論燃煤煙氣多污染物協同治理新模式——兼談龍凈環保“煙氣治理島”模式

郭 俊，馬果駿，閻 冬，王建春，吳雪萍

(福建龍凈環保股份有限公司，福建龍巖 364000)

論燃煤煙氣多污染物協同治理新模式
——兼談龍凈環保“煙氣治理島”模式

郭 俊，馬果駿，閻 冬，王建春，吳雪萍

(福建龍凈環保股份有限公司，福建龍巖 364000)

從我國燃煤煙氣治理的現狀和需求分析出發，討論了多種污染物治理技術的互相影響及協同作用，導出了燃煤煙氣多污染物協同控制的基本概念。通過分析我國不同條件下多污染物協同治理幾種技術工藝路線，提出了多污染物煙氣治理新模式“煙氣治理島”，并分析了這種建設環保工程全新模式的主要優點。

煙氣治理島;多污染物;協同控制;模式

0 引言

電力行業是我國大氣污染物的排放大戶，煙塵、SO2、NOx、汞的排放量均居全國各行業前列。根據中國電力工業發展“十二五”規劃預測，到2020年全國發電裝機容量將達到18.85億kW左右，其中煤電約11.6億kW。由于多年來我國燃煤電站大氣污染物的治理的重點是煙塵、SO2的控制，而針對氮、細微顆粒物、重金屬汞等污染物的控制還沒有全面展開，導致我國氮、汞等其他污染物排放量大幅增加，對生態環境造成了嚴重影響。

針對我國嚴峻的大氣污染治理形勢，國家“十二五”規劃提出“十二五”期間要將主要污染物排放總量減少8%至10%，并新增NOx減排10%的約束性指標。新的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223－2011)再一次大幅提高了燃煤發電廠煙塵、SO2、NOx等污染物的排放限值規定，并首次提出了重金屬汞排放限值低于0.03mg/m3的要求，這就意味著燃煤電廠煙氣今后將必須同時進行塵、硫、氮和汞等多污染物的脫除。

我國以前一直在實施單一污染物的控制策略，以階段性重點污染物控制為主要特征，建立了總量控制與濃度控制相結合的大氣污染管理制度。就我國燃煤大氣污染物控制技術發展而言，我國已經先后開發了一系列較成熟的塵、硫等單獨脫除技術。但是，現有國內普遍采用的針對單項污染物的分級治理模式，隨著污染物控制種類的不斷增加，燃煤電站的凈化設備增多，不僅引起設備投資和運行費用提高，而且使燃煤電站整個末端污染物治理系統更加龐大復雜，治污設備占地大、能耗高、運行風險大、副產物二次污染問題十分突出。

研究表明，采用燃煤煙氣污染物單獨脫除技術，沒有考慮到煙氣中多種大氣污染物之間相互關聯、相互影響的因素。各種單獨脫除技術除了能夠有效脫除主要的對象污染物之外，還可能具備對其他類型污染物脫除做出貢獻的潛力。孤立脫除技術發展模式當中各項控制技術從設計、現場安裝到運行均是分開實施的，設備之間的不利因素沒有得到克服，有利因素沒有得到充分利用，技術經濟性無法得到最大程度的優化。

因此，從整個電廠系統的角度考慮燃煤煙氣所帶來的運行和環境問題，充分掌握燃煤電站煙氣中各種污染物之間相互影響、相互關聯的物理和化學過程，充分利用現有燃煤煙氣塵、硫、氮及汞等污染物脫除設備之間可能存在的協同脫除能力，可以實現燃煤電站大氣污染物的協同與集成治理，大幅降低燃煤電站環境污染治理成本，是一個非常重要的問題。從國際技術發展來看，開發高效、經濟的多種污染物協同脫除技術并進行系統集成已成為一個熱點。顯然，在燃煤電廠煙氣治理工程中，采用何種新的運作模式實現“協同控制”和“系統集成”的目標就成為一個重要研究課題。

1 “十二五”我國燃煤煙氣治理基本現狀

20世紀80年代以來，由于我國燃煤煙氣污染治理的政策拉動，國內相關單位紛紛通過引進西方工業國家煙氣除塵、煙氣脫硫技術，并直接應用于工程設計，實現了工程上的應用。目前，我國燃煤電廠脫硫機組裝機容量占全部火電裝機容量的80%左右，高效除塵器的應用幾乎達到了100%。

在脫硝方面，我國在燃煤電廠主要是采用低NOx燃燒器技術。但是按新排放標準，今后勢必需要采用煙氣脫硝才能達到要求。目前專家比較一致的意見是:選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)工藝是世界上技術最成熟、脫硝效率較高、最適宜我國應用的煙氣脫硝技術。目前，我國部分電廠已建成安裝的煙氣脫硝示范工程項目大部分采用SCR脫硝技術。但特別需要引起我們高度重視的是，SCR煙氣脫硝系統的運行，以及逃逸的氨以及SO2氧化產生的SO3將給空氣預熱器、除塵器、脫硫裝置、煙道系統等下游設備帶來許多新的問題，同時對除塵、脫硫、脫汞工藝會帶來正面或負面的影響。

在脫汞方面，由于燃煤過程中汞大部分以氣態形式存在，而除塵器只能去除被飛灰吸附的顆粒態汞Hgp，對于氣態的單質汞Hg0和氧化態汞Hg2+基本無脫除效果。在除塵器噴入活性炭或載溴活性炭等吸附劑，是一種較為成熟的燃煤煙氣汞控制技術。在過去的二十年中，這種技術已經在美國和歐洲應用，主要用于廢棄物燃燒煙氣中脫汞。碳基吸附劑因其較高的比表面積和較強的吸附能力，已成為燃煤煙氣脫汞中首選的吸附劑［1］。我國的汞污染控制還處于起步階段。研究表明，燃煤煙氣中Hg0、Hg2+和Hgp等各種汞形態的分布受到燃燒條件、脫硫、脫硝、除塵等煙氣凈化系統的影響。現有的燃煤電站除塵、脫硫設備對于汞都有一定程度的脫除能力。可以預見，“十二五”期間及下一個階段我國燃煤電廠煙氣多污染物治理工程中，重點將增加SCR煙氣脫硝裝置和汞協同治理，同時對達不到新排放標準的脫硫、除塵進行必要的增容或改造。煙氣脫硫、脫硝、除塵、脫汞必須協同進行是我國燃煤電廠今后煙氣污染治理的基本現實。

2 幾種主要污染物治理設備的相互影響［2］

(1)SCR煙氣脫硝對電除塵器的影響。SCR煙氣脫硝設備對電除塵器的影響主要有以下幾個方面:使煙氣溫度有所下降，對降低粉塵比電阻有利;煙氣中的NOx氧化還原為N2和水，使煙氣成分發生變化。煙氣中部分SO2氧化成SO3，SO3能起到一定煙氣調質作用，可以改善電除塵器性能;增大電除塵器前段阻力，使電除塵器承受的負壓提高;將使煙氣中SO2氧化成SO3，并與逃逸的氨和水反應生成黏性硫酸氫銨沉積物，而SO3與煙氣中的水反應生成腐蝕性的硫酸霧滴，造成SCR反應器下游的空氣預熱器、電除塵器、煙道和煙囪等設備的腐蝕和粘堵。但只要采用高性能催化劑，降低氨逃逸和SO2氧化率，是可以避免或減輕粘堵和腐蝕問題的。

(2)SCR煙氣脫硝對FGD系統下游設備的影響。SCR產生的SO3會增加煙氣中的SO3的濃度，加劇下游設備的腐蝕［3］，尤其是因為濕法FGD裝置不能有效地脫除SO3，造成在濕法FGD系統下游的煙道、煙囪必須考慮采用更嚴格的防腐措施，不但增加了投資費用，而且由于需要對煙囪進行防腐，造成進行改造的機組長時間停運，給現有電廠的煙氣脫硫改造增加了難度。

(3)除塵器性能對濕法FGD設備及其副產物的影響。由于濕法FGD系統對其入口煙氣中的粉塵濃度有嚴格的要求，如果除塵器的除塵效率下降，那么將可能導致漿液中毒，石膏脫水困難，廢水量增加和設備磨損等問題。情況嚴重時不僅會影響濕法FGD副產物的質量，而且還會影響濕法FGD裝置中一些主要設備和部件的使用壽命，例如漿液循環泵、循環漿液管道和閥門、水力旋流器等。

(4)SCR脫硝裝置對汞排放的影響。脫硝系統對煙氣中汞的轉化和遷移行為研究表明，SCR脫硝裝置在降低NOx含量的同時也能適當氧化Hg0從而提高系統中Hg2+所占的比重，從而有利于汞在下游的除塵、脫硫裝置中的脫除。但是影響Hg0轉化的參數和主要轉化機理尚未清楚。研究發現，SCR工藝提高汞的氧化和捕集的效果受煤種、運行參數和催化劑類型影響很大［4］。

(5)除塵裝置脫汞的機理和作用。靜電除塵器對燃煤煙氣中汞形態的轉化有一定的影響，將除塵器后的煙氣與除塵器前相比，單質汞和Hg2+含量都有所下降，尤其是單質汞含量的下降最為明顯［5］。電除塵器電暈輝光放電產生的臭氧是一種強氧化劑，可以促使汞由單質態向氧化態轉化;電暈輝光放電產生的紫外線和高能電子流，也可以促使汞由單質態向氧化態轉化。電袋復合除塵器和布袋除塵器能夠脫除高比電阻粉塵和細粉塵，尤其在脫除細粉塵方面有其獨特的效果。布式除塵器在脫除煙氣中的汞有很大的潛力，電袋復合除塵器因為其獨特的結構和機理，具有良好的脫汞性能。

(6)濕法脫硫裝置對汞的脫除作用和應該注意的問題。濕法煙氣脫硫裝置一般安裝在除塵器的下游，因為Hg0難溶于水，Hg2+易溶于水，所以濕法煙氣脫硫裝置在脫除煙氣中的SO2的同時也能吸收Hg2+。目前正在研究強化汞的氧化方法［6］。值得特別注意的是:由于漿液中存在亞硫酸鹽，會將部分收集到的Hg2+還原成Hg0，釋放到大氣中，另外副產品中的Hg2+在酸性的環境下也會釋放出元素汞，這些問題都是需要進一步研究的。

(7)循環流化床干法脫硫對汞的脫除作用。循環流化床干法脫硫工藝采用具有較大比表面積的消石灰細微顆粒作為吸收劑，流化床中激烈湍動的細顆粒對脫汞也有獨特的作用，研究表明，干法脫硫與布袋除塵器聯用，汞的脫除率達到了74%。

2018年的國際經濟發展深受積極因素與不確定因素的影響。其中，不確定因素主要體現在逆全球化思潮的不斷發展方面，貿易戰、新興市場貨幣貶值等現象的爆發使得很多國家都面臨著隨時會爆發的經濟危機，個體經濟與貨幣的波動也會使全球經濟產生一定的影響。但是國際經濟發展的積極因素也會越來越多，其主要表現在:在經歷了08年的經濟危機后，全球經濟出現了新的增長點并逐漸復蘇；英國順利脫歐；美元升值，但是設想中的資本大回流并沒有出現；中國一帶一路的設想獲得了越來越多國家的支持等。

(8)濕式電除塵器對多污染物治理的特殊作用。在環境要求嚴格的國家，燃煤煙氣多污染物治理的目標不僅要能脫除傳統污染物SO2，NOx以及粉塵，而且也要脫除PM2.5超細粉塵和其他強酸性氣體(SO3、HCl、以及 HF)、重金屬。安裝在濕法脫硫后的濕式電除塵器已經在日本等發達國家應用，濕式電除塵器對PM2.5超細粉塵和SO3酸霧等污染物有很強的捕集能力。所以，濕式電除塵器是燃煤煙氣治理接近零排放的重要設備，適合環保要求極嚴格的重點地區應用。

3 多污染物協同治理技術工藝路線

根據我國燃煤電廠煙氣治理設備現狀，國際與國內煙氣治理的新技術，結合我國不同區域資源、環境條件，考慮我國燃煤鍋爐條件和煙塵成分等因素，比較符合我國國情的燃煤電廠多污染物協同治理主要技術工藝路線可能有以下幾種:

(1)在我國東部地區的新建電廠，主要應以SCR煙氣脫硝裝置、電除塵器或電袋除塵器、濕法脫硫裝置為主要設備，同時靈活選擇除塵或脫硫協同脫汞方案，以系統集成為技術主線的多污染物協同治理工藝技術路線。

(2)在西部部分缺水且燃煤硫分低于2%的區域，可選擇應用以循環流化床干法除塵、脫硫、脫汞一體化為核心的多污染物治理工藝技術路線，結合鍋爐低氮燃燒技術以及SNCR或SCR煙氣脫硝技術，實現節能、節水、多污染物綜合治理的目標。

(3)在已建設濕法脫硫裝置、高效除塵器的電廠，為了達到新的排放標準，應具體項目具體分析，在增加SCR煙氣脫硝裝置、除塵器改造、脫硫系統增容(或增加一套干法，實現干、濕法脫硫級聯的靈活方式)、協同脫汞等技術方面統籌考慮，選擇一個最適合的多污染物協同治理工藝技術方案。

(4)在我國東部發達地區和重點地區，在排放要求極高的情況下，不僅要綜合研究污染物極低排放的技術措施，還要同步研究 SO3、PM2.5微細顆粒控制的技術措施，在參考以上主要治理設備的系統配置方案基礎上，可以考慮采用更先進的技術方案。

目前，正在研究開發濕式電除塵器與濕法脫硫吸收塔相結合，形成一體化的煙氣污染治理設備，具有脫汞、捕集PM2.5細微顆粒、脫除SO3酸霧等功能，可以滿足國家東部發達地區更嚴格的火電廠污染物排放要求。

4 “煙氣治理島”模式特點及應用

4.1 “煙氣治理島”模式技術特點

“煙氣治理島”治理模式的主要特點和技術優勢有:利用污染物治理先進技術和協同控制工藝，為火電廠煙氣治理選擇適合的多污染物協同治理技術工藝路線和治理方案;按“煙氣治理島”概念，從系統設計角度出發，對各污染物治理工藝進行一體化設計，同時有效配置動力、配電、輸送等配套系統，降低污染治理的投資、占地、能耗和運行費用，減少二次污染并盡可能實現副產物的資源化再利用;“煙氣治理島”全套設備由同一家制造商提供，接口聯接順暢，工藝銜接良好;由承包方實施“煙氣治理島”項目，并對整個工程的施工負責，在電廠改造工程中可縮短主機的停運時間;各個污染物治理工藝的控制和調整得到統一的協調，從整體的角度來規劃操作工藝，盡可能發揮多污染物協同治理的有利因素，在運行過程中達到性能優化、能耗和物料消耗較低化;降低維護費用。

4.2 “煙氣治理島”應用案例

福州可門電廠采用“煙氣治理島”模式運行，可門電廠規劃裝機容量為8×600MW機組。二期工程2×600MW超臨界機組煙氣治理采用脫硝、脫硫、除塵聯合治理方案，由龍凈環保進行總體設計，同時提供包括脫硫、脫硝、除塵、氣力輸灰的全部設備。2008年8月3號機組投產，2008年10月4號機組投產，脫硫、脫硝、除塵等煙氣治理設備同步投入運行，系統運行良好。

福州可門電廠“煙氣治理島”系統由SCR煙氣脫硝系統、石灰石—石膏濕法脫硫系統、電除塵器系統、氣力輸灰系統組成，其主要技術參數如下:

(1)SCR煙氣脫硝系統。每臺爐配2個SCR反應器，設計脫硝效率≥80%，SO2/SO3轉化率≤1%，SCR電耗124kW·h/h，氨耗量≤232kg/h。經第三方測試，3、4號機組配套SCR煙氣脫硝系統脫硝效率分別為96.15%、91.3%;SO2/SO3轉化率分別為0.83%、0.67%;電能消耗分別為 50kW 、59kW，純氨消耗量分別為115kg/h、192kg/h。

(2)濕法脫硫系統。每臺爐配1套煙氣脫硫系統，一爐一塔，設計脫硫效率≥95.8%，凈煙氣SO2濃度≤73mg/m3，電耗≤5400kW。經第三方測試，3、4號機組配套石灰石—石膏濕法煙氣脫硫系統脫硫效率分別為96.4%、96.3%，凈煙氣SO2濃度分別為 31.4mg/m3、70.8mg/m3;系統運行電耗分別為4848kW、5007kW。

(3)電除塵器系統。每臺爐配2臺雙列雙室四電場電除塵器。設計除塵效率≥99.68%，本體漏風率＜3%，設備阻力＜245Pa，總集塵面積79344m2;比集塵面積(400mm)為95.94 m2/m3/s。經第三方性能測試，3、4號機組配套電除塵器出口煙塵濃度分別為 38.08mg/m3、40.70mg/m3;除塵效率均為99.71%;除塵器本體壓降分別為 190、171.5Pa;本體漏風率分別為1.3%、1.55%。

(4)氣力輸灰系統。每臺爐配1套氣力除灰系統，含省煤器灰和電除塵器灰輸送。設計出力為88t/h，設計省煤器灰氣比6.7kg/kg，電除塵器灰氣比23kg/kg，2臺爐設計耗氣量121m3/min。經調試，系統運行穩定，滿足設計出力要求。

福州可門電廠二期工程2×600MW燃煤機組，每年產生 NOx4292t，粉塵 211733t，SO2為16871t，安裝“煙氣治理島”系統后，NOx、粉塵、SO2排放量分別降為 858t、614t、709t，減排效果明顯。

5 結語

國際上研究燃煤煙氣多污染物協同控制是一種新的技術動向，煙氣多污染物治理系統集成控制是主要方向。我國燃煤煙氣治理的重點已經開始轉向煙氣脫硝和脫汞，并且硫和塵的排放標準也趨嚴格。考慮到多污染協同治理、PM2.5和其他重金屬控制、SO3腐蝕、副產物利用、設備成本、運行成本等是一個復雜的問題。“煙氣治理島”新模式，是基于燃煤煙氣多污染物協同控制的基本理論和經驗，可以實現電廠多污染物協同治理。

［1］蔡 銘，許世森，郜時旺，等.燃煤電廠汞排放規律與控制技術研究進展［C］.2010汞污染及控制技術研討會論文集.北京:2010.

［2］Mc Ginnis G，Rader P C，Gansley R R.Cliffside 6 integrated emission control systems［EB/OL］.http://www.power－ eng.com/articles/print/volume－113/issue－4/features/cliffside－6－integrated－emissions－ control－ system.html，2009-04-01.

［3］陳 焱，許月陽，薛建明，等.燃煤煙氣中SO3成因、影響及其減排對策［J］.電力科技與環保，2011，27(3):35 －37.

［4］Pritchard S，Masashi Kiyosawa，Katsumi Nochi.Advanced SCR catalysts tune oxidized mercury removal［J］.Power，2010，154(8):1 －4.

［5］張東平，劉廷鳳，張 方，等.火電廠煙氣汞形態轉化機理及控制方法［J］.電力科技與環保，2010，26(3):19－21.

［6］趙毅，陳周燕，汪黎東，等.濕式煙氣脫硫系統同時脫汞研究［J］.環境工程學報，2008，(2):64－69.

Discussion on new model for coal－fired flue gas multi－pollutant co－benefit control system—Longking"Flue Gas Treatment Island"system

Interaction and co－benefit of several flue gas pollution control technologies has been discussed based on the current status and demands of coal－ fired flue gas treatment.The basic concept of coal－ fired flue gas multi－ pollutant co －benefit control system has been proposed during the discussion.New model of"Flue Gas Treatment Island"for multi－pollutant co－benefit control has been proposed by analysis of several existing multi－ pollutant control processes.The"Flue Gas Treatment Island"was supposed to be the solution for flue gas multi－pollutant control and the main features of the system.

flue gas treatment island;multi－pollutant;co－benefit control;model

X701

B

1674－8069(2012)03－013－04

2012-01-08;

2012-05-13

郭 俊(1955-)，男，福建龍巖人，教授級高工，長期從事環保除塵領域新產品、新技術的研究開發和技術管理工作。E－mail:junguo318@yahoo.com.cn