燃煤机组调峰过程中污染物排放特性及控制技术

魏厚俊 ，谢研 ，孙亚坤 ，韩玉鑫 ，宋民航 ,✉

（1.河南理工大学 化学化工学院, 河南 焦作 454003；2.中国科学院 过程工程研究所 多相复杂系统国家重点实验室, 北京 100190）

0 引言

近年来，为全面保障能源安全及生态环境，各国都在大力发展新能源，旨在充分利用可再生能源促进经济可持续及平稳健康发展[1]。在此背景下，中共中央国务院在所印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中，进一步指明了新型电力系统的发展方向，明确了以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位[2]。随着国家能源结构优化转型的深入推进，以风力发电、光伏发电为代表的新能源电力正在实现跨越式发展，然而其显著的间歇性、随机性特点同时也引发了突出的能源消纳问题。在该技术背景下，煤电中长期功能定位正在发生重大转变，即由过去的提供主体电量任务转变为提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源，其电源侧调节能力的全面、有序提升尤为重要[3]。然而目前，火电机组的整体调节能力有限，且难以满足调峰过程中的环保性需求，造成火电机组主体与市场机制不能满足电力系统灵活性调节的问题[4]，因此，在兼顾环保、经济、运行可靠性的条件下，提升火电机组灵活调峰性能就显得愈发重要。

随着生态文明建设的不断推进，煤炭燃烧过程中污染物的排放受到了广泛关注[5]。在燃煤机组运行过程中，煤炭燃烧利用将产生较多的烟气污染物[6-7]，除氮氧化物 (Nitrogen Oxides, NOx)、硫化物(Sulphur Oxides, SOx)、颗粒物等常规污染物外，还伴随有挥发性有机污染物(Volatile Organic Compounds,VOCs)、重金属污染物等[8]。由于机组调峰过程中，实际运行参数大幅偏离满负荷下的设计运行参数，将造成烟气中的污染物生成量增加，影响尾部烟气处理设备的正常运行，降低了污染物的去除效率，同时增加了污染物的控制成本。因此，研究燃煤机组变工况下的污染物生成规律及其控制方法，对适应煤电调峰需求和烟气污染物排放高效控制具有重要意义。

基于以上背景需求，本文聚焦于燃煤机组灵活调峰过程中的烟气污染物排放特性及控制策略，对已有研究成果及进展进行概括和总结，重点分析了氮氧化物、硫化物、颗粒物、VOCs、重金属污染物等五种典型污染物的排放规律，并相应分析了当下灵活调峰过程中所采用的控制技术。具体包括选择性催化还原脱硝技术(Selective Catalytic Reduction,SCR)、湿法脱硫技术(Wet Flue Gas Desulfurization,WFGD)、静电除尘技术 (Electrostatic Precipitator,ESP)[9]、催化氧化技术、吸附控制技术等。最后，得出当下灵活调峰过程中所采用的控制技术及控制策略，并对各类污染物控制技术的经济性进行对比分析，得出灵活调峰过程中影响污染物排放性能及控制成本的影响因素。

1 燃煤机组变负荷下污染物排放特性

1.1 NOx 的排放特性

NOx一直是燃煤机组运行过程中所关注的重要污染物，国家和电力行业也分别出台了逐渐严格的燃煤机组NOx排放限值。在机组调峰过程中的NOx排放方面，张双平等[10]采用可支持热力系统网络级仿真的GSE软件，搭建了某660 MW超临界机组模型，对该机组的稳态变工况特性进行了模拟研究，得到SCR脱硝效率随负荷变化曲线如图1(a)所示。在机组负荷从50%THA升高至BMRC(Boiler Maximum Continue Rate)工况过程中，由于SCR催化剂活性受温度影响，机组在升负荷过程中的SCR反应温度逐渐升高，使得催化剂的活性增强，对应脱硝效率由78.90%升高至86.98%。针对300 MW及600 MW燃煤机组，董玉亮等[11]基于运行数据分析，获得了两个机组在启动、正常调峰（50%～100%额定负荷）和深度调峰（30%～50%额定负荷）阶段的NOx排放特性，并定义了净烟气NOx排放因子EINOx=QsndCNOx/Pel，其中，Qsnd为标态下干烟气排放量，CNOx为净烟气NOx浓度，Pel为机组电功率。在机组启动和运行调峰阶段，两台机组的净烟气NOx排放因子EINOx随负荷的变化关系分别如图1(b)和1(c)所示，图中给出了负荷变化对NOx排放的影响规律，并对比了机组启动与调峰阶段的NOx排放情况。其中，由于机组自身特性及运行参数存在小幅波动，使数据分布呈现一定的离散化。可见，两台机组的NOx排放因子随负荷变化规律大体接近。在300 MW和600 MW机组下，35%负荷时的NOx排放因子比100%负荷时分别提高了10%和100%附近。并且，两台机组分别在85%负荷和65%负荷时，NOx排放因子达到了最低值。此外，根据图中拟合曲线可以看出，机组启动阶段的NOx排放因子要远大于调峰运行阶段。分析原因主要是由于低负荷运行阶段下脱硝装置的工作效率要低于满负荷运行。

图1 燃煤机组变负荷对脱硝效率的影响Fig.1 Influence of variable load of coal-fired unit on denitrification efficiency

1.2 SOx 的排放特性

在SOx排放方面，SOx主要包括SO2和SO3两大类。在SO2研究方面，以采用石灰石-石膏法脱硫技术的亚临界300 MW和亚临界600 MW机组为对象，董玉亮等[11]研究获得了两台机组在启动、正常调峰和深度调峰阶段的SO2排放特性，并定义了净烟气SO2排放因子EISO2=QsndCSOx/Pel，其中，Qsnd为标态下干烟气排放量，CSO2为净烟气SO2浓度，Pel为机组电功率。在机组启动和运行调峰阶段，两台机组的净烟气SO2排放因子EISO2随负荷的变化关系分别如图2(a)和2(b)所示。可以看出，随着机组负荷率的降低，SO2排放因子稍有下降，其排放规律符合SO2排放因子的定义，SO2排放因子与机组功率呈正相关，且启动阶段的SO2排放因子较调峰阶段略小。

聚焦于中小型的循环流化床锅炉(Circulating Fluidized Bed, CFB)，洪方明[12]通过对3台150 t/h CFB锅炉的运行数据对比，分析了CFB锅炉常用的两种脱硫技术性能，获得了不同工况下炉内添加石灰石脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫两类技术的脱硫效率。研究得到炉内脱硫效率约在50%～60%，能够有效降低硫排放，并缓解对低低温省煤器的腐蚀问题。而在除尘器尾部安装WFGD情况下，脱硫效率能够达到96.5%～99.1%，对应SO2排放浓度小于20 mg/m3。图2(c)对比了不同负荷下两种方法的脱硫效率变化趋势，可见，随着锅炉负荷的升高，两者脱硫效率均有小幅提升。相比之下，WFGD的整体脱硫效率及提升趋势更为显著。

图2 燃煤机组变负荷对脱硫效率的影响Fig.2 Effect of variable load on desulfurization efficiency of coal-fired units

在SO3研究方面，李文华等[13]针对采用低低温静电除尘器(Low-low Temperature Electrostatic Precipitator, LLT-ESP)+烟气脱硫技术(Flue Gas Desulfurization, FGD)+湿式静电除尘器(Wet Electrostatic Precipitator, WESP) 超低排放路线的某660 MW燃煤机组，研究了负荷变化对SO3浓度的影响，其变化规律如图3所示。可见，随着负荷的升高，不同位置的SO3浓度均呈现出逐渐增大的趋势。这可归因于增大锅炉负荷后烟温升高，促进越来越多的SO2转化为SO3。因此，在机组升负荷过程中，应尤其注意SO3的生成问题。目前，针对变负荷下SO3排放特性研究的文献报道较少，有待后续的深入研究。

图3 SO3浓度随负荷变化情况[13]Fig.3 The variation of SO3 concentration with boiler load[13]

1.3 VOCs 的排放特性

电力及化工企业的烟（废）气排放中常含有VOCs挥发性有机物，其直接排放将对环境及人体健康造成较大危害。聚焦于多种典型VOCs排放情况，史晓宏等[14]对某电厂300 MW亚临界燃煤机组烟气中的VOCs进行全流程浓度监测，研究分析了选择性催化还原脱硝、静电除尘和湿法脱硫等污染物治理设备对VOCs浓度的协同控制规律。图4给出了该机组典型VOCs的质量浓度变化情况。由图中可见，烟气流首先经过SCR脱硝装置的协同处理后，VOCs质量浓度产生了明显下降，而后，剩余的VOCs依次流入ESP和FGD装置内，由于烟气温度进一步下降导致部分VOCs冷凝或溶于脱硫废水，使VOCs的总排放量进一步降低。同时可见，在SCR前端，100%负荷下的VOCs浓度要高于50%负荷下2～3倍。分析原因是燃煤机组低负荷运行时，烟气流速较低使VOCs在炉内滞留时间延长，参与燃烧反应的时间增加，从而降低了VOCs排放量。

图4 300 MW燃煤机组VOCs质量浓度变化Fig.4 VOCs mass concentration of a 300 MW coal-fired unit

表1详细给出了该燃煤机组变负荷下的典型VOCs质量浓度[14]。可知，在50%负荷条件下，SCR入口端的烟气中苯、甲苯及苯甲醛浓度分别为127.4 μg/m3、39.2 μg/m3和 22.8 μg/m3。经污染物治理设备的协同处理后，其脱除效率能够分别达到95.9%、95.2%和74.4%。当运行负荷升高至100%时，SCR入口端的烟气中苯、甲苯及苯甲醛浓度分别升高至 437.3 μg/m3、73.5 μg/m3和 60.4 μg/m3，说明烟气中的有机污染物浓度随着燃煤机组运行负荷的增加而大幅升高。相比于50%负荷运行，100%负荷条件下WFGD后端的苯、甲苯和苯甲醛排放浓度有部分提升。但经过已有污染物治理设备的协同脱除作用，100%负荷下对以上三种污染物的脱除效率与50%负荷条件下接近，并且其余9种VOCs的脱除效率均能够保持在40%～99%之间，排放浓度均远低于我国目前的工业源废气VOCs排放标准限值[14]。

表1 300 MW燃煤机组典型VOCs质量浓度分布Tab.1 Typical V OCs mass concentration distribution of a 300MW coal-fired unitμg/m3

1.4 重金属的排放特性

煤炭燃烧过程中产生的重金属也是一种主要大气污染物，重金属污染物主要包括Hg、Cd、Pb、Cr和As等元素[15]。其中，汞是一种具有剧毒且易挥发的污染物，对环境和人体健康危害极大，国家标准规定燃煤电厂汞及其化合物的排放浓度应控制在30 μg/m3以内[16]。目前，重金属污染物排放的相关研究，主要以汞的排放特性及控制策略研究为主。研究表明，燃煤烟气中的汞形态主要为气态氧化汞和气态单质汞，气态氧化汞约占80%，而颗粒态汞的占比较少。针对采用SCR+WFGD+ESP技术路线的3台典型超低排放燃煤火电机组，孟磊[17]测试了烟气污染物中气态单质汞、氧化汞以及颗粒汞的排放特征，并研究了各类污染物排放控制设备（SCR脱硝技术、淋喷空塔+高效除雾器型脱硫塔、静电除尘器）对各类汞的协同脱除效果。测试过程中，采用安大略法分别对SCR前后和WFGD前后的烟气进行取样、恢复、消解等处理，并使用全自动测汞仪(Hydra AA)对消解后烟气中的汞含量进行分析。同时，针对WFGD中的新鲜浆液、脱硫废水及脱硫石膏，采用原子荧光分光光度计检测液体样品中的汞含量。测量得到锅炉最大连续蒸发量分别在54%、57%和75%，三种工况下汞的脱除效果如图5(a)所示。根据孟磊的研究可以得出，各类污染物控制设备均能够对汞的脱除起到不同程度的作用，其中，SCR可以协同氧化烟气中的单质汞，也就是经SCR脱硝装置后，由于催化剂对单质汞具有氧化作用，使气态氧化汞的占比增加。而ESP能够对烟气中的颗粒汞进行脱除，WFGD能够很好地脱除烟气中的氧化汞。并且，随着机组负荷的降低，汞的排放浓度也呈明显降低的趋势。

针对某1 000 MW超超临界燃煤机组，张翼等[16]同样使用了安大略取样分析方法测定了烟气中的汞含量，并利用全自动测汞仪对废液中的汞含量进行分析。经测试得到45%负荷和100%负荷下的汞脱除效率如图5(b)所示。100%负荷下ESP对汞的脱除效率为82.32%，远大于45%负荷下的59.09%，分析原因是100%负荷下SCR对汞的氧化率要远高于45%负荷下的氧化率。而在ESP后，45%负荷下的汞脱除效率要整体高于100%负荷，这主要归因于二价汞易溶于水，在经过WFGD和WESP后，高湿环境下促进了对二价汞的脱除。此外，可以看到图5(b)中出现一处负值点，这可能是由于高电压使汞再次释放到烟气中或烟气中汞含量少，使测量存在一定误差。

图5 燃煤机组变负荷运行对汞排放浓度的影响Fig.5 Effect of variable load on mercury emission concentration of coal-fired units

1.5 颗粒物的排放特性

在燃煤颗粒物核化机制方面，王翔等[18]研究了尾部湿烟气中颗粒物的核化机制，得到烟气中粒径大于2 μm的颗粒浓度对核化速率影响显著，为低低温电除尘器优化设计提供了一定的理论支撑。在燃煤机组实际运行中的颗粒物排放方面，翁卫国等[19]对某电厂1 000 MW燃煤机组的颗粒物排放情况进行监测，获得了不同负荷下静电除尘器和脱硫塔的除尘效率。该机组采用了四电场静电除尘器和双托盘石灰石-石膏湿法脱硫技术。颗粒物测试过程中采用烟尘取样仪测试除尘器入口烟气中的颗粒物含量，使用PM10撞击器测试除尘器出口及脱硫塔出口烟气中的颗粒物分级质量浓度。图6(a)为测量得到的不同负荷下除尘效率。可见，不同负荷下静电除尘器均能实现较优的颗粒捕集效果，但是总除尘效率随着机组负荷的下降略有上升。锅炉负荷变化对除尘效率的影响主要体现在由于负荷下降后，烟气流量及对应流速发生较大幅度的下降，增加了颗粒物在除尘器内的停留时间，从而提高了对颗粒物的捕集效果。由图6(a)中脱硫塔的除尘效率曲线可见，机组负荷在50%到100%间，脱硫塔能够达到42.6%～49.3%的除尘效率，并且在机组负荷下降过程中，除尘效率呈明显增加趋势。脱硫塔除尘效率的增加原因与静电除尘器类似，主要是由于变负荷条件下不同烟气量所引起的，低负荷下延长了烟气在脱硫塔中的停留时间，进而提高了脱硫塔的除尘效率。

李洋等[20]研究了某电厂1 000 MW超超临界燃煤机组不同负荷下的颗粒物排放情况，在使用低压撞击器测量颗粒物质量浓度的同时，采用X射线荧光探针对颗粒物的化学成分进行分析。研究得到，尽管负荷变化对ESP前颗粒物的生成浓度基本没有影响，但由于负荷降低使矿物交互作用减弱，导致煤中矿物，包括Na、Ca和S等，向细颗粒物(PM10)的迁移比例增加，将一定程度上增加电厂除尘的难度。同时，分析对比了变负荷下静电除尘器以及湿法脱硫和湿电系统两种不同技术路线的除尘效果。其除尘效率分别如图6(b)和6(c)所示。由图6(b)可知，机组高负荷运行(70%以上)时，负荷变化对ESP除尘效率的影响不大，但低负荷运行下的ESP除尘效率大幅降低。该规律与图6(a)不同，在负荷降低至600 MW时，ESP除尘效率也相应降低。根据文献分析，该机组低负荷下的飞灰未燃尽碳含量大幅降低（由4%降低至0.3%），相应提高了飞灰比电阻，导致低负荷下ESP除尘效率略有降低。如图6(c)所示，在机组结合湿法脱硫和湿电系统情况下，可进一步有效脱除烟气中的颗粒物，同时机组运行负荷降低可延长烟气在两者内部的停留时间，减少二次携带颗粒物的生成，进一步提高整体的除尘效率。

图6 燃煤机组变负荷对颗粒物生产的影响Fig.6 Effect of variable load of coal-fired units on particulate matter production

2 污染物控制技术对比

灵活调峰过程中烟气污染物排放不仅浪费了大量资源，而且造成了环境的严重破坏，直接影响到生态文明建设。随着大气污染物排放标准的日益严格[21]，对污染物控制技术水平提出了更高的要求，应分层次、系统和全面地考虑相关污染物的自身性质并结合上下游工艺路线，科学、合理地设定相关污染物排放控制的最佳工艺指标[22]。为了便于对几类污染物处理技术原理的理解，图7分别给出了SCR脱销机理、WFGD系统反应机理、ESP电除尘器原理及有机物催化氧化技术原理的示意图。

图7 几种典型污染物控制技术的原理Fig.7 Principles of several typical pollutant control technologies

为了详细对比各类污染物控制技术的特点及性能，满足机组变负荷下污染物控制设备的运行需求，表2详细分析对比了不同类型污染物及其控制技术的工作原理、应用效果及适用温度区间，从表中可以看出，对于氮氧化物排放的控制、硫的脱除、重金属汞的吸收及颗粒物的脱除，相应的控制效率均可达到90%以上，脱除效果显著。但对于有机污染物的排放控制，其净化技术的应用效果相对来说不尽理想，因此，对于有机污染物控制技术的性能优化及研究创新，就显得尤为重要和急迫。

表2 几类典型污染物控制技术对比Tab.2 Comparison of some typical pollutant control technologies

另外，由于各类污染物往往不是以单一类型存在于烟气中的，通常需要结合多种污染物控制技术来实现污染物的全面脱除净化，因此，对污染物的协同控制技术已成为我国燃煤机组降低排放污染物的主流技术路线及发展趋势。例如，通过SCR及选择性非催化还原技术(Selective Non-Catalytic Reduction,SNCR)的协同耦合，能够在低成本前提下提高NOx的去除效率，同时也能够促进对颗粒物、重金属等的协同脱除。采用低温省煤器耦合电除尘器技术，能够降低粉尘颗粒物排放浓度至20 mg/m³以下，同时对SO3的脱除效率达到70%～95%，实现细颗粒物及SO3的协同高效脱除[36]。以及，通过低低温电除尘器、SCR、SNCR及WFGD技术的深度协同作用，不仅能脱除烟气中的含氮、含硫颗粒物，还能对含有重金属和有机物的颗粒物进行脱除，其成本和效益要明显优于单独技术应用。

3 经济性分析

除了上述内容所关注的污染物脱除技术自身性能外，各类污染物控制技术的投资成本、运行费用及回收效益等技术经济性问题，也是影响并制约技术推广应用的重要因素。而经济性则是通过对设备的购置、安装费用和项目建设费用等的静态费用，以及设备的运行费用和回收费用等的动态费用来进行分析。通过对污染物控制技术的静态总投资和动态总投资分析，表3给出了5种常用污染物脱除技术的经济性分析，详细对比了低低温静电除尘器、选择性催化还原脱硝装置、选择性非催化还原脱硝技术、石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置等的设备投资及运行成本。

由表3可见，600 MW机组安装LLT-ESP时，除尘器出口粉尘浓度低于15 mg/m3情况下，其总费用大概为8 114万元，年运行费用为514万元，与该设备配套的烟气冷却器设备约为3 000万元，年运行费用大概为420万元[37]。对于660 MW超临界燃煤发电机组单独采用SCR技术时，其静态投资费用大致为7 522万元，动态投资费用为7 568万元[38]。对于660 MW燃煤机组单独采用SNCR技术时，其静态投资费用约为7 000万元，动态总投资则需要根据实际情况而定[39]。在WFGD方面，以某330 MW燃煤机组为例，其脱硫设备大概在20 901万元，其中不包含折旧费用1 324万元，该设备年运行费用在7 730万元左右，该技术静态总投资在22 363万元，其动态总投资在15 886万元上下[40]。通过以上的技术经济性对比，能够为各类技术的实际工程应用及选择提供一定参考。

表3 部分污染物脱除技术的经济性对比Tab.3 Economic comparison of some pollutant removal technologies

4 结论

本文聚焦于机组调峰过程中的典型污染物排放规律分析及相应排放控制策略，对氮氧化物、硫化物、VOCs、重金属、颗粒物等排放特性的已有研究成果及进展进行分析总结，具体包括SCR脱硝技术、湿法脱硫技术、静电除尘技术、催化氧化技术、吸附控制技术等。在此基础上，得出当下灵活调峰过程中所采用的控制技术及控制策略，并对各类污染物控制技术的经济性进行了对比分析，得出灵活调峰过程中影响污染物排放控制性能及成本的影响因素。

在灵活调峰需求下，针对不同类型的燃煤机组，应结合实际运行情况，基于机组烟气量、排烟温度、污染物类型及含量等的差异性，综合考虑各类污染物停留时间、工作温区、流动及反应过程，耦合多种污染物治理技术，开发适用于多污染物脱除的高效、低成本、适应性强的污染物协同脱除技术及工艺。通过本文内容，重点分析总结了燃煤机组变负荷下，各类污染物的排放特性及相应控制技术，期望为火电机组灵活调峰过程中的污染物排放控制措施及运行经济性提供一定指导。后续工作可进一步针对不同类型燃煤机组，聚焦于常规调峰和深度调峰运行情况，在满足较低负荷下锅炉和汽水系统安全性的前提下，开展针对性的多污染物协同治理技术路线及方案研究，并给出更加具体的污染物排放控制策略。