燃煤電廠煙氣近“零”排放技術方案淺析

方寶龍

摘 要：采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家現行燃氣機組的排放標準，有利于實現煤炭的清潔化利用。

關鍵詞：燃煤；電廠；“零”排放；煙氣

中圖分類號：X701.3 文獻標識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）10-0146-02

在較長的一段時間內，我國以煤炭為主的能源消費結構體系依舊得不到改變。“十二五”以來，國家不斷加強大氣治理和污染物排放控制。作為電力行業治理重點——燃煤電廠，如何進一步減少污染物排放已成為一項新的重大課題。目前，減少燃煤電廠污染物排放水平的有效途徑之一就是實現煙氣近“零”排放。所謂近“零”排放，是在已滿足現有國家和地方環保排放標準的條件下，采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家規定的燃氣機組的排放標準。改造后，煙囪出口煙塵排放濃度不超過5 mg/Nm3，二氧化硫排放濃度不超過35 mg/Nm3，氮氧化物排放濃度不超過50 mg/Nm3。此外，電廠廢水實現了循環回收利用和“零排放”，廢渣全部得到綜合利用。

1 近“零”排放總體技術路線

結合目前電力行業除塵、脫硫、脫硝等環保技術水平，為了實現近“零”排放的要求，燃煤電廠可以采用低氮燃燒器+全負荷SCR脫硝裝置（脫硝效率≥85%）、在電除塵器前增加脫汞噴射裝置（可選裝）、低溫靜電除塵器（高頻電源）、高效濕法脫硫裝置、管式換熱器和濕式電除塵器（除塵效率78%），最大限度降低煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等的排放濃度。設計的目標排放值，不僅滿足國家標準規定的重點地區特別排放限值的要求，還達到了燃氣機組大氣污染物排放的控制水平，實現了燃煤電廠大氣污染物近“零”排放。燃煤電廠近“零”排放煙氣技術工藝路線如圖1所示。

2 近“零”排放技術方案

2.1 除塵

為了實現近“零”排放，燃煤電廠需要采用先進的高效組合除塵方案，例如“MGGH+低低溫電除塵器+濕式除塵器”等方案，最終將煙氣除塵后的排放指標控制在5 mg/Nm3以下，以達燃氣輪機的排放標準。

2.1.1 MGGH+低低溫電除塵系統

目前國內燃煤電廠機組設計的排煙溫度一般為120～130 ℃，燃用褐煤時的溫度為140～170 ℃，且機組實際運行排煙溫度普遍高于設計值，遠高于煙氣酸露點溫度。排煙溫度偏高，造成鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等。集成煙氣換熱器的低溫電除塵技術是解決此危害的有效新方法之一。煙氣余熱采用兩級煙氣換熱器系統，其煙氣熱量回收裝置分為兩級：第一級布置在除塵器的進口，將煙氣溫度從120 ℃左右冷卻到95 ℃左右；第二級布置在濕式除塵器的出口，加熱脫硫凈煙氣，采用閉式循環水作為媒介，與煙氣進行熱交換，使進入電除塵器的運行溫度由常溫狀態（120～140 ℃）下降到低溫狀態（90～100 ℃）。由于排煙溫度的降低，進入電除塵器的煙氣量減少，粉塵高比電阻降低。從而實現余熱利用和提高除塵效率的雙重目的。

2.1.2 濕式靜電除塵器技術

濕式靜電除塵器的主要結構包括：進口喇叭、出口喇叭、殼體、放電極及框架、集電極絕緣子、噴嘴和管道和灰斗等。其主要工作原理是：煙氣中的粉塵顆粒吸附負離子而帶電，通過電場力的作用，被吸附到集塵極上；將水噴至極板上，使粉塵沖刷到灰斗中，隨水排出；同時，噴到煙道中的水霧，既能捕獲微小煙塵，又能降電阻率，有利于微塵向極板移動。濕式靜電除塵器可以長期高效、穩定地除去煙氣中粉塵等污染物微小顆粒。

2.2 脫硫

目前，高效的濕法脫硫技術主要有：雙循環技術、FGDplus技術和雙托盤技術等。

2.2.1 雙循環技術

雙循環技術原是德國諾爾公司的一種濕法脫硫技術，但目前諾爾公司已被德國FBE公司收購，技術屬于FBE公司所有，其基本原理如圖2所示。

雙循環技術實際上是相當于煙氣通過了兩次二氧化硫脫除過程，經過了兩級漿液循環，兩級循環分別設有獨立的循環漿池和噴淋層。根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。煙氣首先經過一級循環（圖2中Quench Zone），此級循環的脫硫效率一般在30%～70%，循環漿液pH 控制在4.6～5.0，循環的主要功能是保證優異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結晶時間。經過一級循環的煙氣直接進入二級循環（圖2中Absorber Zone），此級循環主要是實現脫硫洗滌過程，pH達5.8～6.4，這與傳統噴淋空塔技術比較，可以降低循環漿液量。

雙循環技術的特點是將脫硫吸收反應分為兩級循環，低pH值的一級循環，可以保證吸收劑的完全溶解和高品質石膏；高pH值的二級循環，在較低的液氣比和電耗條件下，可以保證較高的脫硫效率。脫硫系統漿液性質分開后，可以滿足不同工藝階段對不同漿液性質的要求，更加精細地控制工藝的反應過程。

2.2.2 FGDplus技術

FGDplus技術是奧地利能源與環境公司（AEE）為高硫分煙氣和低濃度排放開發的新型脫硫技術。它是通過運用“導向傳質”原理，對現有的空塔噴淋層技術進行創新改進，以減少氣液傳質阻力和能量消耗，達到提高脫硫效率、減少系統能耗和二氧化硫排放的目的。

2.2.3 雙托盤脫硫技術

雙托盤脫硫技術，即在傳統的脫硫技術基礎上，增加兩層托盤，托盤產生的阻力造成氣體流量均勻地分布在塔截面。在氣體和漿液剛接觸時，會形成阻力使漿液均勻分布，使漿液與煙氣充分接觸。

2.3 脫硝

燃煤電廠近“零”排放脫硝技術可以采用爐內低NOx燃燒+SCR脫硝技術，鍋爐出口NOx指標為250 mg/Nm3，按85%脫硝效率計算，脫硝出口NOx指標為37.5 mg/Nm3，低于燃氣輪機的排放標準（50 mg/Nm3）。

燃煤機組鍋爐燃燒方式采用復合式空氣分級低NOx燃燒技術，可以有效控制爐內燃燒過程中NOx的生成，同時優化主燃燒器區域的風門結構，確保低負荷和滿負荷時主燃燒器區域的過量空氣系數在同一水平，從而有效控制低負荷NOx的排放。目前，鍋爐NOx的排放濃度可以完全控制在250 mg/Nm3以下。

SCR脫硝技術是在催化劑的作用下，還原劑（液氨、氨水和尿素等）與煙氣中的NOx反應，將煙氣中的NOx還原為無毒無污染的氮氣（N2）和水（H2O）。其反應器設置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間，反應溫度一般在320～400 ℃之間。SCR脫硝技術是目前國內外最成熟、可靠的脫硝技術，脫硝效率高，系統安全穩定，不存在技術風險，在國內大容量機組上大量采用。此外，適當增加催化劑數量，還能夠實現85%的脫硝效率。

3 結束語

隨著環保技術的發展，燃煤電廠已完全可以實現近“零”排放，實現煤炭的清潔化利用，推動能源創新和可持續發展。在我國特別是京津冀、長三角和珠三角等環保要求較高的地區，推廣和應用近“零”排放具有積極、重要的意義。

參考文獻

[1]劉偉東，張殿印，陸亞萍，等.除塵工程升級改造技術[M].北京：化學工業出版社，2014.

[2]王祥光.脫硫技術[M].北京：化學工業出版社，2013.

〔編輯：李玨〕endprint

摘 要：采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家現行燃氣機組的排放標準，有利于實現煤炭的清潔化利用。

關鍵詞：燃煤；電廠；“零”排放；煙氣

中圖分類號：X701.3 文獻標識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）10-0146-02

在較長的一段時間內，我國以煤炭為主的能源消費結構體系依舊得不到改變。“十二五”以來，國家不斷加強大氣治理和污染物排放控制。作為電力行業治理重點——燃煤電廠，如何進一步減少污染物排放已成為一項新的重大課題。目前，減少燃煤電廠污染物排放水平的有效途徑之一就是實現煙氣近“零”排放。所謂近“零”排放，是在已滿足現有國家和地方環保排放標準的條件下，采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家規定的燃氣機組的排放標準。改造后，煙囪出口煙塵排放濃度不超過5 mg/Nm3，二氧化硫排放濃度不超過35 mg/Nm3，氮氧化物排放濃度不超過50 mg/Nm3。此外，電廠廢水實現了循環回收利用和“零排放”，廢渣全部得到綜合利用。

1 近“零”排放總體技術路線

結合目前電力行業除塵、脫硫、脫硝等環保技術水平，為了實現近“零”排放的要求，燃煤電廠可以采用低氮燃燒器+全負荷SCR脫硝裝置（脫硝效率≥85%）、在電除塵器前增加脫汞噴射裝置（可選裝）、低溫靜電除塵器（高頻電源）、高效濕法脫硫裝置、管式換熱器和濕式電除塵器（除塵效率78%），最大限度降低煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等的排放濃度。設計的目標排放值，不僅滿足國家標準規定的重點地區特別排放限值的要求，還達到了燃氣機組大氣污染物排放的控制水平，實現了燃煤電廠大氣污染物近“零”排放。燃煤電廠近“零”排放煙氣技術工藝路線如圖1所示。

2 近“零”排放技術方案

2.1 除塵

為了實現近“零”排放，燃煤電廠需要采用先進的高效組合除塵方案，例如“MGGH+低低溫電除塵器+濕式除塵器”等方案，最終將煙氣除塵后的排放指標控制在5 mg/Nm3以下，以達燃氣輪機的排放標準。

2.1.1 MGGH+低低溫電除塵系統

目前國內燃煤電廠機組設計的排煙溫度一般為120～130 ℃，燃用褐煤時的溫度為140～170 ℃，且機組實際運行排煙溫度普遍高于設計值，遠高于煙氣酸露點溫度。排煙溫度偏高，造成鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等。集成煙氣換熱器的低溫電除塵技術是解決此危害的有效新方法之一。煙氣余熱采用兩級煙氣換熱器系統，其煙氣熱量回收裝置分為兩級：第一級布置在除塵器的進口，將煙氣溫度從120 ℃左右冷卻到95 ℃左右；第二級布置在濕式除塵器的出口，加熱脫硫凈煙氣，采用閉式循環水作為媒介，與煙氣進行熱交換，使進入電除塵器的運行溫度由常溫狀態（120～140 ℃）下降到低溫狀態（90～100 ℃）。由于排煙溫度的降低，進入電除塵器的煙氣量減少，粉塵高比電阻降低。從而實現余熱利用和提高除塵效率的雙重目的。

2.1.2 濕式靜電除塵器技術

濕式靜電除塵器的主要結構包括：進口喇叭、出口喇叭、殼體、放電極及框架、集電極絕緣子、噴嘴和管道和灰斗等。其主要工作原理是：煙氣中的粉塵顆粒吸附負離子而帶電，通過電場力的作用，被吸附到集塵極上；將水噴至極板上，使粉塵沖刷到灰斗中，隨水排出；同時，噴到煙道中的水霧，既能捕獲微小煙塵，又能降電阻率，有利于微塵向極板移動。濕式靜電除塵器可以長期高效、穩定地除去煙氣中粉塵等污染物微小顆粒。

2.2 脫硫

目前，高效的濕法脫硫技術主要有：雙循環技術、FGDplus技術和雙托盤技術等。

2.2.1 雙循環技術

雙循環技術原是德國諾爾公司的一種濕法脫硫技術，但目前諾爾公司已被德國FBE公司收購，技術屬于FBE公司所有，其基本原理如圖2所示。

雙循環技術實際上是相當于煙氣通過了兩次二氧化硫脫除過程，經過了兩級漿液循環，兩級循環分別設有獨立的循環漿池和噴淋層。根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。煙氣首先經過一級循環（圖2中Quench Zone），此級循環的脫硫效率一般在30%～70%，循環漿液pH 控制在4.6～5.0，循環的主要功能是保證優異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結晶時間。經過一級循環的煙氣直接進入二級循環（圖2中Absorber Zone），此級循環主要是實現脫硫洗滌過程，pH達5.8～6.4，這與傳統噴淋空塔技術比較，可以降低循環漿液量。

雙循環技術的特點是將脫硫吸收反應分為兩級循環，低pH值的一級循環，可以保證吸收劑的完全溶解和高品質石膏；高pH值的二級循環，在較低的液氣比和電耗條件下，可以保證較高的脫硫效率。脫硫系統漿液性質分開后，可以滿足不同工藝階段對不同漿液性質的要求，更加精細地控制工藝的反應過程。

2.2.2 FGDplus技術

FGDplus技術是奧地利能源與環境公司（AEE）為高硫分煙氣和低濃度排放開發的新型脫硫技術。它是通過運用“導向傳質”原理，對現有的空塔噴淋層技術進行創新改進，以減少氣液傳質阻力和能量消耗，達到提高脫硫效率、減少系統能耗和二氧化硫排放的目的。

2.2.3 雙托盤脫硫技術

雙托盤脫硫技術，即在傳統的脫硫技術基礎上，增加兩層托盤，托盤產生的阻力造成氣體流量均勻地分布在塔截面。在氣體和漿液剛接觸時，會形成阻力使漿液均勻分布，使漿液與煙氣充分接觸。

2.3 脫硝

燃煤電廠近“零”排放脫硝技術可以采用爐內低NOx燃燒+SCR脫硝技術，鍋爐出口NOx指標為250 mg/Nm3，按85%脫硝效率計算，脫硝出口NOx指標為37.5 mg/Nm3，低于燃氣輪機的排放標準（50 mg/Nm3）。

燃煤機組鍋爐燃燒方式采用復合式空氣分級低NOx燃燒技術，可以有效控制爐內燃燒過程中NOx的生成，同時優化主燃燒器區域的風門結構，確保低負荷和滿負荷時主燃燒器區域的過量空氣系數在同一水平，從而有效控制低負荷NOx的排放。目前，鍋爐NOx的排放濃度可以完全控制在250 mg/Nm3以下。

SCR脫硝技術是在催化劑的作用下，還原劑（液氨、氨水和尿素等）與煙氣中的NOx反應，將煙氣中的NOx還原為無毒無污染的氮氣（N2）和水（H2O）。其反應器設置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間，反應溫度一般在320～400 ℃之間。SCR脫硝技術是目前國內外最成熟、可靠的脫硝技術，脫硝效率高，系統安全穩定，不存在技術風險，在國內大容量機組上大量采用。此外，適當增加催化劑數量，還能夠實現85%的脫硝效率。

3 結束語

隨著環保技術的發展，燃煤電廠已完全可以實現近“零”排放，實現煤炭的清潔化利用，推動能源創新和可持續發展。在我國特別是京津冀、長三角和珠三角等環保要求較高的地區，推廣和應用近“零”排放具有積極、重要的意義。

參考文獻

[1]劉偉東，張殿印，陸亞萍，等.除塵工程升級改造技術[M].北京：化學工業出版社，2014.

[2]王祥光.脫硫技術[M].北京：化學工業出版社，2013.

〔編輯：李玨〕endprint

摘 要：采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家現行燃氣機組的排放標準，有利于實現煤炭的清潔化利用。

關鍵詞：燃煤；電廠；“零”排放；煙氣

中圖分類號：X701.3 文獻標識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）10-0146-02

在較長的一段時間內，我國以煤炭為主的能源消費結構體系依舊得不到改變。“十二五”以來，國家不斷加強大氣治理和污染物排放控制。作為電力行業治理重點——燃煤電廠，如何進一步減少污染物排放已成為一項新的重大課題。目前，減少燃煤電廠污染物排放水平的有效途徑之一就是實現煙氣近“零”排放。所謂近“零”排放，是在已滿足現有國家和地方環保排放標準的條件下，采用高效協同脫除技術，對除塵、脫硫、脫硝系統進一步提效改造，使燃煤機組煙氣的主要污染物排放濃度達到國家規定的燃氣機組的排放標準。改造后，煙囪出口煙塵排放濃度不超過5 mg/Nm3，二氧化硫排放濃度不超過35 mg/Nm3，氮氧化物排放濃度不超過50 mg/Nm3。此外，電廠廢水實現了循環回收利用和“零排放”，廢渣全部得到綜合利用。

1 近“零”排放總體技術路線

結合目前電力行業除塵、脫硫、脫硝等環保技術水平，為了實現近“零”排放的要求，燃煤電廠可以采用低氮燃燒器+全負荷SCR脫硝裝置（脫硝效率≥85%）、在電除塵器前增加脫汞噴射裝置（可選裝）、低溫靜電除塵器（高頻電源）、高效濕法脫硫裝置、管式換熱器和濕式電除塵器（除塵效率78%），最大限度降低煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等的排放濃度。設計的目標排放值，不僅滿足國家標準規定的重點地區特別排放限值的要求，還達到了燃氣機組大氣污染物排放的控制水平，實現了燃煤電廠大氣污染物近“零”排放。燃煤電廠近“零”排放煙氣技術工藝路線如圖1所示。

2 近“零”排放技術方案

2.1 除塵

為了實現近“零”排放，燃煤電廠需要采用先進的高效組合除塵方案，例如“MGGH+低低溫電除塵器+濕式除塵器”等方案，最終將煙氣除塵后的排放指標控制在5 mg/Nm3以下，以達燃氣輪機的排放標準。

2.1.1 MGGH+低低溫電除塵系統

目前國內燃煤電廠機組設計的排煙溫度一般為120～130 ℃，燃用褐煤時的溫度為140～170 ℃，且機組實際運行排煙溫度普遍高于設計值，遠高于煙氣酸露點溫度。排煙溫度偏高，造成鍋爐效率下降、電除塵器除塵效率下降、脫硫耗水量增加等。集成煙氣換熱器的低溫電除塵技術是解決此危害的有效新方法之一。煙氣余熱采用兩級煙氣換熱器系統，其煙氣熱量回收裝置分為兩級：第一級布置在除塵器的進口，將煙氣溫度從120 ℃左右冷卻到95 ℃左右；第二級布置在濕式除塵器的出口，加熱脫硫凈煙氣，采用閉式循環水作為媒介，與煙氣進行熱交換，使進入電除塵器的運行溫度由常溫狀態（120～140 ℃）下降到低溫狀態（90～100 ℃）。由于排煙溫度的降低，進入電除塵器的煙氣量減少，粉塵高比電阻降低。從而實現余熱利用和提高除塵效率的雙重目的。

2.1.2 濕式靜電除塵器技術

濕式靜電除塵器的主要結構包括：進口喇叭、出口喇叭、殼體、放電極及框架、集電極絕緣子、噴嘴和管道和灰斗等。其主要工作原理是：煙氣中的粉塵顆粒吸附負離子而帶電，通過電場力的作用，被吸附到集塵極上；將水噴至極板上，使粉塵沖刷到灰斗中，隨水排出；同時，噴到煙道中的水霧，既能捕獲微小煙塵，又能降電阻率，有利于微塵向極板移動。濕式靜電除塵器可以長期高效、穩定地除去煙氣中粉塵等污染物微小顆粒。

2.2 脫硫

目前，高效的濕法脫硫技術主要有：雙循環技術、FGDplus技術和雙托盤技術等。

2.2.1 雙循環技術

雙循環技術原是德國諾爾公司的一種濕法脫硫技術，但目前諾爾公司已被德國FBE公司收購，技術屬于FBE公司所有，其基本原理如圖2所示。

雙循環技術實際上是相當于煙氣通過了兩次二氧化硫脫除過程，經過了兩級漿液循環，兩級循環分別設有獨立的循環漿池和噴淋層。根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。煙氣首先經過一級循環（圖2中Quench Zone），此級循環的脫硫效率一般在30%～70%，循環漿液pH 控制在4.6～5.0，循環的主要功能是保證優異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結晶時間。經過一級循環的煙氣直接進入二級循環（圖2中Absorber Zone），此級循環主要是實現脫硫洗滌過程，pH達5.8～6.4，這與傳統噴淋空塔技術比較，可以降低循環漿液量。

雙循環技術的特點是將脫硫吸收反應分為兩級循環，低pH值的一級循環，可以保證吸收劑的完全溶解和高品質石膏；高pH值的二級循環，在較低的液氣比和電耗條件下，可以保證較高的脫硫效率。脫硫系統漿液性質分開后，可以滿足不同工藝階段對不同漿液性質的要求，更加精細地控制工藝的反應過程。

2.2.2 FGDplus技術

FGDplus技術是奧地利能源與環境公司（AEE）為高硫分煙氣和低濃度排放開發的新型脫硫技術。它是通過運用“導向傳質”原理，對現有的空塔噴淋層技術進行創新改進，以減少氣液傳質阻力和能量消耗，達到提高脫硫效率、減少系統能耗和二氧化硫排放的目的。

2.2.3 雙托盤脫硫技術

雙托盤脫硫技術，即在傳統的脫硫技術基礎上，增加兩層托盤，托盤產生的阻力造成氣體流量均勻地分布在塔截面。在氣體和漿液剛接觸時，會形成阻力使漿液均勻分布，使漿液與煙氣充分接觸。

2.3 脫硝

燃煤電廠近“零”排放脫硝技術可以采用爐內低NOx燃燒+SCR脫硝技術，鍋爐出口NOx指標為250 mg/Nm3，按85%脫硝效率計算，脫硝出口NOx指標為37.5 mg/Nm3，低于燃氣輪機的排放標準（50 mg/Nm3）。

燃煤機組鍋爐燃燒方式采用復合式空氣分級低NOx燃燒技術，可以有效控制爐內燃燒過程中NOx的生成，同時優化主燃燒器區域的風門結構，確保低負荷和滿負荷時主燃燒器區域的過量空氣系數在同一水平，從而有效控制低負荷NOx的排放。目前，鍋爐NOx的排放濃度可以完全控制在250 mg/Nm3以下。

SCR脫硝技術是在催化劑的作用下，還原劑（液氨、氨水和尿素等）與煙氣中的NOx反應，將煙氣中的NOx還原為無毒無污染的氮氣（N2）和水（H2O）。其反應器設置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間，反應溫度一般在320～400 ℃之間。SCR脫硝技術是目前國內外最成熟、可靠的脫硝技術，脫硝效率高，系統安全穩定，不存在技術風險，在國內大容量機組上大量采用。此外，適當增加催化劑數量，還能夠實現85%的脫硝效率。

3 結束語

隨著環保技術的發展，燃煤電廠已完全可以實現近“零”排放，實現煤炭的清潔化利用，推動能源創新和可持續發展。在我國特別是京津冀、長三角和珠三角等環保要求較高的地區，推廣和應用近“零”排放具有積極、重要的意義。

參考文獻

[1]劉偉東，張殿印，陸亞萍，等.除塵工程升級改造技術[M].北京：化學工業出版社，2014.

[2]王祥光.脫硫技術[M].北京：化學工業出版社，2013.

〔編輯：李玨〕endprint