燃煤电站超低排放技术研究综述

黄治军，方 茜，王卫群,祁建民,孙 虹,华 伟，周心澄，杨林军

(1.江苏方天电力技术有限公司，江苏 南京 211102；2.绍兴市柯桥区环保监测站，浙江 绍兴 312000； 3.东南大学能源与环境学院，江苏 南京 210096)

燃煤电站超低排放技术研究综述

黄治军，方 茜2，王卫群1,祁建民1,孙 虹1,华 伟1，周心澄3，杨林军3

(1.江苏方天电力技术有限公司，江苏 南京 211102；2.绍兴市柯桥区环保监测站，浙江 绍兴 312000； 3.东南大学能源与环境学院，江苏 南京 210096)

面对严峻的大气环境形势，我国提出了燃煤电站超低排放要求，从脱硝、除尘、脱硫三方面介绍了目前超低排放改造技术发展现状，包括：低低温电除尘、双塔串联、湿法脱硫高效除尘、湿式电除尘等技术的原理、特点，给出了不同方案工程应用实例；指出了燃煤电站超低排放存在的问题及进一步研究方向。

超低排放；脱硫；脱硝；除尘；协同治理

0 引言

《2015中国环境状况公报》表明，2015年我国各污染物排放总量与前几年相比有了明显下降，但环保形势仍然严峻。燃煤电站排放是污染物排放重要源头之一，近年来国家对燃煤电站污染物排放提出的要求越来越高。2014年9月下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》[2]要求新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到燃气轮机组排放限值。2015年12月印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》[3]进一步提出到 2020 年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，并将东部地区、中部地区计划改造完成时间分别提前至2017年和2018年。

超低排放形势下，燃煤电站需要充分发挥减排潜力，优化设计指标和工艺流程，集成高效经济的脱硝、除尘、脱硫技术，从综合治理的角度出发，利用各烟气净化环节的相互影响，将各污染物高效协同脱除。本文将结合工程实例，简要介绍近年来燃煤烟气污染物超低排放技术的研究进展。

1 脱硝系统增效改造技术

我国燃煤电厂NOx排放控制主要采取的是燃烧控制和烟气脱硝相结合的综合防治措施[4]，目前我国大部分燃煤机组基本采用“低NOx燃烧器+SCR烟气脱硝”的技术路线，超低排放改造主要采取的技术方案有高效SCR脱硝技术，优化烟气脱硝过程运行与监测，结合增加催化剂层数、更换新催化剂等。

烟气脱硝技术主要包括SCR脱硝技术、SNCR脱硝技术、SNCR-SCR脱硝技术三种。其中商业应用最为广泛的是SCR脱硝技术，由日本在20世纪70年代将其工业化[5]，技术发展成熟，运行稳定可靠。现役机组SCR催化剂多为2层填装，1层备用，在进行SCR脱硝系统超低排放改造时多改为3层填装，部分电厂采用4层填装。改造后一般可满足超低排放要求。SCR脱硝技术下一步的研究重点在于开发宽温度窗口、低成本、适应我国烟气条件的催化剂，减少脱硝过程的氨逃逸，提升催化剂抗毒稳定性，以及催化剂再生与无害化处理等[6]。

2 除尘系统增效改造技术

目前国内技术成熟且实用性广的除尘技术主要是静电除尘和布袋除尘，以这两种除尘技术为基础，近年来应用较广的改造技术有湿式电除尘技术、低低温电除尘技术、电袋复合除尘技术、旋转电极式电除尘技术、高频高压电源技术等。

2.1 湿式电除尘技术

燃煤电站湿法脱硫系统可通过惯性碰撞、布朗扩散等物理作用对燃煤烟气中细颗粒物进行捕集脱除，在一定程度上可以实现颗粒物的协同脱除，但同时脱硫过程也会产生新的颗粒物[7-9]。为达到超低排放标准，脱硫系统后一般需要加装湿式电除尘器(wet electrostatic precipitator,WESP)进行深度除尘。湿式电除尘器与干式除尘器的区别在于清灰方式，与干式电除尘器的振打清灰不同，湿式电除尘器无振打装置，而是通过在集尘极上形成连续的水膜将捕集到的粉尘冲刷到灰斗中。湿式电除尘的清灰方式有效避免了二次扬尘和反电晕问题，对酸雾和重金属也有一定协同脱除效果。湿式电除尘器根据阳极类型不同可分为金属极板WESP、导电玻璃钢WESP和柔性极板WESP[10]。

2.2 低低温电除尘技术

低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热器将除尘器入口烟温降至酸露点以下，一般在90 ℃左右。该技术优势[11]：(1)烟气温度降至酸露点以下，SO3在粉尘表面冷凝，粉尘比电阻降低，避免反电晕现象，提高除尘效率；(2)由于排烟温度下降，烟气量降低，减小了电场内烟气流速，增加了停留时间，能更有效地捕获粉尘；(3)SO3冷凝后吸附在粉尘上，可被协同脱除。低低温电除尘布置方案主要有两种：方案一是在电除尘器前布置换热器来降低烟温至90℃～110℃，回收余热用于加热汽机冷凝水系统。方案二是在电除尘器前和脱硫吸收塔后各布置1套换热器，将除尘器前回收的余热用于脱硫后烟温的再热。国际上，日本对低低温电除尘技术研究较为深入，目前日本多家电除尘器制造厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例[12]。国内研究起步较晚，但在超低排放背景下，多家电站进行了成功投运。华能长兴电厂2×660MW机组除尘系统采用低低温电除尘器，2014年投运，电除尘器出口烟尘浓度12mg/m3[13]。

2.3 电袋复合除尘技术

电袋复合技术是基于静电除尘器和布袋除尘器两种成熟的除尘技术提出的一种新型复合除尘技术，近几年来发展迅速。研究表明[14]，电袋复合除尘器除尘机理不仅仅是静电除尘和布袋除尘的叠加，两者在除尘过程中存在相互影响，颗粒在电场中荷电、极化、凝并，增强了布袋对颗粒物的捕集能力。珠海发电厂1、2号机组(2×700MW)燃煤机组在2014年采用电袋复合技术对原有电除尘器进行超低排放改造，结果表明，改造后1、2号炉排放浓度由原先的70～100mg/m3降为3.15、2.55mg/m3，提效显著[15]。

2.4 旋转电极式电除尘技术

旋转电极式静电除尘器(也被称为移动电极式静电除尘器)，是将除尘器电场分为固定电极电场和旋转电极电场两部分，旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转清灰刷清灰，当粉尘随移动的阳极板运动到非收尘区域后，被清灰刷刷除。粉尘被收集到收尘极板后尚未达到形成反电晕的厚度就被清灰刷刷除，极板始终保持清洁，避免了反电晕现象[16]。同时由于清灰刷位于非收尘区，最大限度减少了传统振打清灰会造成的二次扬尘问题，确保了除尘效率。

2.5 高频高压电源技术

高频高压电源技术指通过大功率高频开关，将输入的工频三相电流经整流变为直流，再经过逆变和转换变为近似正弦的高频交流电源，再经变压器升压整流，形成直流或窄脉冲等各种适合电除尘器运行的电压波形。与工频电源相比，高频电源具有除尘效率高、转换效率高、节能降耗等优点。目前已有很多高频高压电源用于电除尘器改造。国电环境保护研究院研发了高频+脉冲分区耦合节能提效电除尘技术，开发了高频和脉冲供电电源装置[18]，提升了电除尘对细颗粒的捕集能力。良村热电1号机组在进行超低排放改造时采用了高频电源技术，改造完成投入运行后，电除尘器烟尘出口浓度排放值7.7mg/m3，电除尘效率达到99.93%[19]。

3 脱硫系统增效改造技术

在过去的三十多年来，烟气脱硫技术逐渐得到了广泛应用，综合考虑技术成熟度和费用等因素，广泛采用的烟气脱硫技术仍是湿法石灰石脱硫工艺。据中电联统计[20]，截至2015年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.2亿kW，其中采用石灰石-石膏湿法工艺的占92%，这为湿法脱硫工艺的增效改造提供了有利条件。

3.1 空塔增效及塔内构件改造

影响脱硫效率的因素有很多，可大致分为烟气性质、空塔结构、运行操作参数，吸收剂品质[21-23]这几个方面。在原先排放与超低排放标准差别不太大的前提下，通过对空塔的优化，如适当增加循环浆液量，优化喷淋层结构，延长烟气停留时间，提升脱硫浆液中石灰石品质及添加脱硫增效剂等措施[24-26]，可达到超低排放要求。

针对塔内构件的改造主要有吸收塔增效环技术和托盘塔技术。吸收塔增效环在各研究中的表述不尽相同，有“导流环”、“聚液环”、“液体再分配器”等。增效环设置的主要目的有两个，一是改善烟气在塔横截面上分布不均现象，防止烟气沿塔壁向上形成“短路”；二是将喷淋至吸收塔壁的浆液收集起来以减少壁流损失，然后将浆液重新分配至塔中部[27-29]。增效环可单层或多层设置在喷淋层下方，增强塔内气液传质，从而提高脱硫效率。

托盘塔技术指在入口烟道上方与最底层喷淋层间布置1～2块孔板托盘，使烟气进入吸收塔后流速分布均匀。另外，托盘产生的一定持液高度会使气液剧烈掺混产生类似“沸腾”状态的泡沫层，强化气液传质的同时增加了烟气停留时间，提高了脱硫效率[30-31]。目前，国际主流的托盘是美国巴威公司的专利技术托盘，武汉凯迪电力环保有限公司引进了该技术[30]。某600MW超超临界燃煤锅炉脱硫系统采用石灰石-石膏湿法工艺，一炉一塔布置，吸收塔采用3层喷淋，改造前无托盘，燃用设计煤种(Sar≤1%)时，脱硫效率大于95%。进行超低排放改造时，在吸收塔入口与下层喷淋层间设置托盘，同时对喷淋层进行增容改造，提高液气比。投入运行后经检测，额定工况下SO2排放浓度为21.6mg/m3[31]。

3.2 高效脱硫协同除尘技术

石灰石-石膏湿法脱硫系统借助脱硫浆液的洗涤作用可协同脱除烟气中颗粒物，超低排放形势下，近年来针对脱硫过程的协同除尘技术的研究也有所发展。其中较为典型的技术有北京国电清新环保技术股份有限公司自主研发的旋汇耦合脱硫技术。旋汇耦合脱硫技术在空塔的基础上加装湍流装置，基于多相紊流掺混的强传质机理和气体动力学原理，通过旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，气液固三相充分接触,迅速完成传质过程,从而实现高效脱硫和除尘[32-34]。2015年4月，华润首阳山1号机组进行超低排放改造，脱硫和除尘改造采用国电清的“SPC超净脱硫除尘一体化技术”，包括增加旋汇耦合装置、优化喷淋层、管束式除雾器。改造后SO2排放量由原80mg/m3降至16.7mg/m3[35]。

3.3 单塔双循环技术

单塔双循环技术是美国Research-Cottrell公司和德国诺尔-克尔兹公司的专利技术[36]，其理论基础在于SO2吸收过程与氧化过程对脱硫浆液pH值要求不同。具体来说，单塔双循环技术指脱硫烟气在塔中经过两级独立循环的浆液喷淋区，第一级循环喷淋浆液的pH值为4.5～5.0，主要用于保证亚硫酸钙的氧化与石灰石在浆液中溶解充分，保证石膏的结晶回收；第二级循环喷淋浆液的pH值为5.5～6.0，侧重于剩余烟气中SO2的吸收脱除，以达到要求的脱硫效率[37]。两级间设浆液收集装置，将两级循环分开的同时起到均布烟气流的作用。两级循环的操作参数独立，煤种、负荷等变化时能够及时调整，适应性较好。相较单塔单循环能在一定程度上降低液气比，提高脱硫效率。国电龙源引进单塔双循环技术，并在2013年将此技术首次运用于国内项目广州恒运热电厂责任公司8、9号烟气脱硫改造工程。此项目在原有脱硫塔的基础上进行改造，设计了国内第一台采用石灰石-石膏法单塔双循环脱硫设备。该工程在168h试运行期间，脱硫塔入口SO2的质量浓度为1800～4200mg/m3，塔出口SO2浓度稳定在50mg/m3以下。

3.4 双塔技术

双塔技术包括双塔串联技术与双塔并联技术。双塔串联技术指在原先“一炉一塔”的基础上再增设一座脱硫塔，与原塔串联布置。烟气首先进入预洗涤塔，脱除部分SO2的同时可除去烟气中的其他杂质，如烟尘、HF、HCl等[38]。预洗涤塔浆液pH值控制较低，有利于石膏的结晶。烟气经预洗涤塔后进入吸收塔，吸收塔的脱硫浆液pH值控制较高，可以保证很高的脱硫效率。串联两塔的操作参数一般相互独立，适应性好，能有效提高整体脱硫效率。除脱硫效率提高以外，测试研究表明双塔串联脱硫系统对燃煤烟气中细颗粒物脱除效率较单塔系统有明显提高。测试对象为某600MW电站一和某300MW电站二，两电站烟气处理工艺流程相近，脱硫系统均采用石灰石-石膏法烟气脱硫技术，电站一脱硫塔采用单塔喷淋结构，烟气直接进入吸收塔进行脱硫；电站二脱硫塔采用双塔串联结构，烟气首先进入预洗涤塔进行降温除尘及预洗涤，再进入吸收塔脱除烟气中剩余SO2，脱硫效率均高于99%。经过2次喷淋作用，流场更为均匀，对粉尘的拦截效果增大，提高了浆液滴与颗粒物碰撞捕集几率，实现SO2、细颗粒物的协同脱除。

双塔并联技术指新建的脱硫塔与原塔在作用上与原塔完全相同，通过烟气分流减少进入原吸收塔的烟气量，延长烟气停留时间。双塔并联系统的安全性较高，当其中一塔出现故障时不影响整个系统的运行，但由于单塔脱硫效率的限制，并联运行达到超低排放标准仍有一定难度。

4 结论与建议

我国燃煤电站现有烟气治理技术路线在实施过程中主要是对单一污染物配备专用脱除系统，极少考虑各系统间协同效应，达到相同效率的情况下系统复杂、运行成本大，且常规设备较难达到超低排放的要求。这就要求燃煤电站采用烟气协同治理技术，即综合考虑脱硫、脱硝、除尘系统之间的协同作用，在脱除主要目标污染物的同时脱除其他污染物或为其他污染物的脱除创造条件，兼顾环保效益与经济效益。以低低温除尘技术为核心和以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线是目前烟气污染物协同治理的两条典型技术路线。以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理典型技术路线为：脱硝装置(SCR)→热回收器(WHR)→低低温电除尘器(低低温ESP)→石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置(WFGD)→湿式电除尘器(WESP，可选择安装)→再加热器(FGR，可选择安装)。以湿式电除尘技术为核心技术路线采用湿式电除尘器，WESP主要用于解决脱硫塔后烟尘排放问题，一般与除尘器和湿法脱硫装置配合使用，当除尘设备采用低低温电除尘器时，关键设备主要功能及典型污染物治理技术间的协同脱除作用与“以低低温除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”相同。

超低排放标准的实施推动了很多新技术的研发与应用，工程实践也证明，应用前述脱硫、脱硝、除尘超低排放改造技术，在燃用优质煤的电厂实现超低排放是可行的。几个值得注意的问题有：

(1)进一步降低超低排放改造的投资运行费用；虽各污染物排放标准是独立设定的，但在进行工程改造、技术研发的过程中却不能仅把除尘、脱硫、脱硝作独立考虑，而应充分考虑各污染物脱除过程的相互影响，充分利用各技术间的协同效应，最大程度降低超低排放改造的投资和运行费用。

(2)开发适合劣质煤的低成本超低排放技术；针对优质煤可以保证燃煤电厂达到超低排放要求，但对于高硫、高灰、高碱等劣质煤的适应性还有待提高：高硫煤(含硫量大于3%)储量仅西南地区就达到800亿t，高效低成本脱硫难度大，并易引起SO3排放的问题；高灰煤(含灰大于25%)占全国电煤的30%，颗粒物的高效低成本控制难度大，并影响脱硝催化剂的使用寿命；高碱煤，例如准东煤，碱金属含量3%～10%，储量3900亿t，存在SCR催化剂易中毒及采用低低温电除尘提效效果不显著等问题；解决劣质煤的低成本超低排放改造问题对全面推行超低排放标准有着重要意义。

(3)增强SO3等可凝结颗粒物排放控制；燃煤烟气中SO3的来源主要有两方面：燃烧过程中，煤中的硫份大部分被氧化成SO2，但是有一小部分的硫会被氧化成SO3，一般约占0.5%～1.5%[39]；在SCR脱硝过程中，少量SO2会被脱硝催化剂氧化为SO3，对于中高硫煤，SCR烟气脱硝装置出口SO3浓度可达51～86mg/m3[40]。SO3除造成环境问题和腐蚀破坏以外，还易造成空预器堵灰等问题[41]，通过联合脱除技术，减少SO3、汞、砷等污染物排放，是目前超低排放技术研究不可缺少的部分。

(4)构建污染物控制技术的合理评估方法，对污染物控制技术有效性进行评估，有助于更客观地认识控制技术实施效果，为后续的环境质量管理与技术改造决策提供科学依据。

(5)关注运行该过程中的经验积累。以低低温电除尘技术和以湿式电除尘技术路线在我国应用时间较短，机组投运时间短，运行和维护经验相对不足，长期运行的稳定性有待更长时间的检验，需结合我国燃煤电站实际情况，进行持续跟踪、分析、评估与改进。

(6)除对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化以外，应加强技术创新。

(7)积极开展非电行业污染物超低排放；将电力行业减排经验推广到非电行业，如钢铁、化工等，全面控制和削减污染物排放。

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Research of ultra low emission technology in coal-fired power plants

Facingtheharshenvironmentalsituation,ultra-lowemissionstandardforcoal-firedpowerplantshasbeenputforwardbyChina.Concerningthedevelopmentofultra-lowemissiontechnologies,itintroducesthemechanism,characteristicsandsuccessfulindustrialapplicationsofvarioustechnologiesfromthreeaspectsdenitration,desulfurizationanddustremoval.Thesetechnologiesincludelow-lowtemperatureelectrostaticprecipitator,series-connectedabsorptiontower,integratedtechnologyoffuelgasdesulfurationanddedustingandwetelectrostaticprecipitator.Itpointsouttheexistedproblemsofultra-lowemissionandprovidesthekeyorientationforpollutantcontrolofcoal-firedpowerplants.

ultra-lowemission;desulfurization;denitration;dustremoval;cooperativegovernance

X701

B

1674-8069(2017)06-010-05

2017-06-01；

2017-07-05

黄治军(1984-)，男，工程师，硕士，主要从事电站锅炉环保和污染物排放的研究工作。E-mail：hzj0822@163.com