火力发电厂“超净排放”的“环保岛”技术

文　汪胡根

火力发电厂“超净排放”的“环保岛”技术

文汪胡根

煤作为我国最重要的能源资源，在能源结构中占很大的比例，影响着国民经济和国家战略发展。现今全世界共同面临着由燃烧煤带来的一系列环境难题。开发“洁净煤”技术可以提升燃煤机组效率，高效脱除燃煤机组排放污染物，并将相关产物进行综合利用，形成循环经济效益。

中国是以煤炭为主要一次能源消费的大国，煤燃烧产生的大气污染已成为我国城市经济发展和社会进步的严重障碍。燃煤烟气污染物已成为我国生态环境破坏的最大污染源，因此对烟气合理有效的净化处理已成为能源与环保协调发展的当务之急。

2013年底，我国火电机组装机容量8.6亿千瓦，根据我国能源消耗结构状况，用于火力发电的一次能源85%来自煤炭。大量的煤炭燃烧产生大量粉尘、SOx、NOx、废水、灰渣、汞等污染物，由此带来的大气污染造成巨大经济损失。因此，控制工业气体多污染物排放对改善我国大气质量，促进我国国民经济可持续发展具有重要意义。

1986年3月美国制定了总投资71.4亿美元的洁净煤技术的发展计划，被誉为是继原子弹计划、航天计划、星球大战计划后美国政府组织的又一大全国性计划。受国际石油价格波动影响，世界上最大的煤炭进口国—日本重点发展燃煤火力发电，洁净煤技术成为热点。2000年日本公布了“21世纪煤炭计划”，提出在2030年前分3个阶段研究开发洁净煤技术，其主要项目有：先进发电、高效燃烧、脱硫脱氮和降低烟尘等。欧盟多国降低煤炭产量大肆进口煤炭资源，欧盟国家非常重视燃煤先进发电技术的研究：英国的“能源白皮书”明确提出要把电厂的洁净煤技术作为研究开发的重点。

“环保岛”超净排放主要原则包括：直接脱除主污染物、协助脱除其他污染物；为其他污染物脱除创造条件。烟气协同治理技术是在同一设备内，主要脱除一种特定的污染物，又实现两种及以上的烟气污染物的同时脱除，或为下一流程设备的污染物脱除创造有利条件，以及某种烟气污染物在多个设备间高效联合脱除的技术。

可选择使用以下装置，并演化为不同的技术路线，但达到相同的排放指标要求：⑴ 超低氮燃烧器LNB + ⑵ 选择性非催化还原脱硝SNCR + ⑶ 选择性催化还原脱硝SCR + ⑷ 变频调节引风机 + ⑸ 烟气冷却器 + ⑹ 低（低）温电除尘器 + ⑺ 高效湿法烟气脱硫装置 + ⑻ 湿式电除尘器 + ⑼ 烟气再热器 + ⑽ 烟囱。

烟气污染物协同治理系统，要在充分考虑燃煤电厂现有烟气污染物脱除设备性能 （适当升级和改造） 的基础上，按照统筹兼顾的方法，建立“协同治理”的理念，取得综合的最佳经济性和性能。

火电厂的主要环保设备的主、辅污染物协同控制功能如下：超低氮燃烧器LNB+SNCR+SCR分级脱硝、耦合协作，高效经济脱除氮氧化物；烟气冷却器与下游的烟气再热器配套应用，实现节能和能量的按需调配的同时，协助实现低低温电除尘器功能；大型高效节能新式除尘器，去除粉尘，并协同脱除三氧化硫和汞；高性能脱硫塔，脱除二氧化硫，并协同脱除三氧化硫、微细粉尘和汞；以烟气流向为主线，以设备为节点，以主要参数控制为关键，系统考虑烟气协同处理，优化能耗及物耗，实现“超净排放”；新建工程和生产改造中使用方法有所区别。

主要环保设备及协同技术措施

（1）利用耦合法脱硝系统扩展协调治理

超低氮燃烧器：在不影响锅炉燃烧和效率的前提下，合理组织风、粉配比，在欠氧燃烧、低温燃烧和燃烬风燃烧的联动配合控制下，达到最低的NOx排放浓度；一般烟煤煤粉炉可以将NOx排放浓度控制在280～320mg/Nm3，循环流化床通过烟气再燃等措施，可以将NOx排放浓度控制在100mg/Nm3以下。

选择性非催化还原SNCR脱硝装置：在锅炉出口的对流换热段，温度窗口850℃～1150℃区域，设置SNCR脱硝装置，脱除部分的氮氧化物。循环流化床锅炉、层燃炉，和直流燃烧煤粉炉、旋流燃烧煤粉炉等，都可以达到一定的减排目的。根据炉型的不同，脱硝效率可达35%～70%。进一步降低了烟气中的NOx浓度。对于SNCR脱硝阶段的氨喷入量，可深入研究加入过量氨的技术经济性和对下游SCR的性能影响。SNCR装置距离SCR装置的路径较长，有利于SCR入口氨与烟气的均匀混合，烟气均匀分布，都有利于下游SCR装置入口的AIG和静态混合器的优化设计。我国目前AIG和静态混合器的优化设计研究水平很高，二者融为一体是技术发展的方向。模拟和研究利用SNCR的均布喷枪及锅炉尾部受热面如过热器、再热器、省煤器管束以及锅炉转角，达到AIG和静态混合器的氨与烟气的调整效果，就可以取代AIG和静态混合器装置，节省脱硝装置的空间，减少占地、设备重量和安装工作量，有很大的经济性和良好的发展前景。

选择性催化还原SCR脱硝装置：在锅炉尾部换热段，温度窗口300℃～420℃区域，设置SCR脱硝装置，最终脱除NOx，并达到100mg/Nm3，甚至50mg/Nm3的排放标准。在上游的LNB+SNCR的协调脱硝作用下，大幅度减少了NOx的量，使SCR脱硝装置有条件、更容易达到更低的排放浓度。

选择性催化还原SCR脱硝装置的协同脱汞：复合特效的汞氧化催化剂，将难溶解的毒性的元素态汞氧化为可溶解的无毒的二价汞离子，以便易于脱汞。在主要实现NOx高效脱除的同时，实现较高的汞氧化率和较低的SO3的生成率。通过在脱硝系统中加装高效汞氧化催化剂，提高元素态汞的氧化效率，有利于在其后的除尘设备和脱硫设备中对汞进行脱除；同时抑制SO2向SO3的转化率，减少SO3生成。

可行的协同脱硝参考数据：（以烟煤、煤粉炉为例）

（2）利用除尘系统扩展节能减排效益

根据火电厂“环保岛”工艺流程，烟气完成脱硝后，排出锅炉本体，进行除尘。

烟气冷却器（FGC）：在除尘系统前设置烟气冷却器（FGC），降低烟气冷却器出口烟气温度。一般降至酸露点温度之以上的95～105℃区域，称低温电除尘器；降至酸露点温度之下，并工作在高灰区域，称低低温电除尘器。

利用烟尘的细度和碱度，使大部分SO3在烟气降温过程中凝结成的硫酸及硫酸铵被烟尘充分地吸附和中和，使烟尘粒径增大，从而有效防止低温腐蚀的发生，有利于烟尘在除尘器和脱硫吸收塔中被脱除。烟气冷却器（FGC）还实现了烟气余热的利用。利用水媒体，将烟气余热用于加热火电机组的凝结水，或加热湿法脱硫后的净烟气，减轻湿烟囱的腐蚀工况，提高烟囱出口烟气的热抬升高度，降低火电厂周界的污染物落地浓度。

低（低）温电除尘器（ESP）：烟气冷却器后烟气温度降低，体积减小，烟尘比电阻降低，大幅提高了粉尘的趋近速度，相对提高了除尘器的比集尘面积，等同于加大了除尘器，从而大幅度提高除尘效率。经过设置低低温电除尘器，可将粉尘排放浓度降低至20mg/Nm3以下。由于低低温粉尘可以吸附更多的SO3和游离汞，协同实现了SO3和汞的脱除。

（3）湿法脱硫装置 （FGD）

脱除二氧化硫SO2：在大量浆液的喷淋作用下，同时协同脱除粉尘、SO3和汞。我国SO2排放标准在13年内不断提高，从2000年前的400mg/Nm3到2006年的200mg/Nm3，到2011年的100mg/Nm3，5mg/Nm3，到现在“超净排放”的35mg/Nm3，脱硫效率普遍要求在99%以上，而且中国的煤质条件较差，地域差别很大，所以，高效、深度脱硫技术成为必然。

串联塔技术和单塔双循环技术被证明可以达到这个要求，脱硫塔操作在不同的pH值反应条件下，并根据变工况条件进行自动联锁调节，这些技术都增加了有力的调节手段和措施，成为新的主流技术。相比于传统的单塔单循环喷淋塔没有足够的调节手段，串联塔技术和单塔双循环技术通过低pH值溶解、氧化和高pH值吸收反应，更有针对性地提高吸收、溶解、氧化、结晶等不同功能设置单元的反应强度，更高效、节能和可调节。

协同脱除粉尘：在保证脱硫效果的同时，通过优化设计脱硫塔的塔内件，尤其是喷淋层和除雾器，脱硫塔所具有的除尘效率可相应提高。脱硫效率提高，液气比加大，客观上提高了塔的除尘强度，同时塔内件尤其是除雾器的效率提高，以及脱硫废水的排放及运行有了很大改善。

中国是以煤炭为主要一次能源消费的大国

经过脱硫塔的协同除尘，煤灰粉尘可以达到4～5mg/ Nm3左右，加上脱硫产生的石膏粉尘约4.5～7.5mg/Nm3左右，总尘可达到8.5～12.5mg/Nm3的排放浓度。

石膏粉尘大致可以按：脱硫塔石膏浆液固含量和除雾器出口液滴含量估算。如果石膏浆液固含量=15%，除雾器出口液滴含量=50mg/Nm3，在只考虑悬浮石膏，不考虑溶解石膏的情况下，脱硫塔产生的石膏粉尘量=50mg/ Nm3*15%=7.5mg/Nm3。

如果将除雾器出口液滴含量降至30mg/Nm3，则脱硫塔产生的石膏粉尘量为4.5mg/Nm3。这样，通过多污染物的协同作用，就有希望将粉尘将到10 mg/Nm3以下。

协同脱除三氧化硫SO3和汞Hg2+：石灰石—石膏湿法脱硫能够协同脱除烟气中的部分SO3和Hg2+，由于SO3易于生成H2SO4气溶胶，所以SO3的脱除效率在30%～40%；对汞的脱除主要是Hg2+能够溶于水而发生化学反应，且Hg2+无毒。石灰石—石膏湿法脱硫塔对Hg2+的脱除效率可达98%以上，但对游离Hg的脱除效率不高，具体的数据还有待测量和研究。

（4）湿式电除尘器（WESP）

实现烟气污染物包括烟尘、SO3、石膏细尘等的精细化处理，是整个“环保岛”中最后一个污染物处理装置。在脱硫、脱硝、除尘的工艺之后，进一步对水汽、细微颗粒物、SO3、游离汞分子、其他气溶胶物质的深度去除。它以电除雾为基础，通过捕集饱和烟气温度下的饱和水汽，去除水及其溶解和黏附物。在入口粉尘30mg/Nm3的时候，可以使出口粉尘达到5～10mg/Nm3的排放。湿式电除尘器的除尘效率约为70%～80%，由于饱和水汽下的电除雾作用，往往能将细微颗粒，包括PM2.5的颗粒物洗涤出来。

湿式电除尘器固然能够保证更低的烟尘排放浓度，易于达到10毫克/立方米的要求，但它属于吃细粮的精细化深度除尘装置，入口的粉尘浓度一定要控制好，绝不可以把湿式电除尘器当作最后把关的万能设备，而放松了对前端设备的污染物控制要求，只有在“环保岛”的总体范围内，层层把关控制，协同解决，才有望实现节能、经济、环保的最佳综合效益。

（5）烟气再热器（FGR）和烟囱

烟气再热器的热量可以来自上游的烟气冷却器，或火电厂的汽机抽汽热源。烟气再热器将湿烟气加热至较高温度的干烟气，改善烟囱运行条件，以明显改善石膏雨和烟囱冒白烟的现象，提高排烟的热抬升高度，降低火电厂周界的污染物落地浓度，改善环境质量。湿烟囱通常采用钛板、宾高德、发泡玻璃砖、杂化材料等高等级防腐及制造、安装工艺，投资很大。采用MGGH形式的烟气冷却器和烟气再热器，不仅能够有效地利用“环保岛”烟气系统的内部热量合理调配，还能在投资经济合理的前提下，协同低低温电除尘器除尘、脱SO3、和脱汞，包括提高对PM2.5粉尘的去除。

烟气协同治理技术小结：

协调治理技术的适用条件和要求

总的技术路线适用于采用煤粉锅炉的新建机组和具备改造条件的机组。脱硫装置、脱硝装置、除尘装置等主要污染物治理设备在扩展其辅助功能、辅助或协同脱除其他污染物的功能时，也有一定的限制条件或新增措施，才能发挥作用。

烟气协同治理典型技术路线污染物脱除原理表（引自日立公司）

总的技术路线的基本控制参数：高效汞氧化催化剂的设置根据汞的环保排放要求确定。低低温电除尘器入口烟气温度宜低于烟气酸露点温度，一般为 85℃±1℃，低低温电除尘器出口烟尘浓度限值宜按20mg/Nm3～30mg/Nm3进行控制。SO3在低低温电除尘器中的脱除率应大于95%。湿法脱硫装置的除尘效率应调整到70%～80%。烟囱出口烟尘浓度应小于10mg/Nm3。脱硫塔后设置烟气再热器，烟气再热器与烟气冷却器一般采用以水为传热媒介的分体管式换热器，例如珞璜电厂在一期、二期、三期都在使用。若烟囱出口烟尘排放浓度值要进一步提高到小于5mg/Nm3，选择设置湿式电除尘器是比较可靠的方案。

（1）新型汞氧化催化剂

当需要进一步提高烟气处理系统的脱汞率，满足汞的环保排放要求时，可在SCR脱硝装置中采用新型汞氧化催化剂提高汞的氧化率。

脱硝效率应达到设计要求，SO2/SO3转化率一般不大于1%，汞氧化催化剂化学寿命一般为：16000小时～24000小时，机械寿命一般不小于10年。汞氧化催化剂可以促进反应的正向进行，具有抑制SO2的氧化率升高，同时具有高效汞氧化的性能。

（2）烟气冷却器和烟气再热器

冷却器和再热器的烟气与水的冷端、热端的端部温差宜不低于15℃，冷却器进口水温度应高于水露点温度+25℃，且不宜低于70℃。冷却器进、出口段和烟气再热器的出口段换热元件设计使用寿命不小于20年；再热器进口段换热元件的设计使用寿命不小于24000小时。冷却器和烟气再热器一年内不间断连续运行的时间大于 8000 小时。

冷却器和再热器的选型基础参数应包括煤质分析及灰分析资料，冷却器及烟气再热器工作参数，锅炉、汽机及主要辅机的相关参数，当地的环境条件及工程所在地的工程地质等数据。

（3）主要技术要求包括系统、材料、水压试验要求

系统要求：烟气冷却器及烟气再热器的系统分为单独采用烟气冷却器、烟气冷却器及烟气再热器联合使用。烟气冷却器单独采用时，循环工质为汽轮机回热系统的凝结水，烟囱为湿烟囱。烟气冷却器及烟气再热器联合使用时，工质为循环水，烟囱为半干烟囱。烟气冷却器及烟气再热器宜设置在线监测装置，以及时发现换热元件可能的泄漏。烟气冷却器及烟气再热器应采取循环水再循环或高、低温凝结水混合等系统设计措施，保证在机组启停及低负荷运行时，其进口或出口水温不低于设计要求。烟气冷却器及烟气再热器应设置吹灰系统。烟气冷却器及烟气再热器的传热元件宜选取翅片管。常见的工业用翅片管包括螺旋翅片管、H型翅片管和针形翅片管。烟气冷却器及烟气再热器内的最大烟气流速宜小于12m/s且不低于6m/s，管内工质平均流速宜不低于 0.3m/s 且宜不大于 1.5m/s

材料要求：

①烟气冷却器的换热器本体、渐扩段和渐缩段的壳体及其附属配件宜选取碳钢。冷却器传热元件的基管和翅片宜选取同种材料或相近材料，材料可以采用碳钢。冷却器及烟气再热器传热元件的基管材料应符合GB3087或GB5310的规定，采用国外材料时，应符合国家相关法规和标准。沿烟气介质流向，第一段光管的材质宜选用SUS444、SUS430高耐蚀的铁素体不锈钢，也可选用SUS316L奥氏体不锈钢。第二段螺旋翅片管的材质宜选用SUS316L奥氏体不锈钢或一般碳素钢；第三段螺旋翅片管的材质宜选取一般碳素钢。一般碳素钢换热器的进口的烟气温度应高于 65℃。

②烟气再热器分两段布置时，沿烟气介质流向，第一段的出口烟气温度低于65℃时，其传热元件宜选取不低于316L的奥氏体不锈钢；第二段进口的烟气温度高于65℃时，其传热元件宜选取碳素钢或ND钢。烟气再热器进口段的烟道钢板或接触烟气的固定件宜采用不低于316L的奥氏体不锈钢，也可选取其他防腐材料或防腐措施；烟气再热器出口段的烟道钢板或接触烟气的固定件宜选取碳素钢或ND 钢。

水压试验要求：烟气冷却器、烟气再热器及管道系统，在安装完成后应进行水压试验，水压试验压力为设计压力的 1.5 倍。

（4）低低温电除尘器

一方面，充实教师的专业生活。此处主要是指对教师的专业知识、专业技能和专业情感等的培育与提高。可以通过教学论坛、教学科研、师德论坛等形式帮助教师找到合适的情绪释放端口。“首先学校需要给教师合适的展示机会，因为教师发泄的点不一样，因此可以举办教学论坛，让一些出类拔萃的教师、寡言少语的教师，甚至有些另类的教师，在这种场合发散自己的教学思维和情感；其次还可以举办德育论坛，可以鼓励一些老教师、优秀教师分享经验，让大家在浸润中成长。”[HDW—ZL]“读书、做科研等环节能让教师自己发现不足，从经验型教师走向教育家型教师，帮助教师更好地认识自己，分散情绪注意点，从学习中收获快乐。”[HDW—YXQ]

使用条件：低低温电除尘器入口烟气温度应低于烟气酸露点温度，一般为85℃±1℃。烟气灰硫比宜大于50，灰硫比过大或飞灰中碱性氧化物（主要Na2O）含量较高或燃煤中含硫量较高的煤种，烟尘性质改善幅度减小对低低温电除尘器提效幅度有一定影响。

性能要求：低低温电除尘器出口烟尘浓度限值宜按20mg/Nm3～30mg/Nm3进行控制。压力降应不大于250Pa。漏风率应不大于2%。能有效脱除烟气中的SO3。脱除效果与烟气的灰硫比及降温幅度相关，脱除率一般应不低于95%。在使用同类型电源，达到相同除尘效率情况下，与常规电除尘器比较，低低温电除尘器节省电耗不低于25%。（建议低低温电除尘器第一、二电场采用高频高压电源供电，其他电场采用工频高压电源，特殊情况下，末电场可采用脉冲高压电源。）

防低温腐蚀的技术要求：一般不允许产生低温腐蚀。由于烟气温度降至酸露点以下，SO3在烟气冷却器中冷凝，形成具有腐蚀性的硫酸雾，并吸附在烟尘表面上。对于部分含硫量高、灰分较低的煤种，灰硫比不大于50时，硫酸雾可能未被完全吸附，则应考虑低温腐蚀的风险。因硫酸雾粘附在飞灰表面，且飞灰在灰斗内有一定储存时间，因此灰斗板材宜采用ND钢以避免腐蚀风险。除尘器下游设备一般情况下不会产生明显的、集中的腐蚀，为了增加安全性，建议对下游设备的烟气滞留区（易积灰区）、漏风点等处采取适当的防腐措施。

防二次扬尘的技术要求：烟气温度降低，烟尘比电阻下降，烟尘粘附力有所降低，二次扬尘会适当增加，为防止二次扬尘，需要适当增加电除尘器容量及采用振打优化技术，通过加大流通面积，降低烟气流速，设置合适的电场数量，调整振打制度来控制二次扬尘；或当场地受限时，采用旋转电极式电除尘技术或离线振打技术。

（5）湿法脱硫装置

石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置污染物脱除性能指标：SO2脱除效率不低于98%；NO2脱除效率不低于90%；Hg2+脱除效率不低于90%；HCl脱除效率不低于95%；HF脱除效率不低于95%；烟尘脱除效率不低于70%；除雾器出口烟气携带液滴浓度不高于20～40mg/Nm3；当脱硫装置要求实现脱汞协同处理功能时，需添加脱汞稳定剂；应采用合适的烟气均布措施保证吸收塔塔内烟气分布均匀度；吸收塔喷淋层单层浆液覆盖面应达到100%（以喷嘴出口面下一米计）；喷淋层喷嘴浆液覆盖率不低于200%（以喷嘴出口面下一米计）；喷淋层管路设计应保证每个喷嘴入口压力均匀；喷淋层喷嘴宜采用高效雾化喷嘴。

除雾装置：对于≤75mg/Nm3液滴携带排放指标，应至少设置二级屋脊式除雾器或二级烟道除雾器；对于≤50mg/Nm3液滴携带排放指标，应至少设置一级管式二级屋脊式除雾器或三级烟道除雾器；对于≤30mg/Nm3液滴携带排放指标，应采用塔内屋脊式除雾器与烟道除雾器结合的配置方式。

（6）湿式电除尘器

采用烟气协同治理技术路线的新建工程，当烟尘排放浓度限值不大于5mg/Nm3时，可采用湿式电除尘器，以期达到“超净排放”的目的。

设置条件：采用烟气协同治理技术路线的改造工程，应优先改造除尘及湿法脱硫设备。当除尘设备及湿法脱硫设备改造难度大或费用很高、烟尘排放达不到标准要求，尤其是烟尘排放限值为10mg/Nm3时，且场地允许，可采用湿式电除尘器。

低低温电除尘器出口烟尘浓度限值为30mg/Nm3 时建议技术参数

低低温电除尘器出口烟尘浓度限值为20mg/Nm3 时建议技术参数

参数要求：湿式电除尘器入口的含尘浓度应不大于30mg/Nm3；湿式电除尘器的烟尘除尘效率和PM2.5去除率均应在70%～80%，本体压力降应不大于250Pa。漏风率应不大于1%。烟气进出口的温降应不大于 1℃；湿式电除尘器的整机使用寿命为 30 年；湿式电除尘器内的烟气流速应不大于 3.5m/s；同极距宜为 250mm～400mm。

喷淋补给水的水质要求：

— 悬浮物：≤150mg/L；

— pH值：6～8；

— 全硬度（CaCO3）：≤500mg/L；

— 氯离子（Cl—）：≤200mg/L。

极配材料：放电极与集尘极材料应选用316L或同等材料。阴极线宜采用起晕电压低、易冲洗的极线型式。

湿式电除尘器的冲洗系统：喷淋管路系统应设置冲洗旁路管道，根据环境温度设置保温层及伴热，并装有过滤器；湿式电除尘器本体内部供水应采用不锈钢或非金属防腐材料；喷嘴应采用不锈钢或非金属防腐材质，保证喷嘴喷淋覆盖率大于120%，喷嘴应便于检查和更换；喷嘴处供水总压力为 0.20 MPa～0.45 MPa。

结束语

本文关于火电厂的“环保岛”，重点阐述了围绕尘、硫、硝如何分级处理、协调控制、优化组合、经济合理的达到10、35、50毫克/标准立方米的“超净排放”的国家最新排放要求的技术，“环保岛”中还可以包括凝结水的精处理（反渗透或离子交换）以及废水处理与综合利用、灰渣处理与综合利用等二次污染物的处理，其中，废水处理目前立足于综合利用的零排放技术，火电行业已经探索多年，取得了成功的运用经验；灰渣处理一般是外卖给其他专业公司进行综合利用。

关于尘、硫、硝、汞的处理，是煤燃烧后的主要污染物，国家的重点治理对象。随着要求的愈加严格，必定会推动火电厂环保技术的飞速发展。环保装置越来越成为火电厂的一大块重点装备，加上水处理和固废处理，正在发展成为一个有特殊功能的“岛”，成为独立而又相互关联的技术、装备、建设、运行、维护、监控单元。运用协调控制的思想，分而制之而又优化关联，就能经济合理的达到燃煤机组的燃机排放标准的“超净排放”目标，给火电厂带来蓝天白云下的清洁生产。

（作者为北京交通大学经济管理学院在读博士，研究方向为电力产业安全研究）