燃煤电厂烟气排放“协同控制”技术探讨

江得厚，王贺岑，张营帅

（河南电力试验研究院，郑州 450052）

燃煤电厂烟气排放“协同控制”技术探讨

江得厚，王贺岑，张营帅

（河南电力试验研究院，郑州 450052）

介绍了国内外燃煤电厂烟气排放“协同控制”技术，以及国内目前实施的主要方案，探讨分析了烟气“协同控制”技术各个环节应该注意的问题。

燃煤电厂；烟气排放；“协同控制”技术

1 前言

燃煤污染物排放量大、污染重，而煤改气又会遭遇气源不足的困难。如果燃煤污染物实现超低排放，让燃煤装置的污染物排放达到燃烧天然气的排放水平，污染治理和能源问题将有望得到均衡解决。燃煤电厂污染物排放水平向“燃气轮机排放水平”看齐，意味着烟尘、二氧化硫、氮氧化物3项排放限值分别为5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，必将可大幅度削减燃煤电厂的污染物排放总量。

2014年4月14日《人民日报》报导：华能集团在新加坡建设首座燃煤电厂，运行一年多的时间，CO、SO2和汞的排放浓度与天然气机组持平，NOx和固体颗粒物排放浓度低于天然气机组水平。这表明，通过节能减排以及先进的环保技术，大气环境问题突出的地区完全可以使煤电企业实现“近零排放”或称“超净排放”。

2014年3月7日，国电山东电力有限公司启动烟气污染物“近零排放”示范改造工程；四川相关单位也提出“近零排放”；浙江浙能六横和台州二厂、嘉兴电厂、上海外高桥三厂、北京华能热电厂已相继实现或正在进行燃煤机组排放标准改造。

燃煤电厂烟气污染物治理必须改变单一治理的作法，务必同时协同考虑SO2、NOx、SO3、气溶胶、尘、汞等的一体化综合治理方案，形成脱硫、脱硝、除尘、脱汞协同治理的基本格局这就是“协同控制”的理念。

2 国外的烟气“协同控制”技术

2.1 日本

日本采用多种高效除尘、脱硫、脱硝及脱汞等一系列高效烟气处理技术。

（1）低氮燃烧器 + SCR脱硝工艺 + 低低温电除尘器（MGGH+电除尘器）+ 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 + MGGH工艺。

（2）低氮燃烧器 + SCR烟气脱硝工艺 + 移动极板电除尘器 + 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。

（3）低氮燃烧器 + SCR烟气脱硝工艺 + 电除尘器 +活性焦干法烟气脱硫（包括脱SO2+ SO3）、脱汞工艺 +湿式电除尘器工艺。

2.2 美国

（1）提高烟气处理系统的效率和可用性，最关键的是烟气脱硫装置。以燃煤硫分1.5%为界限，采用不同的脱硫工艺。当燃煤S＞1.5%时，要求石灰石-石膏湿法脱硫工艺效率为98%～99%，可用率为99%。

当煤硫分≤1.5%时，采用低氮燃烧器+ SCR脱硝工艺+活性焦脱汞（煤中汞含量分析超标时）+ 旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺 + 袋式除尘器工艺，脱除NOx、SO2、SO3、粉尘、细颗粒物以及汞等。采用旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺具有节能、降耗、节省投资及运行费用的效果。

（2）老火电机组（煤粉锅炉）综合高效烟气处理技术示范装置为：低氮燃烧器 + SNCR + SCR + CFB-FGD（烟气循环流化床脱SO2、SO3工艺）+活性焦脱汞工艺+袋式除尘器，准备在全国600MW以下火电机组逐步推广。

3 我国的“协同控制”方案

燃煤电厂污染物超低排放的系统配置，由低氮燃烧、SCR脱硝、管式空气预热器、高效除尘、烟气脱硫、湿式电除尘等系统构成。

要达到天然气燃气轮机的排放标准，污染物“协同控制”技术组合应包含以下内容：低氮燃烧器+SCR脱硝技术，脱硝效率≥90%；高效除尘技术，除尘效率≥99.9%；活性分子协同脱除，脱硫效率≥99%，脱汞效率≥85%，脱硝效率≥90；湿式静电除尘深度脱除PM2.5，脱除效率≥90%。这样才能实现以下排放指标：尘≤5mg/m3，PM2.5≤2.5mg/m3；SO2≤15mg/Nm3；NOx≤10mg/Nm3；Hg≤0.003mg/Nm3。

4 目前国内实施的方案

目前国内实施的方案主要是：低氮燃烧器 + SCR + 空预器 + 高效除尘器 + 湿法脱硫 + 湿式电除尘器。

国内的示范工程的技术方案大致与日本相同。有的电除尘器进行电源改造和扩大比收尘面积；也有的加一、二级电场；还有用低温电除尘；或加移动电极电除尘。

另外，高效除尘器还有采用电-袋除尘器或纯袋式除尘器的方案，选择合适的滤袋并采取其他技术措施，甚至可以不用后面的湿式电除尘器也能达到同样效果。

湿式电除尘器有用柔性电极湿式电除尘，也有引进日本技术的湿式电除尘器。

SCR可用3+1或3+2方案。脱硫塔可扩大塔径加两层喷淋层采用单塔双循环或单塔双区等方案。

据报导，山东、浙江、四川等省的电厂正在实施或准备实施上述技术。上海外高桥第三发电厂百万机组SO2排放浓度稳定在30mg/Nm3左右、氮氧化物排放浓度在20mg/Nm3左右、烟尘排放浓度在11mg/Nm3左右，加适当措施也可小于5mg/m3。另外，经中国环境监测总站等权威机构检测，浙能嘉电的7号、8号百万千瓦机组在不同工况时，烟囱总排口烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项主要烟气污染物的排放数据，分别比被称为“史上最严”的国家《火电厂大气污染物排放标准》中规定的重点地区排放限值下降84.6%、70%、76.3%，明显低于天然气燃气轮机组排放水平。尤其是PM2.5脱除率可达85%以上，达到国际先进水平。

神华集团国华三河电厂1号机组环保改造示范项目于2014年8月15日通过验收，成为京津冀首台达到燃气机组排放标准的“近零排放”燃煤机组。这是国华在役燃煤机组实施“近零排放”技术改造的首例，预示着居国内电力装机主力地位的近9亿千瓦燃煤机组“近零排放”改造开始提速。而业界普遍认为，“近零排放”的改造难度很大，但意义十分重大，因为它涉及国内现有的8.6亿千瓦装机燃煤机组，不仅投资巨大，而且对大气污染治理全局有举足轻重的影响。鉴于此，国家能源局2014年6月27日确定了以“近零排放”为目标的当年13台煤电机组环保改造示范项目，涵盖天津、河北、山东、江苏、浙江、上海、广东7个重点省份，从103万千瓦到33万千瓦主力机型。2014年8月15日通过验收的三河电厂1号机组正是国家能源局13台煤电机组环保改造示范项目之一。

5 “协同控制”各环节应注意的问题

“协同控制”各个环节均有排污控制能力强的长处，但同时它们也会带来不利的问题。所以有必要深入分析，尽可能避免负作用。

5.1 低氮燃烧器

低氮燃烧器是通过降低火焰温度和低氧燃烧来降低NOx的产生，导致不完全燃烧，飞灰含炭量增高1%～2%，增加了煤耗。运行中会出现设备磨损、烧坏、积灰等问题，而且脱氮效率逐步降低。

5.2 SCR

飞灰和烟气中某些成分会使催化剂磨损、堵塞、失活或中毒而失效，效率逐渐下降造成催化剂必须提前更换，运行费用增加。另外，经过催化剂的烟气中SO3增加，产生了更多的硫酸氢铵黏结和腐蚀空预器及后面的电除尘极板或滤袋，从而降低了除尘效率。因为硫酸氢铵在174℃以上是液态，容易黏结在空气预热器上造成结垢和堵塞；在此温度下是粉状结晶体，具有容易吸潮成为液体的特性，所以会裹着粉尘黏结在电极或滤袋上，以及后续的其它设备上。如某电厂在检查1#机组电-袋除尘器的阴极线、阳极板时，发现阴极线上黏灰较多，采集垢样交由电科院进行分析，发现其中无机铵的含量为6.7mg/g和5.9mg/g，远超出正常值（0.05mg/g）。该电厂极板、极线和电-袋除尘器滤袋表面存在的积灰现象见图1、图2，粉尘样品的分析结果见表1。

图1 阴极线、阳极板黏灰

图2 滤袋黏结粉尘

表1 滤袋表面粉尘样品检测果

粉尘中的无机铵主要以硫酸氢铵、硫酸铵等铵盐的形式存在，主要是由脱硝系统的氨逃逸造成。脱硝系统氨逃逸越多，飞灰中的无机铵含量也越高。另外，脱硝喷氨系统喷氨不均匀会出现局部喷氨过量，造成局部氨逃逸偏高，导致部分粉尘中无机铵含量偏高。由所送样品的分析可知，其中无机铵含量达11.3mg/g，明显高于锅炉飞灰中无机铵含量（一般不大于0.05mg/g），应为脱硝系统氨逃逸偏高，生成较多的硫酸氢铵或硫酸铵所致。脱硝系统氨逃逸偏高或局部氨逃逸偏高是造成滤袋表面粉尘板结的主要原因。

5.3 电除尘器

在某些煤种下，电除尘器有较高的效率。但粉尘中的Al2O3+ SiO2大于85%时，大量的绝缘细灰会黏电极，使除尘效率逐步下降，同时还会影响脱硫系统正常工作。所以，煤质变化对除尘效率的影响特别明显，只有煤质稳定在成分适合的范围内，在多电场组合才有较好的除尘效果。另外，收尘极振打会造成二次扬尘，也影响收尘及微细粉尘的捕集效率。只有增加电场或改造成为低温电除尘、移动电扱电除尘，甚至在脱硫后增加湿式电除尘等，才能更好地捕集粉尘和微细粉尘（如PM2.5），但将会增加投资和维修工作量。

某电厂1000MW机组改为低温5电场电除尘器，出口粉尘排放浓度为45mg/Nm3，经脱硫塔后才能达到29mg/Nm3。另一电厂两台300MW，一台3电场电除尘器改为电-袋除尘器（脱硫后排放浓度为16～29.3mg/Nm3）；另一台5电场低温电除尘器的第5电场为移动电极（脱硫后排放浓度为15～29.9mg/Nm3）。两台除尘器经脱硫后的排放浓度基本相同，都在30mg/Nm3以下。两者投资差别较大，但效果基本一样。这可能与两台炉的煤质和设计不当有关。积极主动改造、争取低排放，值得鼓励，但进行前期可研、深入分析也是很有必要的。

5.4 脱硫塔

脱硫塔是“协同控制”中的关键部件，不希望过多的烟尘进入，否则会影响脱硫效率和石膏脱水效率及损坏设备。所以在改造时宜加大塔径，将烟速降低至3.2～3.5m/s，使浆液不被带入除雾器、GGH，从而避免结垢、堵塞甚至导致除雾器坍塌。除雾器设计时的排放液滴浓度最好小于45mg/m3。另外，选用750r/min的低速循环泵，减轻气蚀和磨蚀。以上要求也是减少石膏雨的重要措施，同时防止真空皮带机被粉尘堵塞不能脱水形成石膏浆液淌出，从而影响运行和石膏品质。所以，美国在燃煤硫分低于1.5%时采用半干法烟气循环流化床加袋式除尘器脱SO2和SO3。

5.5 湿式电除尘器

湿式电除尘器收集气溶胶和微细颗粒物有较好的效果。国电最早开始用以脱“石膏雨”和收集酸性水雾。虽然它设置在脱硫塔后，但只能除去很少部分SO3，所以，存在腐蚀以及粉尘、重金属酸性水等问题要考虑处理，维护使用有一定难度。不少专家建议国内湿式电除尘器不宜发展过快，待取得长期运行效果、运行可靠性及防腐经验、完善标准后再逐步发展。湿式电除尘器的入口粉尘浓度不能太高，在入口烟尘浓度＜50mg/Nm3时，才能保证出口粉尘浓度＜5mg/Nm3。另外，其电极不能太长。这都是影响使用的因素。在对颗粒物排放有特殊要求的重点地区和敏感区域，可考虑应用湿式电除尘器。

5.6 超低排放污染物在线检测

目前，尚未有适于工业应用、性能完善的实时在线连续检测上述几项“近零排放”污染物的仪表，特别是浓度低于5mg/Nm3的粉尘实时检测仪表。没有这些实时监测仪表，很难保证长期稳定达到“近零排放”的目标。所以，在大范围推广应用前，要加快“近零排放”监控仪表的研究和使用。

总之，要经济、高效地实现燃煤电厂污染物 “近零排放”，必须从系统的角度考虑，充分利用各污染物脱除设备各自的长处，加强互相之间的协同能力，克服各自的缺点，要优化组合保证各种装置相互协调和可靠。

“协同控制”理念已经提出，但还有许多问题要研究解决和探索。上文提到的问题只是一部分，重视和防止出现上述问题将使“协同控制”更为完善。

6 充分发挥袋式除尘器（包括电-袋除尘器）在“协同控制”中的作用

袋式除尘器（包括电-袋除尘器）通过滤料和其面层上的过滤粉尘层，粉尘层积累越厚，除尘效率越高，甚至可以接近“零”排放，但阻力也随之增大。其对煤质的要求不敏感，对煤质多变能适应，也不受锅炉负荷变化而影响捕集效率，因而很容易实现高效去除PM2.5和排放浓度低于5mg/Nm3，另外，其对汞的捕集效果也比电除尘器要高，是目前超低排放最理想的除尘器。

6.1 袋式除尘器除尘效率和捕集PM10以下微细粉尘的效果

表2是8台电除尘器改袋式除尘器、阻力在1000Pa以下的测试结果，除尘效率都在99.91%～99.97%，出口排放浓度都在22mg/m3以下。测试时除尘器阻力在1100Pa以上时的效果会更好，排放浓度可以达到10mg/m3以下，PM10捕集率大于95.45%，PM2.5捕集率大于99.31%。

6.2 电除尘器加脱硫控制前后对微细粉尘的去除率

实测6台电除尘器+脱硫控制去除PM10及以下微细粉尘的结果，对PM10的去除率为98.88%～99.62%，平均为99.29%；对PM2.5的去除率为95.68%～98.47%，平均为97.41%（见表3）。

表3 各电厂加脱硫控制前后烟尘PM10和PM2.5分布及其捕集效率（单位：%）

6.3 电除尘器与袋式除尘器测试结果对比小结

以上数据显示，袋式除尘器的总尘去除率高达99.94%以上，对PM2.5一般脱除率也都高于99.30%。比电除尘器+脱硫控制的PM10平均去除率为99.29%及PM2.5去除率97.41%都要高。

6.4 袋式除尘器脱除汞的效果

表4为袋式除尘器脱除烟气中汞的性能测试结果，作为对比，表5列出了电除尘器脱除烟气中汞的性能测试结果。

（1）准大发电厂2号炉经袋式除尘器后的气态汞的去除率较低，为13.21%；颗粒态汞的去除率很高，为97.55%，绝大部分粉尘及附着的颗粒汞被截留下来。

表2 袋式除尘器测试结果

表4 袋式除尘器脱汞性能测试结果

表5 静电除尘器脱汞性能测试结果

（2）湛江电厂、上海外高桥1电厂测试结果，电除尘器总脱汞率为42.72%～60.46%，袋式除尘器则为56.39%～72.55%。总汞脱除率在加脱硫前，袋式除尘器比电除尘器高12.88%，加脱硫后也高11.6%。

（3）外高桥1电厂燃煤含汞量达0.51mg/kg，高于全国煤种0.22mg/kg的平均值。电除尘器改造为袋式除尘器后，脱汞效率由原来的60.46%提高到72.55%。袋式除尘器对颗粒汞的脱除率达96.38%，对气态汞的脱除率达35.22%。而静电除尘器对颗粒态汞的脱除率只有91.43%，对气态汞的脱除率也只有24.03%。采用袋式除尘器结合湿法烟气脱硫，在燃用高汞煤时，烟气排放仍可达到《火电厂大气污染物排放标准》规定中的≤0.03mg/m3和美国环境保护局（EPA）的现行汞排放标准要求。由于汞极易富集在10μm以下的微细颗粒物上，适当保持滤袋表面粉尘层的厚度有利于提高对微细颗粒物的捕集效果，同时有利于提高对颗粒态汞的脱除率。

6.5 电除尘及袋式除尘器除尘率、脱除PM2.5及脱汞的结果分析

（1）袋式除尘器总除尘率高达99.94%以上，对PM2.5脱除率也都高于99.30%，比电除尘器除尘效率99.89%和PM2.5去除率99.16%都要高。电除尘器总脱汞率为42%～60.46%，袋式除尘器则为56.39%～72.55%，对汞的脱除率袋式除尘器也高于电除尘器。

（2） 4电场电除尘器与袋式除尘器投资和运行维护费用大体相当。为使烟尘、PM2.5以及汞达标排放，要根据煤种及变化情况慎重选择，已超标排放的电除尘器，可考虑改用袋式除尘器。

（3）更换下来的大量破损老化滤袋的处理，曾是最令人担心的问题，目前已有几个企业可以回收处理，不再产生二次污染。

7 采用袋式除尘器（包括电-袋除尘器）“协同控制”的技术路线

从袋式除尘器与电除器应用案例的比较分析可以看出，在除尘效率、捕集PM10、PM2.5以及脱汞等方面，袋式除尘器都比常规的电除尘器好，可以考虑采用以下“协同控制”的技术路线：低氮燃烧器—SCR—空气预热器—袋式除尘器（电-袋除尘器）—湿法脱硫。

为了适应各种烟气工况，除选用常规的PPS外，还可选择PPS水刺毡，以PTFE作基布、超细纤维作面层的滤袋。要求更高时，还可选用复膜PTFE和其他新研发的滤料。当脱硫塔烟速控制在3.2～3.5m/s、除雾器排放液滴在45mg/m3以下时，不设湿式电除尘器同样可达到超低排放的目标，在经济上也是合算的。

当需要更高的脱汞要求时，可考虑加一级活性焦捕集装置，同时还可以捕集SO3。

为保护SCR催化剂，延长使用寿命和获得更好脱硝效果，在低温催化剂没有实用前，还可以采用国产耐高温金属滤袋，即将袋式除尘器装在SCR前面，价格虽贵一些，但比不到2年就需换催化剂更为经济。

采用覆膜PTFE的滤袋，除捕集总颗粒物、重金属外，还可以脱除二英、呋喃及酸性气体。所以，采用袋式除尘器可以替代其它的控制设备。

8 加强袋式除尘器在超低排放中作用的重要措施

在“协同控制”中，袋式除尘器采用以下措施会发挥更大的作用：

（1）设计时的过滤风速用0.7～0.8m/min为宜。这样可以扩大捕集范围，控制不同阻力使排放浓度在5～20mg/m3范围内调节。同时过滤风速越低越有利于捕集微细粉尘，还有利于延长滤袋的使用寿命。

（2）目前大多采用φ160mm直径的袋笼，竖筋为16根，为减轻滤料波浪般地振动、清灰后滤袋回缩撞击龙骨过多过大地挠曲，竖筋宜改用20根。这样可延长滤袋使用寿命，还可以减轻滤袋在喷吹后回缩时与龙骨碰撞时漏粉的现象。所以多加竖筋和降低过滤风速至0.8m/min或以下，是降低排放浓度和改善PM10及以下捕集效果的有效措施。

（3）当粉尘浓度很高时，也可在滤袋前加重力和惯性沉降的机械装置，预先捕集40%左右的粉尘，使后面滤袋捕集粉尘达到更好的效果。

总之，袋式除尘器是高效除尘器之一，目前滤袋的使用寿命可达4～5年及以上，已有很多应用案倒，废弃的滤袋已经可以回收利用，其将在“协同控制”中脱除NOx、SO2、SO3、粉尘和PM2.5、汞等污染物，并在实现超低排放中发挥重要作用。

9 结语

（1）每个环保设备在运行中都会存在一些问题，多个设备串连在排烟系统中，单个设备出问题时就会影响其它设备，所以需要多污染物“协同控制”，这种理念应当得到认可。

（2）国外的先进技术可以引用，但我国的火电机组都有调峰的需要，同时煤质经常受市场影响而多变。所以，有些专家提出“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜、因标准制宜的方针”是合适的，任何技术只要经济适用就好。美国的经验很值得参考，已经过时、效率较低的旋转喷雾半干法脱硫仍在采用。

（3）对选定的技术路线应反复讨论，经过较长时间运行考验后，方可推广应用。

（4）采用袋式除尘（包括电-袋除尘器）技术实现“超低排放”的“协同控制”技术路线是可行的，其价格最低、设备少、运行维护简单方便，所以有很大的发展空间，是一条符合国情的新路。

Discussion on “Control in Coordination” Technology of Flue Gas Emission in Coal-fired Power Plant

JIANG De-hou, WANG He-cen, ZHANG Ying-shuai
(Henan Academy of Power Experiment, Zhengzhou 450052, China)

The paper introduces the “Control in Coordination” technology of flue gas emission in coal-fired power plants abroad and at home, and the main scenarios of current implementation in the country; probes into and analyzes the problems of the “Control in Coordination” technology of flue gas.

coal-fired power plant; flue gas emission; “Control in Coordination” technology

X701

A

1006-5377（2015）02-0021-06