燃煤發電機組污染物排放控制技術現狀分析及超凈排放技術探討

朱賢峰

摘要：隨著國家對燃煤發電機組的節能、環保政策日趨嚴苛，常規技術已無法達到污染物的排放要求，超凈排放技術的研發和推廣得到了迅速的發展。本文對燃煤發電機組污染物排放控制技術的現狀進行分析，并就超凈排放技術加以探討。

關鍵詞：燃煤發電；污染物；控制技術；超凈排放

目前，國家對火力發電企業的節能、環保要求可謂嚴苛。三部委（國家發改委、環保部及能源局）更是聯合發布了《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020）》，對煤電機組的節能、環保提出了明確的更高的要求。其要求東部地區新建和現役改造后的燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機排放限值超凈排放要求。燃煤機組超凈排放的總體目標較現行的污染物排放標準GB13223-2011有較大幅度的提高。憑借常規的技術，燃煤機組無法達到超凈排放目標。各大電力集團、電力設備供應商及科研院所積極響應國家政策，采取各項措施努力推動燃煤發電機組超潔凈排放技術的研究和推廣。本文首先對燃煤發電機組污染物排放控制技術的現狀進行分析，繼而對超凈排放技術加以探討。

一、燃煤發電機組污染物排放控制技術現狀

（一）國內外NOx排放控制技術研究和應用現狀

目前在NOx排放控制方面，電廠采取的方法主要為“低氮燃燒+選擇性催化還原技術（SCR）”。

對于SCR技術而言，脫硝效率大部分在80%左右。超凈排放目標是NOx最終排放≤50mg/Nm3，對于大多數煤種而言，80%的脫硝效率己難以滿足達到超凈排放要求。雖然僅僅依靠增加催化劑數量，也可以使NOx最終排放滿足要求，但該方法的缺陷在于將導致運行成本明顯增加，同時使廢棄催化劑帶來的固體廢物形成的二次污染增加，并帶來NH3逃逸率和SO2/SO3轉化率升高的風險。另外，研究表明脫硝催化劑在煙氣Hg的協同脫除中可以發揮巨大的作用，而目前催化劑生產廠家對于脫硝催化劑在Hg的脫除效果缺乏專門研究。需研發一種脫硝效率更高、同時對單質Hg的氧化性能更高的新型催化劑。

對于NOx的排放控制，國外的主要先進國家（如日本）采取的主要方法如下：

（1）燃用NOx生成量低的煤種，如印尼煤和澳洲煤；

（2）采用低氮燃燒技術，將SCR入口處的NOx濃度控制在300mg/Nm3以內；

（3）采用高效的SCR技術，通過對流場分布、還原劑和NOx混合、催化劑性能、反應溫度等關鍵參數優化等，獲得更高的SCR脫硝效率。

而在燃用煤粉的低氮燃燒技術方面，中國處于世界領先水平，并且還在不斷發展進步。從目前理論研究和試驗室研究獲得的最新低氮燃燒技術看，我們完全具有在現有基礎上進一步降低燃燒后煙氣NOx濃度的能力。在SCR催化劑研究方面，相關科研院所、企業已完成了相當數量的基礎研究，具備進一步提升催化劑的脫硝性能的條件。

（二）國內外sox排放控制技術研究和應用現狀

濕法脫硫技術中，石灰石一石膏濕法煙氣脫硫技術應用最為廣泛。我國己掌握自主知識產權的石灰石一石膏煙氣脫硫技術，并在此基礎上發展了燃煤煙氣多種污染物協同脫除技術。

在國外，日本碧南發電廠采用優化后的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，出口SO2濃度可以達到30mg/Nm3。日本磯子電廠600MW機組，采用濕法煙氣脫硫技術可達到SO2排放濃度28mg/Nm3。

脫硫裝置一直以脫除SO2為主要功能，對煙氣顆粒脫除機理的研究較少。而日本公司在脫硫除塵方面的技術研究及應用則較為完善，脫硫出口顆粒濃度排放指標可以做到10mg/Nm3以內。

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中對我省燃煤鍋爐煙氣污染物排放提出了SO2≤200mg/Nm3、煙塵濃度≤30mg/Nm3的要求。要達到超凈排放提出SO2≤30mgNm3、PM≤5mg/Nm3更高目標，燃煤電站煙氣脫硫裝置必須具有深度脫硫及協同高效除塵的技術特點，因此需對煙氣脫硫裝置做進一步研發。

（三）國內外PM排放控制技術研究和應用現狀

1.高效除塵技術

（1）低低溫靜電除塵

低低溫靜電除塵技術在日本已有近20年的應用歷史。三菱重工于1997年開始在大型燃煤火電機組中推廣應用基于煙氣冷卻器使煙氣溫度在90℃左右運行的低低溫電除塵技術，在三菱重工的煙氣處理系統中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度均小于30mg/Nm3，SO3濃度大部分低于3.57mg/Nm3。

日本日立已將“DeNOx系統+低低溫靜電除塵器+DeSOx系統十濕式電除塵器”技術成功應用在日本中部電力株式會社的碧南電廠1000MW燃煤機組中。運行時，低低溫靜電除塵器出口煙塵濃度小于30mg/Nm3。

在國內，低低溫靜電除塵技術已有600MW機組投運業績。

（2）布袋除塵布袋除塵也具有較長的應用歷史。上世紀末在燃煤電廠除塵技術轉型過程中，云南昆明等電廠在100MW機組中嘗試使用了布袋除塵器，但因為當時缺乏相關經驗、系統煙氣工況穩定性差，且當時國內的濾料技術和清灰技術較為落后，使布袋除塵在當時的應用以失敗告終。到本世紀初，內蒙豐泰、河南焦作等電廠多臺200MW機組使用布袋除塵器取得了成功。至2008年，國內已有上百臺布袋除塵器投入運行，最大規格己達600MW機組。

（3）電袋復合除塵

電袋復合除塵器是國家863計劃和十五科級攻關計劃課題之一，是國家大力倡導應用及產業扶持的高新技術產品。

2005年開始，國內成功研發電袋復合除塵器，并開創了燃煤電廠的應用先河。

截至2009年10月，國內已有100多臺電袋復合除塵器應用于50～660MW機組。該除塵器適應各煤種的高比電阻煙塵條件，出口排放濃度能長期穩定滿足<30mg/Nm3以下要求。大唐許昌龍崗電廠350MM機組、大唐洛河電廠300MW機組、北京京能熱電廠200MW機組等眾多己投運項目中，實測PM排放均可達到10～30mg/Nm3。

2.濕式靜電除塵技術

在國外，發達國家在濕式電除塵器的研制及發展工作方面起步早、發展快。濕式靜電除塵器主要作為大氣復合污染物控制系統的最終精處理技術裝備，用于去除濕法煙氣脫硫裝置無法收集的酸霧、控制 PM2.5微細顆粒物及解決煙氣排放濁度問題。國外電廠測試報告表明，WESP對PM2.5的去除效率均高于90%，顆粒排放濃度低于5mg/Nm3，酸霧的去除率超過95%，煙氣濁度降低到10%，甚至達到接近零濁度排放。

在我國，在濕式電除塵器方面的研究工作起步較晚，但近幾年因PM2.5污染治理急需，該方面技術發展較快。

（四）國內外日9排放控制研究和應用現狀

汞及其化合物是環境毒性很強的重金屬元素之一，它具有持久性、長距離遷移性和生物富集性。目前國際上已經開始進行脫汞檢測與研究工作，我國在GB13223-2011標準中制定了排放指標為0.03mg/Nm3。燃煤電站煙氣脫汞技術包括活性炭脫汞、飛灰脫汞、鈣基吸收劑脫汞、利用現有污染控制設備協同作用聯合脫汞等。

在利用現有煙氣污染控制設備協同脫汞技術研究方面，選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝可催化氧化元素態Hg，常規除塵設備可脫除顆粒態汞，濕法煙氣脫硫裝置可吸收煙氣中的氧化態Hg2+。華北電力大學研究表明，聯合脫硫、脫硝、除塵及吸附劑吸附技術后，Hg綜合脫除效率75～90%。同時，華北電力大學前期在300MW機組的研究結果表明濕式電除塵對Hg脫除也有明顯的效果，濕式電除塵內脫 Hg效率能夠達到37%。

二、燃煤發電機組超凈排放技術

煤粉爐（PC爐）與循環流化床鍋爐（CFB）在煤粉燃燒方面的區別，針對這兩種爐型所采取的超潔凈排放技術也有所不同。

（一）PC爐超凈排放技術

目前，PC爐較為流行的超凈排放技術路線，主要包括爐內超低氮燃燒技術（SLNB）+選擇性催化還原脫硝（SCR）+煙氣冷卻器（FGC）+電除塵（ESP）+濕法脫硫（FGD）+濕式電除塵（WESP）+煙氣再熱器（FGR）。超凈排放技術除了要確保每一項技術措施都要對污染物的排放有一個合理的控制范圍（如圖1所示），還強調協同控制的理念（如表1所示）。

（二）CFB鍋爐超凈排放技術

CFB鍋爐自身就可做到部分爐內脫硫，所以對于鍋爐以后的脫硫設備的要求相對較低，其它方面與PC爐差別不大。當然CFB鍋爐超凈排放的技術路線也可以PC爐相同，如圖2a所示；出于成本方面的考慮，CFB鍋爐推薦采用如圖2b所示的超凈排放技術路線。 CFB鍋爐對鍋爐以后的煙氣脫硫設備的要求較低，就可以采用成本較低的半干法脫硫。CFB鍋爐煙氣協同控制超凈排放領域技術裝備及目標值，如圖3所示。

三、結語

環境污染對人類生存條件帶來的影響己逐漸顯現，為實現天更藍、水更清的目標，各行業都應采取措施節能、減排。作為占煤炭消耗50%以上的電力行業，也是義不容辭。目前，國家政策已經明確要求，燃煤發電機組的污染物排放應達到或接近超凈排放標準。然而就國內應用的常規技術要達到這個標準，還有一定困難。故而，需要一整套超凈排放技術的研發和推廣。