我國火電廠大氣污染防治現狀分析

齊書芳，左朋萊，王晨龍，高佳佳，張曉曦，佟 莉，丁永華，岳 濤（北京市勞動保護科學研究所，北京 100054）

我國火電廠大氣污染防治現狀分析

齊書芳，左朋萊，王晨龍，高佳佳，張曉曦，佟 莉，丁永華，岳 濤*
（北京市勞動保護科學研究所，北京 100054）

針對火電廠煙氣中煙塵、SO2和NOx的環保超低排放要求，本研究對全國80家火電廠、287臺燃煤機組進行了大氣污染防治現狀調研，結果顯示，73.7%機組SCR出口NOx排放濃度在100mg/m3以下，68.3%機組除塵器出口煙塵濃度在30mg/m3以下，81.4%機組脫硫裝置出口SO2排放濃度在200mg/m3以下；55臺機組實施了超低排放改造。根據調研情況及現有工程案例，提出了火電機組實現超低排放采取的技術路線：SCR脫硝增效+ESP除塵增效+FGD脫硫增效+WESP除塵，最后給出了火電行業實施超低排放的建議。

火電廠；燃煤煙氣；超低排放；除塵；脫硫；脫硝

火電廠排放到大氣中的主要污染物有煙塵、SO2、NOx、Hg及其化合物，這些污染物是形成PM2.5的重要前體物質，是造成區域灰霾天氣的重要原因之一，這也是使我國京津冀、長三角、珠三角等經濟發達地區大氣能見度日趨下降，灰霾天數不斷增加的重要原因之一。此外氮氧化物排放量的增加使得我國酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸復合型轉變。因此，火電廠作為主要的大氣污染物排放源，其污染物高效脫除與協同控制是當前我國能源環境領域的戰略性前沿研究之一。本研究針對全國80家火電廠進行了火電廠大氣污染防治現狀調研工作，以期為我國制定火電廠污染防治技術政策、標準、規范等文件提供技術支撐。

1　火電廠概況及發展趨勢

1.1火電行業發展現狀

當前我國電力結構以火力發電為主，截至2014年年底，全國全口徑發電裝機容量137，018萬千瓦，其中火電92，363萬千瓦，水電30，486萬千瓦，核電2008萬千瓦，風電容量9657萬千瓦，太陽能發電2486萬千瓦；水電、核電、風電、太陽能發電占全國發電裝機容量的比重為32.58%，火電所占比重為67.41%［1］。

我國各省電力結構不均衡，火電機組主要分布在華東地區的江蘇省、浙江省、山東省、安徽省和上海市，華北的內蒙古自治區、山西省和河北省，華南地區的廣東省和華中地區的河南省、湖北省。青海、海南和西藏地區火電機組容量相對較少。截至2014年年底，全國有7個省份的火電裝機容量超過5000萬千瓦，裝機容量排名前三位的是江蘇省7727萬千瓦、山東省7203萬千瓦、廣東省6963萬千瓦［1］。

1.2火電行業發展趨勢

自“十一五”以來火電機組向著大容量、高參數的方向迅速發展。截至2014年年底，調查范圍內火電機組平均單機容量12.51萬千瓦。60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到41.54%，單臺30萬～60萬千瓦（不包含60萬千瓦）、20萬～30萬千瓦（不包含30萬千瓦）、10萬～20萬千瓦（不包含20萬千瓦）火電機組比重分別為35.75%、6.21%、7.08%［1］。

為了有效控制火電廠大氣污染物排放，我國采取了發展清潔發電技術，降低發電煤耗、淘汰落后產能、強化節能減排、關停小火電機組、推進電力工業結構調整等一系列重要措施，并取得了顯著成效。但我國人均裝機容量卻遠低于發達國家平均水平，我國的能源結構決定了在今后相當長的時間內火電機組裝機容量還將不斷增長。

2　火電廠大氣污染物排放水平

為深入、全面、客觀地了解國內火電廠污染防治技術及防治效果，本研究對80家火電廠進行了調研，調研單位以五大電力集團為主，還涉及京能集團、浙能集團、申能集團及粵電等地方性能源企業。調研共計287臺燃煤機組，總容量為116，721MW，占2015年中電聯統計全國火電機組的13.01%，單臺機組容量以300MW（52.3%）和600MW機組（32.1%）為主，1000MW機組有4臺（1.4%），具體調研機組情況如圖1。調研范圍共涵蓋28個省、直轄市、自治區，分布如圖2。

圖1　調研機組容量分布圖

圖2　調研機組臺數分布圖

2014年，全國電力煙塵年排放量約為98萬噸、二氧化硫排放量為1974.4萬噸，氮氧化物排放量為620萬噸，分別占全國煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量的5.6%、31.4%、29.8%。調研火電機組大氣污染物排放情況如下。

2.1氮氧化物排放水平

火電機組實施低氮燃燒改造的機組有208臺，容量共計80，210MW，占調研機組總容量的68.7%，為機組進行低氮燃燒改造的廠家多為環保工程公司，鍋爐本體制造廠出廠安裝低氮燃燒裝置的較少。采取低氮燃燒的機組共237臺，氮氧化物排放濃度為100～600mg/m3，其中排放濃度為100～400mg/m3的占比54%。被調研的機組，采用SCR脫硝技術的為266臺，占比93.3%；采用SNCR技術進行脫硝的機組主要分布在東北、西北等地區，其NOx排放濃度均在150mg/m3以上。

為使NOx排放濃度低于100mg/m3，低氮燃燒技術是首選技術，并配置SCR脫硝技術。在安裝SCR脫硝治理裝置后，73.7%機組的NOx排放濃度在100mg/m3以下，如圖3。

圖3　調研機組脫硝裝置出口氮氧化物排放濃度

調研顯示，采用SCR脫硝技術的機組，選用蜂窩式催化劑的占82.5%，催化劑層數多為2+1層，脫硝效率均大于75%，還原劑以液氨為主，占75.8%，主要原因是使用液氨的投資、運行成本均最低，在運輸、儲藏上較為便利。

2.2煙塵排放水平

參與調研的機組采用的除塵技術以靜電除塵器為主，共計186臺，占64.8%，電袋除塵器、袋式除塵器分別占27.9%、7.3%。靜電除塵作為普及率最高的除塵技術，經過不斷地技術開發，形成了各種增效技術，如低低溫、高頻電源、移動極板等。電除塵器出口煙塵濃度為5～300mg/m3，分布在5～30mg/m3的較多，占比為68.3%，如圖4。

圖4　調研機組除塵器出口煙塵排放濃度

2.3二氧化硫排放水平

參與調研的機組，90%采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，采取單塔單循環脫硫技術，為提高脫硫效率，部分機組在現有單塔單循環的基礎上，實施了脫硫增效技術，包括雙塔雙循環（23臺）、旋匯耦合（13臺）、增設托盤（11臺）等技術。SO2排放濃度多數分布在200mg/m3以下，部分采用增效措施的機組可以達到35mg/m3及以下，如圖5。

圖5　調研機組脫硫裝置出口二氧化硫排放濃度

3　火電廠大氣污染物超低排放情況

被調研機組中已經實施了超低排放改造的機組共55臺，容量為23，670MW，占調研總機組容量的20.3%。

3.1煙塵超低排放控制技術

目前火電廠除塵系統超低排放控制技術主要包括脫硫前的增效干式除塵技術和脫硫后的濕式靜電除塵技術。

干式除塵技術主要包括靜電除塵、袋式除塵和電袋復合除塵技術。其中靜電除塵技術具有處理煙氣量大、除塵效率高、設備阻力低、適應煙溫范圍寬、使用簡單可靠等優點，已經應用在我國80%以上的燃煤機組。這里重點對靜電除塵增效技術及其應用進行介紹。

本次參與調研的機組采用的除塵技術以靜電除塵為主。針對電除塵的增效技術包括低低溫、移動（旋轉）電極、粉塵凝并增效、高頻電源技術等。通過增效的干式除塵技術，輔以濕法脫硫的協同除塵，在適宜煤質條件下，能實現煙囪出口煙塵排放濃度低于10mg/Nm3。

（1）移動（旋轉）電極除塵技術

移動（旋轉）電極除塵器由固定電極和移動電極組成，依靠靜電力來收集粉塵，只是清灰方式不同，附著在極板上的粉塵隨極板轉移到非收塵區域，被正反兩把轉動清灰刷刷除，粉塵直接刷落于灰斗中，最大限度地減少二次揚塵。優點：可保持陽極板清潔，避免反電暈；對煤、飛灰成分的敏感性降低，對不同煤種的適應性增強；只需將末電場改成移動電極電場，不需另占場地；避免振打引起的二次揚塵等問題，大幅度提高了除塵效率。處理后煙氣出口粉塵濃度可達20mg/Nm3，除塵效率可達99.92%［2］。江蘇華電句容發電廠1000MW超臨界機組實施了移動電極改造工程，經測試出口粉塵濃度小于27mg/Nm3［3］。

（2）粉塵凝并增效技術

粉塵凝并增效技術主要是由布置于電除塵器進口平直段煙道內（水平段或垂直段）的細顆粒物預荷電增效捕集裝置，通過對微細粉塵強荷電和擾流聚合，使微細粉塵形成容易捕集的大顆粒后進入后級電除塵器而順利捕獲。優點：將小顆粒凝并成大顆粒，有利于被電除塵器有效收集；顯著減少PM2.5的排放；減少汞、砷等有毒元素的排放。菲達環保公司在上海吳涇電廠300MW機組實施的粉塵凝并工程，電除塵器出口煙塵質量濃度為16.07mg/m3［3］。

（3）高頻電源技術

高頻電源技術是一種利用高頻開關技術而形成的逆變式電源，其供電電流由一系列窄脈沖構成。其給電除塵器提供的電壓具有從接近純直流方式到脈動幅度很大的各種電壓波形，從而可根據電除塵器的運行工況選擇最合適的電壓波形，提高電除塵器的除塵效率。優點：高頻電源在純直流供電時電壓波動小，電暈電壓高，電暈電流大，輸出電流可達工頻電源的200%；可較大幅度提高電除塵器除塵效率；間歇供電時，可有效抑制反電暈現象。龍巖坑口電廠135MW機組實施高頻電源改造工程后，采用高頻電源單電場除塵效率比工頻電源提高了4.54%，出口煙塵排放濃度降低32.6%［3］。

（4）低低溫電除塵技術

低低溫電除塵技術是在電除塵器進口端前區設置一個煙氣換熱系統，使進入電除塵器的煙氣溫度由通常的低溫狀態（120℃～160℃）下降到低低溫狀態（90℃～110℃），使煙塵比電阻及體積流量均降低，從而實現高效除塵的目的。優點：降低煙塵比電阻，提高電除塵效率；余熱利用，節能；煙氣流速低，有利于細顆粒物的捕集。大唐國際寧德電廠600MW機組實施了余熱利用高效低低溫電除塵工程，經測試除塵器出口粉塵排放低于20mg/m3［3］。

（5）濕式電除塵技術

濕式電除塵技術是煙氣被金屬放電線的直流高電壓作用電離，荷電后的粉塵被電場力驅動到集塵極，被集塵極的沖洗水除去［4］。該技術除塵效率在99.9%以上，出口粉塵排放濃度可控制在5mg/m3以下，PM2.5的去除率高達95%以上。優點：煤種適應性好，不受粉塵比電阻影響；粉塵排放濃度低；可有效捕集PM2.5微細粒子；高效捕集SO3氣溶膠，減少下游煙道和煙囪的防腐成本；可消除石膏雨；有效去除汞等多種重金屬污染物。由龍凈環保在華電淄博熱電#6爐330MW機組實施的濕式電除塵器工程，經現場測試粉塵入口濃度為35mg/Nm3，出口濃度為7.95mg/Nm3［4］。

調研數據顯示，為了達到超低排放，共有37臺機組安裝了靜電除塵增效技術，并在煙氣治理裝置末端加裝了濕式靜電除塵器。在濕式電除塵出口的粉塵排放濃度均在10mg/m3以下。

3.2二氧化硫超低排放控制技術

燃煤電廠脫硫技術經過幾十年的發展已基本成熟，在實際應用中，石灰石-石膏濕法脫硫居于主導地位，占95%以上。

（1）托盤塔技術

托盤塔技術指在脫硫噴淋塔中增設穿流孔板托盤，使煙氣均布在整個噴淋塔截面上。煙氣和脫硫漿液在托盤表面摻混，形成具有較大氣液接觸界面的泡沫層，從而實現高效脫硫［5］。

托盤塔脫硫技術也存在一些問題：加裝托盤導致脫硫系統的阻力上升了1kPa左右，增加了脫硫運行能耗；為保證較高的脫硫效率，吸收塔漿液的pH值較高，使石膏結晶困難，含水率大大增加。

（2）雙塔串聯技術

雙塔串聯技術是利用兩級石灰石-石膏濕法噴淋空塔串聯運行，煙氣經過一級塔，先脫掉煙氣中一部分SO2，再經過二級塔，兩次疊加，使脫硫效率大于98%［5］。脫硫系統采用串聯吸收塔運行方式處理煙氣量大，可有效地保證SO2超低排放的要求。

雙塔串聯技術較適用于脫硫系統的增效改造，優點主要有：原脫硫系統設備無需做任何改動，改造期間不影響原系統的運行。陜西某600MW燃煤機組脫硫改造采用雙塔串聯脫硫技術，經測試，脫硫系統入口煙氣SO2濃度5062.1mg/Nm3，出口煙氣SO2排放濃度10.4 mg/Nm3，脫硫效率99.79%。雙塔串聯技術存在初期投資過高、系統阻力大、占地大、系統復雜等問題。

（3）單塔雙循環技術

單塔雙循環技術是對雙塔串聯工藝流程的進一步優化，該工藝中煙氣通過一臺吸收塔實現兩次SO2脫除過程，經過兩級漿液循環：一級循環的主要功能是保證亞硫酸鈣氧化效果和石灰石的充分溶解，pH值控制在4.5～5.3，以及充足的石膏結晶時間；二級循環保證高脫硫效率，pH值控制在5.8～6.4，無需考慮亞硫酸鈣的氧化和石灰石溶解的徹底性，以及石膏結晶大小問題，能夠在較低液氣比的工況下得到較高的脫硫效率［6］。

一級循環還可減少煙氣中粉塵、HCl、HF的含量，有利于二級循環達到高脫硫效率；每個循環獨立控制，易于優化和快速調整，能適應含硫量和負荷的大幅變化。因此單塔雙循環技術更適合于高硫煤的高效脫硫，能夠較好地適應工況的波動。此外，單塔雙循環特殊的煙氣流場分布，更有利于漿液對顆粒物的捕集，能夠輔助實現煙塵的超低排放。

浙江某1000MW機組采用單塔雙循環脫硫技術進行脫硫提效改造，經測試，脫硫系統入口煙氣SO2濃度1436.4mg/Nm3，出口煙氣SO2排放濃度8.8mg/Nm3，脫硫率99.4%。

3.3NOx超低排放控制技術

目前國內外能夠實際應用于燃煤機組的NOx減排技術包括低氮燃燒技術、選擇性催化還原脫硝技術（SCR）和選擇性非催化還原脫硝技術（SNCR）。低氮燃燒技術因其投資少，無運行費用、無二次污染等優點，已被火電廠定為NOx控制的首選技術。但目前僅采用低氮燃燒技術不能滿足超低排放要求，通常需要加裝SCR脫硝裝置，SCR脫硝的原理是在一定溫度下，在脫硝催化劑的作用下，噴入NH3與NOx反應生成N2和H2O，從而達到脫硝的目的［7］。

調研的數據顯示，實施超低排放的機組，SCR脫硝裝置均啟用了催化劑備用層，催化劑層數變為了2+1層，甚至部分機組已經安裝了3+1層催化劑。目前國內已經有國電龍源、中電投遠達、東方電氣等多家單位引進或開發該技術，并且在國內擁有較多的工程業績，脫硝后的NOx排放濃度可以控制在50mg/m3以下。

3.4火電廠大氣污染物超低排放技術路線

為達到煙氣超低排放的技術指標：煙塵≤10mg/m3、SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3，需要采用目前的高效除塵脫硫脫硝技術，對各環節技術優化運行指標，并進行統籌管理，以實現煙氣治理工藝一體化、污染物協同脫除的目的。本文根據調研情況，并結合現有超低排放實施案例，提出現有燃煤機組對于超低排放技術路線的選擇主要基于以下方案：SCR脫硝增效（增加催化劑層數、催化劑改進等）+ESP除塵增效（高頻電源、低低溫、移動極板等技術單獨或組合使用）+FGD增效（單塔雙循環、雙塔雙循環、托盤塔等）+ WESP除塵（可選）。

4　火電廠大氣污染物防治的建議

（1）按照國家政策的相關規定，因爐制宜、因煤制宜、因地制宜，健康、分批、有序推進火電廠超低排放。

（2）開展對超低排放的技術、經濟、環境績效分析評估，提出客觀、系統的技術評價報告，為政府科學決策提供技術支撐。

（3）加強多污染物協同脫除新技術的研發和推廣應用，有效降低環保改造投資和運行費用，提高運行穩定性，降低邊界成本，為全面推行燃煤機組達到超低排放提供技術支撐。

（4）盡快修訂《火電廠大氣污染物排放標準》，將超低排放限值納入標準進行環境監督管理。

*本文通訊作者：岳濤

［1］ 中國電力企業聯合會．2011年全國電力工業統計快報［Z］．2011．

［2］ 中國環保產業協會電除塵委員會．新技術進一步鞏固電除塵器主流地位［N］．中國環境報，2013-09-18．

［3］ Ding Yong-hua，ZUO Peng-lai，HAN Bin-jie，et al． Status quo and reduction potential of primary PM2．5emissions from coal-fired boilers［C］．2014 Ⅰnternational Conference on Energy and Power Engineering， 2014：13-19．

［4］ 張東輝，莊燁，朱潤儒，等．燃煤煙氣污染物超低排放技術及經濟分析［J］．電力建設，2015，36（5）：125-130．

［5］ 杜樂，黃建國，殷文香，等．一種提高石灰石-石膏法脫硫效率的方法-托盤塔［J］．環境與發展，2014，26（3）：196-198．

［6］ 李娜．石灰石-石膏法單塔雙循環煙氣脫硫工藝介紹［J］．硫酸工業，2014（6）：45-48．

［7］ 馬忠云，陳慧雁，劉振強，等．煙氣SCR法脫硝工藝流程的設計與應用［J］．電力建設，2008，29（6）：53-56．

Current Status Analysis on Air Pollution Prevention and Control in Power Plant

QI Shu-fang， ZUO Peng-lai， WANG Chen-long， GAO Jia-jia， ZHANG Xiao-xi， TONG Li， DING Yong-hua， YUE Tao*
（Beijing Municipal Institute of Labour Protection， Beijing 100054， China）

Based on the emission requirement of dust， SO2and NOxfrom the flue gas of power plant， the researches on the current situation of air pollution control are conducted in 80 power plants and 287 coal-fired generating sets. According to the research situations and existing engineering cases， the technical route about ultra-low emissions of the power generating sets are put forward in this study. Finally， the suggestions for the implementation of ultra-low emission in power industry are proposed.

power plant； coal-fired flue gas； ultra-low emission； dust removal； desulfurization； denitrification

X701

A

1006-5377（2016）07-0046-05

《火電廠污染防治技術政策》（1441400100002）。