燃煤电厂超低排放综合技术路线

薛建明，柏源，2，管一明，董月红

(1.国电科学技术研究院清洁高效燃煤发电与污染控制国家重点实验室，江苏南京210031; 2.南京信息工程大学海洋科学学院，江苏南京210044)

燃煤电厂超低排放综合技术路线

薛建明1，柏源1，2，管一明1，董月红1

(1.国电科学技术研究院清洁高效燃煤发电与污染控制国家重点实验室，江苏南京210031; 2.南京信息工程大学海洋科学学院，江苏南京210044)

燃煤电厂推行超低排放是电力行业环保工作重点和难点。提出了燃煤电厂在实施超低排放技术路线过程的控制策略;针对新建和现役机组，分别研究了各自的综合控制路线;详细阐述了NOx、烟尘、SO2实行超低排放路线过程中需要注意的事项。

燃煤电厂;超低排放;技术路线

0 引言

据统计，截止2014年底:火电机组烟尘排放总量和排放绩效分别达到98万t和0.11g/(kW·h)，二氧化硫的排放总量和排放绩效分别为620万t和1.47g/(kW·h)，NOx的排放总量和排放绩效分别为620万t和1.47g/(kW·h)，燃煤烟气污染物排放总量和排放绩效持续下降。但是，我国“富煤贫油少气”的资源禀赋决定着我国能源结构以煤炭为主，尽管多年来一直在调整能源结构，煤炭占一次能源的比重持续下降，从1949年的96.3%下降至2014年的66.03%，但煤炭消费量却持续增长，2014年我国大陆煤炭消费量占全球的50.6%，是排在第二位美国的4.3倍。煤炭燃烧排放的污染物居世界第一，对我国大气环境、生态环境等均造成了较大的影响。因此，燃煤烟气超低排放仍是今后电力行业环保工作的重点，研究形成综合性超低排放路线是优化我国能源消费结构、改善大气环境的关键。

1 控制策略

燃煤电厂大气污染物超低排放是指大气污染物的排放限值比GB 13223－2011规定的烟尘、SO2、NOx排放限值和特别排放限值要求更高更严的治理行为，即烟尘、SO2、NOx的排放浓度分别小于等于10mg/m3、35mg/m3和50mg/m3，同时应消除脱硝、脱硫设施产生的次生物，包括氨、SO3、雾滴、废水等，协同控制重金属汞、气溶胶、酸性气体等，实现烟气多污染物的综合控制、深度治理。

在实施超低排放时，应遵循“创新驱动和研究开发”并重，有机结合“高效清洁燃烧、污染物高效治理、协同控制、深度净化”的控制策略，一方面要创新发展应用先进的环保技术，构建绿色环保型新建机组;另一方面要择优应用合适的最佳可行技术，并优化提升单项污染物治理技术，优化集成多污染物深度净化技术，实现技术的单一性升级并向系统性转变、反应的单一性向交叉性转变，持续提高现役机组的环保技术水平。

同时构建烟气净化岛(包括所有烟气治理设施)，对烟气净化岛进行系统化考虑、差异化设计和精细化管理，挖掘各治理设施对其它污染物的协同控制作用，打破当前先脱硝、再除尘、再脱硫的单元式、渐进式的传统模式;研发推广烟气深度一体化综合治理、协同控制技术，既考虑烟尘、SO2、NOx常规大气污染物，确保超低排放指标的实现;还考虑重金属、气溶胶、酸性气体以及脱硝、脱硫设施产生的次生物、冒白烟等，实现协同控制。

2 综合技术路线

2.1 污染物控制

燃煤电厂大气污染物超低排放不仅与烟气净化岛所采用的烟气治理技术密切相关，还与燃煤特性，特别是燃煤硫分、灰分密不可分。要稳定实现大气污染物的超低排放，首先必须有效控制燃煤煤质。

根据国内已建超低排放改造项目、新建机组的环境影响报告的研究分析，当燃煤硫分小于0.8%～1%、灰分小于20%时，采用合适综合技术路线，可实现大气污染物的超低排放;当燃煤硫分为1%～1.5%、灰分为20%～30%时，应结合电厂的实际情况、区域环境质量要求等，进行充分的试验研究和技术经济评估;当燃煤硫分大于1.5%、灰分大于30%时，应以达标排放为原则，不宜追求超低排放。

2.1.1 新建机组

在新建机组实施大气污染物超低排放时，应结合锅炉形式、燃煤状况、低氮燃烧方式等，统筹规划烟气净化岛(包括所有烟气治理设施)、协同控制、一体化设计、整体优化，打破当前先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式的传统理念。既要实现烟尘、SO2、NOx常规大气污染物的超低排放，还要消除脱硝、脱硫设施产生的次生物，包括氨、SO3、雾滴、废水等，协同控制重金属汞、气溶胶、酸性气体等，实现烟气多污染物的综合控制、深度治理。

在统筹规划烟气净化岛时，可采用以下2条超低排放的技术路线:

(1)或低低氮燃烧技术(其出口NOx＜200～300mg/m3或100～200mg/m3)+SCR脱硝技术(其出口NOx＜50mg/m3)+电除尘技术(ESP)(其出口烟尘应＜30mg/m3)+高效湿法烟气脱硫技术(其出口SO2＜35mg/m3、烟尘＜20～30mg/m3、雾滴＜40～50mg/m3)+湿式电除尘器(其出口烟尘＜5～10mg/m3、雾滴＜10～20mg/m3)。

(2)低氮或低低氮燃烧技术(其出口NOx＜200～300mg/m3或100～200mg/m3)+SCR脱硝技术(其出口NOx浓度＜50mg/m3)+高效除尘技术包括低低温ESP、高效袋式除尘器和电袋复合除尘器(其出口烟尘浓度应＜10～20mg/m3)+湿法脱硫除尘一体化技术(其出口SO2浓度＜35mg/m3、烟尘浓度＜10mg/m3、雾滴＜20～30mg/m3)。

2.1.2 现役机组

在对现役机组进行环保设施超低排放技术改造时，应综合考虑工程技术和管理技术等因素，采用诊断评估、优化调整和技术改造并重的方针，一是要组织专家对环保设施的运行状态进行诊断，科学、合理地找出实现超低排放要求的差异和存在问题，提出相应的对策;二是结合状态诊断结果，采用先进的技术，对环保设施进行最优调整;三是如优化调整后仍达不到要求，则参照新建机组，采用适宜的超低排放技术进行改造，并形成“五位一体”，即状态评价明现状、分析诊断找差距、优化调整挖潜力、技术改进提性能、监督管理形体系的全过程闭环管理。

在选择超低排放改造技术路线时，必须结合电厂的实际情况，一厂一策，仍至一炉一策。通常应考虑的因素有以下几点:现有烟气净化岛所有环保设施的技术装备和运行现状，分析其与改造目标的差距;烟气条件可能的变化，包括燃煤硫分、灰分、挥发分，烟气流量、温度和成分等;实施改造可利用的场地条件和空间条件，分析其是否满足改造要求;额外增加的配套改造，分析因超低排放改造将涉及的非环保设施的改造范围，如空预器、引风机改造等;改造难度，分析原环保设施可利旧情况、可能的障碍物、需要的停炉时间、对主机可能产生的影响等;统筹考虑常规污染物和非常规污染物(包括氨、SO3、雾滴、重金属汞、气溶胶、酸性气体、废水等)，且有一定的前瞻性，尽可能一次改造到位或预留空间，避免重复改造。

2.2 烟囱冒“白烟”的控制

消除烟囱冒“白烟”，可采用烟气加热和烟气冷却2种方式，具体措施:

(1)烟气换热方式，通常由烟气冷却器(或低低温省煤器)和烟气加热器组成。烟气冷却器(或低低温省煤器)布置在电除尘器上游，烟气被循环水冷却到85～90℃后进入低低温电除尘器;烟气加热器布置在烟囱上游，烟气被循环水加热到70～80℃后排入大气，可改善烟囱防腐环境，抬高烟气排放高度，消除烟囱冒“白烟”现象。缺点是没有减少排放大气的水蒸汽量。

(2)烟气冷却方式，目前投入商用的主要是相变凝聚技术，它通常与湿式电除尘器融为一体，布置在湿式电除尘器入口或出口，其主要功能为:一是水汽凝聚功能，通过水汽相变冷凝技术(冷却烟气3～5℃)，可回收烟气中50%～60%的水，基本消烟囱冒“白烟”现象;二是相变团聚功能，通过热凝并、热泳、扩散泳作用，可提高细颗粒物、雾滴、气溶胶等捕集性能，促进烟气多污染物的协同控制;三是改善区域环境质量功能，通过回收烟气中的水和烟气多污染物的进一步捕集，减少排放大气中的水蒸汽量50%左右，并减少烟气中可溶性离子40%～60%。缺点是不能完全消烟囱冒“白烟”现象。

2.3 烟气排放监测

(1)监测位置:应安装在烟囱60～80m的位置。

(2)应采用低浓度高湿度烟尘、SO2、NOx在线多点测量仪。

(3)NOx在线测量仪增加NO2测量功能。

(4)加强SO3、汞排放监测，必要时加装汞在线测量仪。

3 建议

3.1 低氮燃烧

低氮燃烧是控制NOx最经济的手段，目的是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式，在不影响锅炉燃烧效率的前提下，最大限度地降低NOx的生成量。四角切圆燃烧、对冲燃烧和W火焰锅炉NOx的生成量分别应控制在200～250mg/m3、250～300mg/m3、700～800mg/m3以下。

在实施低氮燃烧改造时，必须结合锅炉炉型、燃料特性、燃烧方式、流场分布等，一炉一策，制定合理的技术路线，切忌简单套用它厂的经验。建议:一要全面开展锅炉燃烧情况摸底试验，确定合理的边界条件，制定切合实际的低氮燃烧改造方案;二要加强管理，提高低氮燃烧器的制造和施工质量;三要系统开展燃烧优化调整试验，制定科学规范、操作性强的燃烧调整指导手册;四要加强培训管理，提高运行人员技能水平，着力解决改造后可能出现的高温腐蚀、炉膛结焦、蒸汽参数异常、锅炉效率下降等影响机组安全经济的突出问题。

3.2 SCR

SCR是目前我国控制NOx最有效、应用最广的技术，脱硝效率可达80%～90%。

在实施SCR超低排放改造时，必须结合锅炉低氮燃烧后NOx的生成量和NOx的排放限值，一炉一策，进行针对性设计，且脱硝效率不宜超过90%。由于排放限值的降低，影响SCR运行特性的因素变得更为敏感，稍有波动就会造成排放超标，为此，对实施超低排放改造的SCR，无论在设计阶段、还是工程建设、设备成套、运行调整、系统优化、检修维护等阶段，都应更精细，确保稳定可靠地实现NOx的超低排放。

建议:一要高度重视设计边界条件，设计裕度合理;对于技改项目，一定要掌握当前SCR的真实运行情况，并对催化剂的活性和脱硝性能进行相关试验。二要强化物模数模工作，提高入口气流分布的均匀性(流速的相对标准偏差宜小于±10%)。三要结合气流和NOx浓度分布的均匀性，进行差异化设计和运行调整，提高氨氮混合的均匀性(相对标准偏差宜小于±8%)。四要关注锅炉启停、机组低负荷和变负荷运行时，NOx排放浓度的超标问题，结合机组的实际的运行情况，制定相应的改进措施，提高机组全工况的达标能力。五要加强SCR可能产生的次生物和潜在风险的管理，如氨逃逸的增加、SO3形成量的增加，以及由此引起的空预器结垢堵塞、尾部烟道腐蚀、烟尘氨超标、脱硫废水氨氮超标等现象。六要开展催化剂全生命周期的管理，掌握催化剂的运行状态，为科学合理地制定维护/再生/更换方案提供技术依据。七要配置先进的在线氨测量仪，确保氨逃逸浓度测量的准确性，避免氨过量喷射造成的经济损失以及由此造成的下游设备结垢堵塞等问题。八要配置先进的低浓度在线多点NOx测量仪，提高NOx测量的准确性，进而提升SCR系统的自动控制性能。

3.3 FGD

石灰石－石膏湿法是目前我国应用最广的烟气脱硫技术，脱硫效率可达95%～99%。

在实施FGD超低排放改造时，必须结合燃煤硫分和SO2的排放限值，以及协同除尘要求和场地条件，一炉一策，制定合理的改造方案。由于排放限值的降低，影响FGD运行特性的因素变得更为敏感，稍有波动就会造成排放超标，为此，对实施超低排放改造的FGD，一方面要严格控制燃煤质量，确保燃煤硫分相对稳定;另一方面在FGD设计、工程建设、设备成套、运行调整、系统优化、检修维护等阶段，都应更精细，确保稳定可靠地实现SO2的超低排放。

建议:一要高度重视设计边界条件，特别是烟气流量、SO2浓度、烟尘浓度等参数;对于技改项目，一定要掌握当前FGD的真实运行情况，并系统开展FGD性能优化调整试验，最大限度地挖掘FGD的潜在功能。二要强化数模工作，提高入口气流分布的均匀性(流速的相对标准偏差宜小于±12%)。三要结合FGD协同除尘的要求，合理配置浆液喷嘴数量和除雾器结构形式。对于协同除尘50%的要求，浆液喷淋覆盖率宜控制在200%～250%，除雾器宜采用2～3级屋脊式和管式的组合;对于协同除尘75%以上的要求，浆液喷淋覆盖率宜控制在250%～300%，除雾器宜采用3级改进型屋脊式，且各级除雾器的叶片间距应差异化设计，使石膏液滴携带量减少到20～30mg/m3。四要关注脱硫副产物的氧化特性，配置合理的氧化风机和浆池容积，确保脱硫副产物的充分氧化和石膏结晶。氧化风机宜按氧硫比2.5～3配置，浆池容积宜按浆液停留时间4～4.5min配置。五要配置先进的低浓度在线多点SO2测量仪，提高SO2测量的准确性;配置先进的pH计、密度计等在线监测仪表，进而提升FGD系统的自动控制性能和精细化控制水平。六要加强FGD可能产生的次生物和潜在风险的管理，如石膏液滴携带造成的石膏雨等现象。

3.4 烟尘

对于颗粒物的超低排放，目前国内主要采用高效干法除尘(包括电除尘、电袋除尘和布袋除尘)、低低温电除尘、FGD协同除尘和湿法电除尘相结合的方式，综合除尘效率可达99.9%～99.99%。

在实施烟尘超低排放改造时，必须结合燃煤灰分和颗粒物的排放限值，以及干法除尘形式、FGD协同除尘的作用和场地条件等，一炉一策，制定合理的改造方案。由于排放限值的降低，影响颗粒物排放的因素变得更为敏感，稍有波动就会造成排放超标，为此，对实施烟尘超低排放改造的项目，一方面要严格控制燃煤质量，确保燃煤灰分相对稳定;另一方面要统筹考虑干法除尘、低低温电除尘、FGD协同除尘、FGD携带液滴和湿法电除尘的除尘性能，分级控制，确保实现颗粒物的超低排放。

建议:一要高度重视干法除尘的设计边界条件，特别是烟气流量、烟尘浓度等参数;对于技改项目，一定要掌握当前干法除尘的真实运行情况，并系统开展除尘性能优化调整试验，最大限度地挖掘除尘设施的潜在功能。二要制定切合实际的干法除尘改造方案。在场地条件许可的情况下，应充分利旧，对电除尘器进行升级改造，如增加电场、增加极板高度、采用高频、脉冲、三相、高频脉冲等先进电源、加装旋转电极、加装烟尘凝并装置等，改造后烟尘排放应控制在30mg/m3以下;也可在电除尘器入口增设低低温省煤器，同时对电除尘器进行防腐、耐磨，以及除尘系统内部构件和灰斗的优化改造，改造后烟尘排放应控制在20mg/m3以下。在场地条件不许可的情况下，可将电除尘器改造为电袋或布袋，改造后烟尘排放应控制在10～20mg/m3以下。三要结合FGD升级改造，确定可实现的协同除尘效果和液滴携带量。对于配置湿法电除尘器的方案，FGD的协同除尘效果宜不小于50%、液滴携带量宜不大于40～50mg/m3;对于不配置湿法电除尘器的方案，FGD的协同除尘效果宜不小于75%、液滴携带量宜不大于20～30mg/m3，且颗粒物的排放浓度应控制在5～10mg/m3以下。四要结合FGD出口颗粒物的浓度和颗粒物排放要求(5mg/m3、10mg/m3或其他)，合理配置湿法电除尘器，且电场风速宜不大于2.5～2.8m/s，比集尘面积宜不小于25m2/m3/s。五要配置先进的低浓度在线多点湿式颗粒物测量仪，确保颗粒物排放浓度测量的准确性。

［1］中国环境保护产业协会电除尘委员会.燃煤电厂超低排放技术［M］.北京:中国电力出版社，2015.

［2］GB13223－2011，火电厂大气污染物排放标准［S］.

［3］薛建明，柏源，李忠华，等.燃煤电站环保设施多污染物控制能力分析及对策［J］.电力科技与环保，2014，30(6):10－12.

［4］薛建明，柏源，陈焱.火电行业大气污染控制现状、趋势及对策［J］电力科技与环保，2014，30(2):9－12.

［5］王志轩，潘荔，刘志强，等.我国电力行业中长期燃煤大气污染物控制技术发展战略思［C］.第二届能源论坛，北京:2012.

［6］柏源，李忠华，薛建明，等.烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究［J］.电力科技与环保，2010，26(3:8－12.

［7］朱法华，王圣.燃煤大气污染物超低排放技术集成与建议［J］.环境影响评价，2014(2):25－29.

［8］张洁，孙卫民，舒泽平.发电集团应对燃煤电厂超低排放的思考［J］.电力科技与环保，2015，31(4):38－40.

Study on the ultra－low emission comprehensive technology of coal－fired power plants

It is difficult for power plants to implement ultra－low emission technology in power industry.The ultra－low emission control policy was proposed during the implementation of ultra－low emission technology.According to new and active duty units，different integrated control lines were studied，respectively.Attention was elaborated on nitrogen oxides，dust，sulfur dioxides during the implementation of ultra－low emission route.

power plant;ultra－low emission;comprehensive technology

X701.7

B

1674－8069(2016)03－012－04

2016-01-20;

2016-02-21

薛建明(1965-)，男，江苏常熟人，高级工程师，长期从事火电厂环保与资源节约包括SO2、NOx、烟尘、CO2、汞等多污染物控制技术的研究、开发和工程应用。E－mail:xjm_gdhb@126.com

国家高技术研究发展计划(863计划)(2013AA065401)