大气论文

燃煤烟气污染物超低排放技术

当前我国大气污染形势严峻，“三区十群”等重点区域雾霾频发并日趋严重，其主要原因除与社会经济发展模式、能源结构及利用方式等诸多因素有关外，大气污染物控制技术和治理强度跟不上经济发展的要求也是重要原因。燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制是当前国际能源环境领域的战略性前沿课题之一，也是研究的热点和难点。目前国内外并没有公认的燃煤电厂大气污染物“超低排放”的定义，实际应用中多种表述共存，如“超低排放”、“近零排放”、“超净排放”等等。

我国燃煤电厂目前采用的除尘、脱硫、脱硝等烟气净化技术，基本上是从欧美和日本在不同时间段分别引进的，形成了一系列功能单一、串联使用的烟气净化设备序列，缺乏整体系统设计及一体运行优化集成，导致这些加装设备影响彼此运行效果，增加了电厂运行成本。因此，针对国内燃煤烟气自身高灰、高硫等特性以及超大烟气处理量的现状，建立适用我国烟气特性的工艺支撑数据库，通过烟气净化技术改进优化及系统集成，实现多种污染物节能协同减排是适合我国国情的经济可行的技术路线。与此同时，脱硫、脱硝工艺流程中产生的SO3、“石膏雨”、氨逃逸等的新生污染物排放也增加了燃煤电厂实现超低排放目标的难度。为实现烟尘、SO2和NOx的同时超低排放，燃煤电厂需要从烟气综合治理出发，通盘考虑，合理选择技术路线，优化设计指标和运行参数，确保烟气净化系统整体长期稳定运行，既要提高脱硫、脱硝、除尘各个环节相应的脱除效率，还要利用各个烟气净化设备彼此之间的交互影响，通过协同减排，降低能耗、物耗以提高超低排放的经济可行性。

为了适应逐渐严格的环保标准要求，目前对于燃煤电厂除尘系统超低排放升级的技术主要有脱硫前的增效干式除尘技术。

干式除尘技术主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘技术。其中静电除尘技术具有处理烟气量大、除尘效率高、设备阻力低、适应烟温范围宽、使用简单可靠等优点，已经应用在我国80% 以上的燃煤机组。针对电除尘的增效技术包括: 低低温电除尘、旋转电极式电除尘、微颗粒捕集增效、新型高压电源技术等［2-3］。通过增效的干式除尘技术，辅以湿法脱硫的协同除尘，在适宜煤质条件下，能实现烟囱出口烟尘排放浓度低于10 mg/m3。这里重点对低低温静电除尘技术及其应用进行介绍。低低温静电除尘技术通过低温省煤器或气气换热器使电除尘器入口烟气温度降到90 ～100 ℃低低温状态，除尘器工作温度在酸露点之下，具有以下优点:( 1) 烟气温度降低，烟尘比电阻降低，能够提高除尘效率;( 2) 烟气温度降低，烟气量下降，风速降低，有利于细微颗粒物的捕集; ( 3) 烟气余热利用，降低煤耗;( 4) 烟气中SO3 冷凝并粘附到粉尘表面，被协同脱除;( 5) 对于后续湿法脱硫系统，由于烟温降低，脱硫效率提高，工艺降温耗水量降低［4］。

在国际上，日本低低温电除尘技术应用较为广泛，为应对日本排放标准的不断提高并解决SO3引起的酸腐蚀问题，三菱公司1997 年开始研究日本基于烟气换热器( gas gas heater，GGH) 装置的低低温高效烟气治理技术，现今在日本已得到大面积的推广应用，三菱、日立等低低温电除尘器配套机组容量累计已超13 GW。

2012 年6 月，我国首台600 MW 低低温电除尘在大唐宁德电厂4 号炉成功投运，经第三方测试除尘器出口粉尘排放低于20 mg/m3，同时具有较强的SO3、PM2. 5、汞等污染物协同脱除能力。2014 年浙江嘉华电厂1 000 MW机组采用低低温电除尘后除尘器出口粉尘浓度降至15 mg/m3。相关的工程应用实践表明，低低温电除尘技术集成了烟气降温、高效收尘与减排节能控制等多种技术于一体。综合考虑当前我国极其严峻的“雾霾”大气污染和煤电为主的能源资源状况，低低温电除尘技术具有粉尘减排、节煤、节电、节水以及SO3

减排多重效果，是我国除尘行业最急需支持应用推广的技术之一。

为了达到烟气超低排放的技术指标，必须对目前使用的烟气治理技术进行整合、优化，统筹考虑，充分发掘各自技术的潜力，发挥各技术的优点又能做到关联技术的互相配合互补，达到有效利用烟气的资源，实现烟气综合治理，从而形成一体化的烟气治理工艺体系的目的，实现超低排放的要求。要实现燃煤烟气污染物的超低排放，需要对煤质条件提出要求，一般情况下低硫、低灰、高挥发份、高热值的烟煤较为理想。针对烟气中的烟尘、SO2、NOx主要污染物超低排放的要求，即烟尘＜5 mg /m3、SO2 ＜35 mg /m3、NOx ＜50 mg /m3，本文结合某电厂新建600 MW 机组选用的超低排放技术路线进行说明，如图2 所示。需要指出的是，该方案仅是可选技术路线之一，还需根据燃煤电厂污染物排放要求，燃煤煤质、燃烧器型号、锅炉炉型等因素进行调整。

为了控制NOx浓度，首先采用低氮燃烧技术，在保证锅炉效率和稳定的同时，最大限度降低锅炉出口NOx的浓度，然后采用SCＲ脱硝工艺实现NOx 超低排放，与常规SCＲ脱硝相比，超低排放机组SCＲ脱硝的区别主要在于氨烟混合系统的升级和催化剂用量的调整。某电厂新建600 MW 机组选用双尺度低氮燃烧联合精细SCＲ的系统脱除技术，即在炉内通过燃烧过程的空间尺度和过程尺度的全方位优化达到超低氮生成的效果，将燃烧器出口NOx浓度控制在200 mg /m3以内，从而减少后续SCＲ催化剂用量及喷氨量，提高脱硝系统的经济型; 炉外采用精细SCＲ脱硝技术，通过对喷氨量和喷氨位置的精细调控，对氨烟混合系统———涡流混合器升级，提高氨烟混合效果，从而达到烟气NOx超低排放的要求，同时引入旁路热烟气以适应机组负荷波动导致的烟温变化，以提高SCＲ系统高效运行时间。

燃煤烟气污染物超低排放从技术层面上看是可行的，不同的排放要求、锅炉炉型、燃煤煤质可采用的技术路线并不唯一，某电厂新建600 MW 机组选用的技术路线为: 双尺度低氮燃烧+ 精细SCＲ脱硝+低低温电除尘+ 单塔双循环脱硫+ 湿式湿式深度净化。

燃煤烟气污染物超低排放相对于燃气发电经济性显著，相对于常规烟气治理投资较高，综合考虑技术经济效益和环境效益，建议有序发展，做到有所侧重，东部重点地区可优先开展。