燃煤電廠煙氣排放“協同控制”技術探討

江得厚，王賀岑，張營帥

（河南電力試驗研究院，鄭州 450052）

燃煤電廠煙氣排放“協同控制”技術探討

江得厚，王賀岑，張營帥

（河南電力試驗研究院，鄭州 450052）

介紹了國內外燃煤電廠煙氣排放“協同控制”技術，以及國內目前實施的主要方案，探討分析了煙氣“協同控制”技術各個環節應該注意的問題。

燃煤電廠；煙氣排放；“協同控制”技術

1 前言

燃煤污染物排放量大、污染重，而煤改氣又會遭遇氣源不足的困難。如果燃煤污染物實現超低排放，讓燃煤裝置的污染物排放達到燃燒天然氣的排放水平，污染治理和能源問題將有望得到均衡解決。燃煤電廠污染物排放水平向“燃氣輪機排放水平”看齊，意味著煙塵、二氧化硫、氮氧化物3項排放限值分別為5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，必將可大幅度削減燃煤電廠的污染物排放總量。

2014年4月14日《人民日報》報導：華能集團在新加坡建設首座燃煤電廠，運行一年多的時間，CO、SO2和汞的排放濃度與天然氣機組持平，NOx和固體顆粒物排放濃度低于天然氣機組水平。這表明，通過節能減排以及先進的環保技術，大氣環境問題突出的地區完全可以使煤電企業實現“近零排放”或稱“超凈排放”。

2014年3月7日，國電山東電力有限公司啟動煙氣污染物“近零排放”示范改造工程；四川相關單位也提出“近零排放”；浙江浙能六橫和臺州二廠、嘉興電廠、上海外高橋三廠、北京華能熱電廠已相繼實現或正在進行燃煤機組排放標準改造。

燃煤電廠煙氣污染物治理必須改變單一治理的作法，務必同時協同考慮SO2、NOx、SO3、氣溶膠、塵、汞等的一體化綜合治理方案，形成脫硫、脫硝、除塵、脫汞協同治理的基本格局這就是“協同控制”的理念。

2 國外的煙氣“協同控制”技術

2.1 日本

日本采用多種高效除塵、脫硫、脫硝及脫汞等一系列高效煙氣處理技術。

（1）低氮燃燒器 + SCR脫硝工藝 + 低低溫電除塵器（MGGH+電除塵器）+ 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝 + MGGH工藝。

（2）低氮燃燒器 + SCR煙氣脫硝工藝 + 移動極板電除塵器 + 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。

（3）低氮燃燒器 + SCR煙氣脫硝工藝 + 電除塵器 +活性焦干法煙氣脫硫（包括脫SO2+ SO3）、脫汞工藝 +濕式電除塵器工藝。

2.2 美國

（1）提高煙氣處理系統的效率和可用性，最關鍵的是煙氣脫硫裝置。以燃煤硫分1.5%為界限，采用不同的脫硫工藝。當燃煤S＞1.5%時，要求石灰石-石膏濕法脫硫工藝效率為98%～99%，可用率為99%。

當煤硫分≤1.5%時，采用低氮燃燒器+ SCR脫硝工藝+活性焦脫汞（煤中汞含量分析超標時）+ 旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝 + 袋式除塵器工藝，脫除NOx、SO2、SO3、粉塵、細顆粒物以及汞等。采用旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝具有節能、降耗、節省投資及運行費用的效果。

（2）老火電機組（煤粉鍋爐）綜合高效煙氣處理技術示范裝置為：低氮燃燒器 + SNCR + SCR + CFB-FGD（煙氣循環流化床脫SO2、SO3工藝）+活性焦脫汞工藝+袋式除塵器，準備在全國600MW以下火電機組逐步推廣。

3 我國的“協同控制”方案

燃煤電廠污染物超低排放的系統配置，由低氮燃燒、SCR脫硝、管式空氣預熱器、高效除塵、煙氣脫硫、濕式電除塵等系統構成。

要達到天然氣燃氣輪機的排放標準，污染物“協同控制”技術組合應包含以下內容：低氮燃燒器+SCR脫硝技術，脫硝效率≥90%；高效除塵技術，除塵效率≥99.9%；活性分子協同脫除，脫硫效率≥99%，脫汞效率≥85%，脫硝效率≥90；濕式靜電除塵深度脫除PM2.5，脫除效率≥90%。這樣才能實現以下排放指標：塵≤5mg/m3，PM2.5≤2.5mg/m3；SO2≤15mg/Nm3；NOx≤10mg/Nm3；Hg≤0.003mg/Nm3。

4 目前國內實施的方案

目前國內實施的方案主要是：低氮燃燒器 + SCR + 空預器 + 高效除塵器 + 濕法脫硫 + 濕式電除塵器。

國內的示范工程的技術方案大致與日本相同。有的電除塵器進行電源改造和擴大比收塵面積；也有的加一、二級電場；還有用低溫電除塵；或加移動電極電除塵。

另外，高效除塵器還有采用電-袋除塵器或純袋式除塵器的方案，選擇合適的濾袋并采取其他技術措施，甚至可以不用后面的濕式電除塵器也能達到同樣效果。

濕式電除塵器有用柔性電極濕式電除塵，也有引進日本技術的濕式電除塵器。

SCR可用3+1或3+2方案。脫硫塔可擴大塔徑加兩層噴淋層采用單塔雙循環或單塔雙區等方案。

據報導，山東、浙江、四川等省的電廠正在實施或準備實施上述技術。上海外高橋第三發電廠百萬機組SO2排放濃度穩定在30mg/Nm3左右、氮氧化物排放濃度在20mg/Nm3左右、煙塵排放濃度在11mg/Nm3左右，加適當措施也可小于5mg/m3。另外，經中國環境監測總站等權威機構檢測，浙能嘉電的7號、8號百萬千瓦機組在不同工況時，煙囪總排口煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項主要煙氣污染物的排放數據，分別比被稱為“史上最嚴”的國家《火電廠大氣污染物排放標準》中規定的重點地區排放限值下降84.6%、70%、76.3%，明顯低于天然氣燃氣輪機組排放水平。尤其是PM2.5脫除率可達85%以上，達到國際先進水平。

神華集團國華三河電廠1號機組環保改造示范項目于2014年8月15日通過驗收，成為京津冀首臺達到燃氣機組排放標準的“近零排放”燃煤機組。這是國華在役燃煤機組實施“近零排放”技術改造的首例，預示著居國內電力裝機主力地位的近9億千瓦燃煤機組“近零排放”改造開始提速。而業界普遍認為，“近零排放”的改造難度很大，但意義十分重大，因為它涉及國內現有的8.6億千瓦裝機燃煤機組，不僅投資巨大，而且對大氣污染治理全局有舉足輕重的影響。鑒于此，國家能源局2014年6月27日確定了以“近零排放”為目標的當年13臺煤電機組環保改造示范項目，涵蓋天津、河北、山東、江蘇、浙江、上海、廣東7個重點省份，從103萬千瓦到33萬千瓦主力機型。2014年8月15日通過驗收的三河電廠1號機組正是國家能源局13臺煤電機組環保改造示范項目之一。

5 “協同控制”各環節應注意的問題

“協同控制”各個環節均有排污控制能力強的長處，但同時它們也會帶來不利的問題。所以有必要深入分析，盡可能避免負作用。

5.1 低氮燃燒器

低氮燃燒器是通過降低火焰溫度和低氧燃燒來降低NOx的產生，導致不完全燃燒，飛灰含炭量增高1%～2%，增加了煤耗。運行中會出現設備磨損、燒壞、積灰等問題，而且脫氮效率逐步降低。

5.2 SCR

飛灰和煙氣中某些成分會使催化劑磨損、堵塞、失活或中毒而失效，效率逐漸下降造成催化劑必須提前更換，運行費用增加。另外，經過催化劑的煙氣中SO3增加，產生了更多的硫酸氫銨黏結和腐蝕空預器及后面的電除塵極板或濾袋，從而降低了除塵效率。因為硫酸氫銨在174℃以上是液態，容易黏結在空氣預熱器上造成結垢和堵塞；在此溫度下是粉狀結晶體，具有容易吸潮成為液體的特性，所以會裹著粉塵黏結在電極或濾袋上，以及后續的其它設備上。如某電廠在檢查1#機組電-袋除塵器的陰極線、陽極板時，發現陰極線上黏灰較多，采集垢樣交由電科院進行分析，發現其中無機銨的含量為6.7mg/g和5.9mg/g，遠超出正常值（0.05mg/g）。該電廠極板、極線和電-袋除塵器濾袋表面存在的積灰現象見圖1、圖2，粉塵樣品的分析結果見表1。

圖1 陰極線、陽極板黏灰

圖2 濾袋黏結粉塵

表1 濾袋表面粉塵樣品檢測果

粉塵中的無機銨主要以硫酸氫銨、硫酸銨等銨鹽的形式存在，主要是由脫硝系統的氨逃逸造成。脫硝系統氨逃逸越多，飛灰中的無機銨含量也越高。另外，脫硝噴氨系統噴氨不均勻會出現局部噴氨過量，造成局部氨逃逸偏高，導致部分粉塵中無機銨含量偏高。由所送樣品的分析可知，其中無機銨含量達11.3mg/g，明顯高于鍋爐飛灰中無機銨含量（一般不大于0.05mg/g），應為脫硝系統氨逃逸偏高，生成較多的硫酸氫銨或硫酸銨所致。脫硝系統氨逃逸偏高或局部氨逃逸偏高是造成濾袋表面粉塵板結的主要原因。

5.3 電除塵器

在某些煤種下，電除塵器有較高的效率。但粉塵中的Al2O3+ SiO2大于85%時，大量的絕緣細灰會黏電極，使除塵效率逐步下降，同時還會影響脫硫系統正常工作。所以，煤質變化對除塵效率的影響特別明顯，只有煤質穩定在成分適合的范圍內，在多電場組合才有較好的除塵效果。另外，收塵極振打會造成二次揚塵，也影響收塵及微細粉塵的捕集效率。只有增加電場或改造成為低溫電除塵、移動電扱電除塵，甚至在脫硫后增加濕式電除塵等，才能更好地捕集粉塵和微細粉塵（如PM2.5），但將會增加投資和維修工作量。

某電廠1000MW機組改為低溫5電場電除塵器，出口粉塵排放濃度為45mg/Nm3，經脫硫塔后才能達到29mg/Nm3。另一電廠兩臺300MW，一臺3電場電除塵器改為電-袋除塵器（脫硫后排放濃度為16～29.3mg/Nm3）；另一臺5電場低溫電除塵器的第5電場為移動電極（脫硫后排放濃度為15～29.9mg/Nm3）。兩臺除塵器經脫硫后的排放濃度基本相同，都在30mg/Nm3以下。兩者投資差別較大，但效果基本一樣。這可能與兩臺爐的煤質和設計不當有關。積極主動改造、爭取低排放，值得鼓勵，但進行前期可研、深入分析也是很有必要的。

5.4 脫硫塔

脫硫塔是“協同控制”中的關鍵部件，不希望過多的煙塵進入，否則會影響脫硫效率和石膏脫水效率及損壞設備。所以在改造時宜加大塔徑，將煙速降低至3.2～3.5m/s，使漿液不被帶入除霧器、GGH，從而避免結垢、堵塞甚至導致除霧器坍塌。除霧器設計時的排放液滴濃度最好小于45mg/m3。另外，選用750r/min的低速循環泵，減輕氣蝕和磨蝕。以上要求也是減少石膏雨的重要措施，同時防止真空皮帶機被粉塵堵塞不能脫水形成石膏漿液淌出，從而影響運行和石膏品質。所以，美國在燃煤硫分低于1.5%時采用半干法煙氣循環流化床加袋式除塵器脫SO2和SO3。

5.5 濕式電除塵器

濕式電除塵器收集氣溶膠和微細顆粒物有較好的效果。國電最早開始用以脫“石膏雨”和收集酸性水霧。雖然它設置在脫硫塔后，但只能除去很少部分SO3，所以，存在腐蝕以及粉塵、重金屬酸性水等問題要考慮處理，維護使用有一定難度。不少專家建議國內濕式電除塵器不宜發展過快，待取得長期運行效果、運行可靠性及防腐經驗、完善標準后再逐步發展。濕式電除塵器的入口粉塵濃度不能太高，在入口煙塵濃度＜50mg/Nm3時，才能保證出口粉塵濃度＜5mg/Nm3。另外，其電極不能太長。這都是影響使用的因素。在對顆粒物排放有特殊要求的重點地區和敏感區域，可考慮應用濕式電除塵器。

5.6 超低排放污染物在線檢測

目前，尚未有適于工業應用、性能完善的實時在線連續檢測上述幾項“近零排放”污染物的儀表，特別是濃度低于5mg/Nm3的粉塵實時檢測儀表。沒有這些實時監測儀表，很難保證長期穩定達到“近零排放”的目標。所以，在大范圍推廣應用前，要加快“近零排放”監控儀表的研究和使用。

總之，要經濟、高效地實現燃煤電廠污染物 “近零排放”，必須從系統的角度考慮，充分利用各污染物脫除設備各自的長處，加強互相之間的協同能力，克服各自的缺點，要優化組合保證各種裝置相互協調和可靠。

“協同控制”理念已經提出，但還有許多問題要研究解決和探索。上文提到的問題只是一部分，重視和防止出現上述問題將使“協同控制”更為完善。

6 充分發揮袋式除塵器（包括電-袋除塵器）在“協同控制”中的作用

袋式除塵器（包括電-袋除塵器）通過濾料和其面層上的過濾粉塵層，粉塵層積累越厚，除塵效率越高，甚至可以接近“零”排放，但阻力也隨之增大。其對煤質的要求不敏感，對煤質多變能適應，也不受鍋爐負荷變化而影響捕集效率，因而很容易實現高效去除PM2.5和排放濃度低于5mg/Nm3，另外，其對汞的捕集效果也比電除塵器要高，是目前超低排放最理想的除塵器。

6.1 袋式除塵器除塵效率和捕集PM10以下微細粉塵的效果

表2是8臺電除塵器改袋式除塵器、阻力在1000Pa以下的測試結果，除塵效率都在99.91%～99.97%，出口排放濃度都在22mg/m3以下。測試時除塵器阻力在1100Pa以上時的效果會更好，排放濃度可以達到10mg/m3以下，PM10捕集率大于95.45%，PM2.5捕集率大于99.31%。

6.2 電除塵器加脫硫控制前后對微細粉塵的去除率

實測6臺電除塵器+脫硫控制去除PM10及以下微細粉塵的結果，對PM10的去除率為98.88%～99.62%，平均為99.29%；對PM2.5的去除率為95.68%～98.47%，平均為97.41%（見表3）。

表3 各電廠加脫硫控制前后煙塵PM10和PM2.5分布及其捕集效率（單位：%）

6.3 電除塵器與袋式除塵器測試結果對比小結

以上數據顯示，袋式除塵器的總塵去除率高達99.94%以上，對PM2.5一般脫除率也都高于99.30%。比電除塵器+脫硫控制的PM10平均去除率為99.29%及PM2.5去除率97.41%都要高。

6.4 袋式除塵器脫除汞的效果

表4為袋式除塵器脫除煙氣中汞的性能測試結果，作為對比，表5列出了電除塵器脫除煙氣中汞的性能測試結果。

（1）準大發電廠2號爐經袋式除塵器后的氣態汞的去除率較低，為13.21%；顆粒態汞的去除率很高，為97.55%，絕大部分粉塵及附著的顆粒汞被截留下來。

表2 袋式除塵器測試結果

表4 袋式除塵器脫汞性能測試結果

表5 靜電除塵器脫汞性能測試結果

（2）湛江電廠、上海外高橋1電廠測試結果，電除塵器總脫汞率為42.72%～60.46%，袋式除塵器則為56.39%～72.55%。總汞脫除率在加脫硫前，袋式除塵器比電除塵器高12.88%，加脫硫后也高11.6%。

（3）外高橋1電廠燃煤含汞量達0.51mg/kg，高于全國煤種0.22mg/kg的平均值。電除塵器改造為袋式除塵器后，脫汞效率由原來的60.46%提高到72.55%。袋式除塵器對顆粒汞的脫除率達96.38%，對氣態汞的脫除率達35.22%。而靜電除塵器對顆粒態汞的脫除率只有91.43%，對氣態汞的脫除率也只有24.03%。采用袋式除塵器結合濕法煙氣脫硫，在燃用高汞煤時，煙氣排放仍可達到《火電廠大氣污染物排放標準》規定中的≤0.03mg/m3和美國環境保護局（EPA）的現行汞排放標準要求。由于汞極易富集在10μm以下的微細顆粒物上，適當保持濾袋表面粉塵層的厚度有利于提高對微細顆粒物的捕集效果，同時有利于提高對顆粒態汞的脫除率。

6.5 電除塵及袋式除塵器除塵率、脫除PM2.5及脫汞的結果分析

（1）袋式除塵器總除塵率高達99.94%以上，對PM2.5脫除率也都高于99.30%，比電除塵器除塵效率99.89%和PM2.5去除率99.16%都要高。電除塵器總脫汞率為42%～60.46%，袋式除塵器則為56.39%～72.55%，對汞的脫除率袋式除塵器也高于電除塵器。

（2） 4電場電除塵器與袋式除塵器投資和運行維護費用大體相當。為使煙塵、PM2.5以及汞達標排放，要根據煤種及變化情況慎重選擇，已超標排放的電除塵器，可考慮改用袋式除塵器。

（3）更換下來的大量破損老化濾袋的處理，曾是最令人擔心的問題，目前已有幾個企業可以回收處理，不再產生二次污染。

7 采用袋式除塵器（包括電-袋除塵器）“協同控制”的技術路線

從袋式除塵器與電除器應用案例的比較分析可以看出，在除塵效率、捕集PM10、PM2.5以及脫汞等方面，袋式除塵器都比常規的電除塵器好，可以考慮采用以下“協同控制”的技術路線：低氮燃燒器—SCR—空氣預熱器—袋式除塵器（電-袋除塵器）—濕法脫硫。

為了適應各種煙氣工況，除選用常規的PPS外，還可選擇PPS水刺氈，以PTFE作基布、超細纖維作面層的濾袋。要求更高時，還可選用復膜PTFE和其他新研發的濾料。當脫硫塔煙速控制在3.2～3.5m/s、除霧器排放液滴在45mg/m3以下時，不設濕式電除塵器同樣可達到超低排放的目標，在經濟上也是合算的。

當需要更高的脫汞要求時，可考慮加一級活性焦捕集裝置，同時還可以捕集SO3。

為保護SCR催化劑，延長使用壽命和獲得更好脫硝效果，在低溫催化劑沒有實用前，還可以采用國產耐高溫金屬濾袋，即將袋式除塵器裝在SCR前面，價格雖貴一些，但比不到2年就需換催化劑更為經濟。

采用覆膜PTFE的濾袋，除捕集總顆粒物、重金屬外，還可以脫除二英、呋喃及酸性氣體。所以，采用袋式除塵器可以替代其它的控制設備。

8 加強袋式除塵器在超低排放中作用的重要措施

在“協同控制”中，袋式除塵器采用以下措施會發揮更大的作用：

（1）設計時的過濾風速用0.7～0.8m/min為宜。這樣可以擴大捕集范圍，控制不同阻力使排放濃度在5～20mg/m3范圍內調節。同時過濾風速越低越有利于捕集微細粉塵，還有利于延長濾袋的使用壽命。

（2）目前大多采用φ160mm直徑的袋籠，豎筋為16根，為減輕濾料波浪般地振動、清灰后濾袋回縮撞擊龍骨過多過大地撓曲，豎筋宜改用20根。這樣可延長濾袋使用壽命，還可以減輕濾袋在噴吹后回縮時與龍骨碰撞時漏粉的現象。所以多加豎筋和降低過濾風速至0.8m/min或以下，是降低排放濃度和改善PM10及以下捕集效果的有效措施。

（3）當粉塵濃度很高時，也可在濾袋前加重力和慣性沉降的機械裝置，預先捕集40%左右的粉塵，使后面濾袋捕集粉塵達到更好的效果。

總之，袋式除塵器是高效除塵器之一，目前濾袋的使用壽命可達4～5年及以上，已有很多應用案倒，廢棄的濾袋已經可以回收利用，其將在“協同控制”中脫除NOx、SO2、SO3、粉塵和PM2.5、汞等污染物，并在實現超低排放中發揮重要作用。

9 結語

（1）每個環保設備在運行中都會存在一些問題，多個設備串連在排煙系統中，單個設備出問題時就會影響其它設備，所以需要多污染物“協同控制”，這種理念應當得到認可。

（2）國外的先進技術可以引用，但我國的火電機組都有調峰的需要，同時煤質經常受市場影響而多變。所以，有些專家提出“因地制宜、因煤制宜、因爐制宜、因標準制宜的方針”是合適的，任何技術只要經濟適用就好。美國的經驗很值得參考，已經過時、效率較低的旋轉噴霧半干法脫硫仍在采用。

（3）對選定的技術路線應反復討論，經過較長時間運行考驗后，方可推廣應用。

（4）采用袋式除塵（包括電-袋除塵器）技術實現“超低排放”的“協同控制”技術路線是可行的，其價格最低、設備少、運行維護簡單方便，所以有很大的發展空間，是一條符合國情的新路。

Discussion on “Control in Coordination” Technology of Flue Gas Emission in Coal-fired Power Plant

JIANG De-hou, WANG He-cen, ZHANG Ying-shuai
(Henan Academy of Power Experiment, Zhengzhou 450052, China)

The paper introduces the “Control in Coordination” technology of flue gas emission in coal-fired power plants abroad and at home, and the main scenarios of current implementation in the country; probes into and analyzes the problems of the “Control in Coordination” technology of flue gas.

coal-fired power plant; flue gas emission; “Control in Coordination” technology

X701

A

1006-5377（2015）02-0021-06