤电厂烟气近“零”排放技术方案浅析［J］.科技与创新，2014(10):146－150.

［6］中国环境保护产生协会脱硫脱硝委员会。我国脱硫脱硝技术的发展及应用［J］.中国环保产业，2014(8):18－21.

［7］曹丽红，帅伟，陆瑛，等.火电行业大气污染集成控制技术研究［J］.环境保护，2013(24):58－61.

［8］赵明月.火电厂大气污染物排放现状及烟气脱硫脱硝技术［J］.科技创新与应用，2014(19):42－43.

［9］马良，陈超.常规燃煤电厂超低排放技术路线分析［J］.山西建筑，2014(28):218－219.

［10］姜雨泽.提高燃煤电厂电除尘效率技术改造方案探讨［C］.中国环境科学学会.2011中国环境科学学会学术年会论文集(第二卷).中国环境科学学会:2011.

［11］潘海亮.环保加压下看燃煤电厂如何“自我净化”［N］.北京:中国煤炭报，2014－09－29(003).

Model applied of air pollutants near"zero"emissions pollution control in coal－fired power plant

Introduced a series reform of ultra－low emissions，such as the double trays and double cycle for flue gas desulfurization absorption tower，a low－NOxburner，increase the quantity of catalyst and reducing agent and catalyst decorate form for SCR，as well as using wet electric precipitator and low－low temperature electric precipitator of the electric dust removal system.Take Guohua zhoushan power plant unit 4 as an example，analyzed the desulfurization denitration and dust removal system ultra－low emissions effect，ultra－low emission of air pollutants in coal－fired power plants can be achieved.

coal－fired power plant;air pollutants;near“zero”emissions;advanced pollutant control technology

X701

B

1674－8069(2015)06－025－03

2015-06-12;

:2015-09-16

刘晓威(1990-)，女，河北保定人，硕士研究生，主要研究方向为火电厂烟气污染物治理。E－mail:xiaoweiliu@ncepu.edu.cn