论燃煤烟气多污染物协同治理新模式——兼谈龙净环保“烟气治理岛”模式

郭 俊，马果骏，阎 冬，王建春，吴雪萍

(福建龙净环保股份有限公司，福建龙岩 364000)

论燃煤烟气多污染物协同治理新模式
——兼谈龙净环保“烟气治理岛”模式

郭 俊，马果骏，阎 冬，王建春，吴雪萍

(福建龙净环保股份有限公司，福建龙岩 364000)

从我国燃煤烟气治理的现状和需求分析出发，讨论了多种污染物治理技术的互相影响及协同作用，导出了燃煤烟气多污染物协同控制的基本概念。通过分析我国不同条件下多污染物协同治理几种技术工艺路线，提出了多污染物烟气治理新模式“烟气治理岛”，并分析了这种建设环保工程全新模式的主要优点。

烟气治理岛;多污染物;协同控制;模式

0 引言

电力行业是我国大气污染物的排放大户，烟尘、SO2、NOx、汞的排放量均居全国各行业前列。根据中国电力工业发展“十二五”规划预测，到2020年全国发电装机容量将达到18.85亿kW左右，其中煤电约11.6亿kW。由于多年来我国燃煤电站大气污染物的治理的重点是烟尘、SO2的控制，而针对氮、细微颗粒物、重金属汞等污染物的控制还没有全面展开，导致我国氮、汞等其他污染物排放量大幅增加，对生态环境造成了严重影响。

针对我国严峻的大气污染治理形势，国家“十二五”规划提出“十二五”期间要将主要污染物排放总量减少8%至10%，并新增NOx减排10%的约束性指标。新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)再一次大幅提高了燃煤发电厂烟尘、SO2、NOx等污染物的排放限值规定，并首次提出了重金属汞排放限值低于0.03mg/m3的要求，这就意味着燃煤电厂烟气今后将必须同时进行尘、硫、氮和汞等多污染物的脱除。

我国以前一直在实施单一污染物的控制策略，以阶段性重点污染物控制为主要特征，建立了总量控制与浓度控制相结合的大气污染管理制度。就我国燃煤大气污染物控制技术发展而言，我国已经先后开发了一系列较成熟的尘、硫等单独脱除技术。但是，现有国内普遍采用的针对单项污染物的分级治理模式，随着污染物控制种类的不断增加，燃煤电站的净化设备增多，不仅引起设备投资和运行费用提高，而且使燃煤电站整个末端污染物治理系统更加庞大复杂，治污设备占地大、能耗高、运行风险大、副产物二次污染问题十分突出。

研究表明，采用燃煤烟气污染物单独脱除技术，没有考虑到烟气中多种大气污染物之间相互关联、相互影响的因素。各种单独脱除技术除了能够有效脱除主要的对象污染物之外，还可能具备对其他类型污染物脱除做出贡献的潜力。孤立脱除技术发展模式当中各项控制技术从设计、现场安装到运行均是分开实施的，设备之间的不利因素没有得到克服，有利因素没有得到充分利用，技术经济性无法得到最大程度的优化。

因此，从整个电厂系统的角度考虑燃煤烟气所带来的运行和环境问题，充分掌握燃煤电站烟气中各种污染物之间相互影响、相互关联的物理和化学过程，充分利用现有燃煤烟气尘、硫、氮及汞等污染物脱除设备之间可能存在的协同脱除能力，可以实现燃煤电站大气污染物的协同与集成治理，大幅降低燃煤电站环境污染治理成本，是一个非常重要的问题。从国际技术发展来看，开发高效、经济的多种污染物协同脱除技术并进行系统集成已成为一个热点。显然，在燃煤电厂烟气治理工程中，采用何种新的运作模式实现“协同控制”和“系统集成”的目标就成为一个重要研究课题。

1 “十二五”我国燃煤烟气治理基本现状

20世纪80年代以来，由于我国燃煤烟气污染治理的政策拉动，国内相关单位纷纷通过引进西方工业国家烟气除尘、烟气脱硫技术，并直接应用于工程设计，实现了工程上的应用。目前，我国燃煤电厂脱硫机组装机容量占全部火电装机容量的80%左右，高效除尘器的应用几乎达到了100%。

在脱硝方面，我国在燃煤电厂主要是采用低NOx燃烧器技术。但是按新排放标准，今后势必需要采用烟气脱硝才能达到要求。目前专家比较一致的意见是:选择性催化还原烟气脱硝(SCR)工艺是世界上技术最成熟、脱硝效率较高、最适宜我国应用的烟气脱硝技术。目前，我国部分电厂已建成安装的烟气脱硝示范工程项目大部分采用SCR脱硝技术。但特别需要引起我们高度重视的是，SCR烟气脱硝系统的运行，以及逃逸的氨以及SO2氧化产生的SO3将给空气预热器、除尘器、脱硫装置、烟道系统等下游设备带来许多新的问题，同时对除尘、脱硫、脱汞工艺会带来正面或负面的影响。

在脱汞方面，由于燃煤过程中汞大部分以气态形式存在，而除尘器只能去除被飞灰吸附的颗粒态汞Hgp，对于气态的单质汞Hg0和氧化态汞Hg2+基本无脱除效果。在除尘器喷入活性炭或载溴活性炭等吸附剂，是一种较为成熟的燃煤烟气汞控制技术。在过去的二十年中，这种技术已经在美国和欧洲应用，主要用于废弃物燃烧烟气中脱汞。碳基吸附剂因其较高的比表面积和较强的吸附能力，已成为燃煤烟气脱汞中首选的吸附剂［1］。我国的汞污染控制还处于起步阶段。研究表明，燃煤烟气中Hg0、Hg2+和Hgp等各种汞形态的分布受到燃烧条件、脱硫、脱硝、除尘等烟气净化系统的影响。现有的燃煤电站除尘、脱硫设备对于汞都有一定程度的脱除能力。可以预见，“十二五”期间及下一个阶段我国燃煤电厂烟气多污染物治理工程中，重点将增加SCR烟气脱硝装置和汞协同治理，同时对达不到新排放标准的脱硫、除尘进行必要的增容或改造。烟气脱硫、脱硝、除尘、脱汞必须协同进行是我国燃煤电厂今后烟气污染治理的基本现实。

2 几种主要污染物治理设备的相互影响［2］

(1)SCR烟气脱硝对电除尘器的影响。SCR烟气脱硝设备对电除尘器的影响主要有以下几个方面:使烟气温度有所下降，对降低粉尘比电阻有利;烟气中的NOx氧化还原为N2和水，使烟气成分发生变化。烟气中部分SO2氧化成SO3，SO3能起到一定烟气调质作用，可以改善电除尘器性能;增大电除尘器前段阻力，使电除尘器承受的负压提高;将使烟气中SO2氧化成SO3，并与逃逸的氨和水反应生成黏性硫酸氢铵沉积物，而SO3与烟气中的水反应生成腐蚀性的硫酸雾滴，造成SCR反应器下游的空气预热器、电除尘器、烟道和烟囱等设备的腐蚀和粘堵。但只要采用高性能催化剂，降低氨逃逸和SO2氧化率，是可以避免或减轻粘堵和腐蚀问题的。

(2)SCR烟气脱硝对FGD系统下游设备的影响。SCR产生的SO3会增加烟气中的SO3的浓度，加剧下游设备的腐蚀［3］，尤其是因为湿法FGD装置不能有效地脱除SO3，造成在湿法FGD系统下游的烟道、烟囱必须考虑采用更严格的防腐措施，不但增加了投资费用，而且由于需要对烟囱进行防腐，造成进行改造的机组长时间停运，给现有电厂的烟气脱硫改造增加了难度。

(3)除尘器性能对湿法FGD设备及其副产物的影响。由于湿法FGD系统对其入口烟气中的粉尘浓度有严格的要求，如果除尘器的除尘效率下降，那么将可能导致浆液中毒，石膏脱水困难，废水量增加和设备磨损等问题。情况严重时不仅会影响湿法FGD副产物的质量，而且还会影响湿法FGD装置中一些主要设备和部件的使用寿命，例如浆液循环泵、循环浆液管道和阀门、水力旋流器等。

(4)SCR脱硝装置对汞排放的影响。脱硝系统对烟气中汞的转化和迁移行为研究表明，SCR脱硝装置在降低NOx含量的同时也能适当氧化Hg0从而提高系统中Hg2+所占的比重，从而有利于汞在下游的除尘、脱硫装置中的脱除。但是影响Hg0转化的参数和主要转化机理尚未清楚。研究发现，SCR工艺提高汞的氧化和捕集的效果受煤种、运行参数和催化剂类型影响很大［4］。

(5)除尘装置脱汞的机理和作用。静电除尘器对燃煤烟气中汞形态的转化有一定的影响，将除尘器后的烟气与除尘器前相比，单质汞和Hg2+含量都有所下降，尤其是单质汞含量的下降最为明显［5］。电除尘器电晕辉光放电产生的臭氧是一种强氧化剂，可以促使汞由单质态向氧化态转化;电晕辉光放电产生的紫外线和高能电子流，也可以促使汞由单质态向氧化态转化。电袋复合除尘器和布袋除尘器能够脱除高比电阻粉尘和细粉尘，尤其在脱除细粉尘方面有其独特的效果。布式除尘器在脱除烟气中的汞有很大的潜力，电袋复合除尘器因为其独特的结构和机理，具有良好的脱汞性能。

(6)湿法脱硫装置对汞的脱除作用和应该注意的问题。湿法烟气脱硫装置一般安装在除尘器的下游，因为Hg0难溶于水，Hg2+易溶于水，所以湿法烟气脱硫装置在脱除烟气中的SO2的同时也能吸收Hg2+。目前正在研究强化汞的氧化方法［6］。值得特别注意的是:由于浆液中存在亚硫酸盐，会将部分收集到的Hg2+还原成Hg0，释放到大气中，另外副产品中的Hg2+在酸性的环境下也会释放出元素汞，这些问题都是需要进一步研究的。

(7)循环流化床干法脱硫对汞的脱除作用。循环流化床干法脱硫工艺采用具有较大比表面积的消石灰细微颗粒作为吸收剂，流化床中激烈湍动的细颗粒对脱汞也有独特的作用，研究表明，干法脱硫与布袋除尘器联用，汞的脱除率达到了74%。

2018年的国际经济发展深受积极因素与不确定因素的影响。其中，不确定因素主要体现在逆全球化思潮的不断发展方面，贸易战、新兴市场货币贬值等现象的爆发使得很多国家都面临着随时会爆发的经济危机，个体经济与货币的波动也会使全球经济产生一定的影响。但是国际经济发展的积极因素也会越来越多，其主要表现在:在经历了08年的经济危机后，全球经济出现了新的增长点并逐渐复苏；英国顺利脱欧；美元升值，但是设想中的资本大回流并没有出现；中国一带一路的设想获得了越来越多国家的支持等。

(8)湿式电除尘器对多污染物治理的特殊作用。在环境要求严格的国家，燃煤烟气多污染物治理的目标不仅要能脱除传统污染物SO2，NOx以及粉尘，而且也要脱除PM2.5超细粉尘和其他强酸性气体(SO3、HCl、以及 HF)、重金属。安装在湿法脱硫后的湿式电除尘器已经在日本等发达国家应用，湿式电除尘器对PM2.5超细粉尘和SO3酸雾等污染物有很强的捕集能力。所以，湿式电除尘器是燃煤烟气治理接近零排放的重要设备，适合环保要求极严格的重点地区应用。

3 多污染物协同治理技术工艺路线

根据我国燃煤电厂烟气治理设备现状，国际与国内烟气治理的新技术，结合我国不同区域资源、环境条件，考虑我国燃煤锅炉条件和烟尘成分等因素，比较符合我国国情的燃煤电厂多污染物协同治理主要技术工艺路线可能有以下几种:

(1)在我国东部地区的新建电厂，主要应以SCR烟气脱硝装置、电除尘器或电袋除尘器、湿法脱硫装置为主要设备，同时灵活选择除尘或脱硫协同脱汞方案，以系统集成为技术主线的多污染物协同治理工艺技术路线。

(2)在西部部分缺水且燃煤硫分低于2%的区域，可选择应用以循环流化床干法除尘、脱硫、脱汞一体化为核心的多污染物治理工艺技术路线，结合锅炉低氮燃烧技术以及SNCR或SCR烟气脱硝技术，实现节能、节水、多污染物综合治理的目标。

(3)在已建设湿法脱硫装置、高效除尘器的电厂，为了达到新的排放标准，应具体项目具体分析，在增加SCR烟气脱硝装置、除尘器改造、脱硫系统增容(或增加一套干法，实现干、湿法脱硫级联的灵活方式)、协同脱汞等技术方面统筹考虑，选择一个最适合的多污染物协同治理工艺技术方案。

(4)在我国东部发达地区和重点地区，在排放要求极高的情况下，不仅要综合研究污染物极低排放的技术措施，还要同步研究 SO3、PM2.5微细颗粒控制的技术措施，在参考以上主要治理设备的系统配置方案基础上，可以考虑采用更先进的技术方案。

目前，正在研究开发湿式电除尘器与湿法脱硫吸收塔相结合，形成一体化的烟气污染治理设备，具有脱汞、捕集PM2.5细微颗粒、脱除SO3酸雾等功能，可以满足国家东部发达地区更严格的火电厂污染物排放要求。

4 “烟气治理岛”模式特点及应用

4.1 “烟气治理岛”模式技术特点

“烟气治理岛”治理模式的主要特点和技术优势有:利用污染物治理先进技术和协同控制工艺，为火电厂烟气治理选择适合的多污染物协同治理技术工艺路线和治理方案;按“烟气治理岛”概念，从系统设计角度出发，对各污染物治理工艺进行一体化设计，同时有效配置动力、配电、输送等配套系统，降低污染治理的投资、占地、能耗和运行费用，减少二次污染并尽可能实现副产物的资源化再利用;“烟气治理岛”全套设备由同一家制造商提供，接口联接顺畅，工艺衔接良好;由承包方实施“烟气治理岛”项目，并对整个工程的施工负责，在电厂改造工程中可缩短主机的停运时间;各个污染物治理工艺的控制和调整得到统一的协调，从整体的角度来规划操作工艺，尽可能发挥多污染物协同治理的有利因素，在运行过程中达到性能优化、能耗和物料消耗较低化;降低维护费用。

4.2 “烟气治理岛”应用案例

福州可门电厂采用“烟气治理岛”模式运行，可门电厂规划装机容量为8×600MW机组。二期工程2×600MW超临界机组烟气治理采用脱硝、脱硫、除尘联合治理方案，由龙净环保进行总体设计，同时提供包括脱硫、脱硝、除尘、气力输灰的全部设备。2008年8月3号机组投产，2008年10月4号机组投产，脱硫、脱硝、除尘等烟气治理设备同步投入运行，系统运行良好。

福州可门电厂“烟气治理岛”系统由SCR烟气脱硝系统、石灰石—石膏湿法脱硫系统、电除尘器系统、气力输灰系统组成，其主要技术参数如下:

(1)SCR烟气脱硝系统。每台炉配2个SCR反应器，设计脱硝效率≥80%，SO2/SO3转化率≤1%，SCR电耗124kW·h/h，氨耗量≤232kg/h。经第三方测试，3、4号机组配套SCR烟气脱硝系统脱硝效率分别为96.15%、91.3%;SO2/SO3转化率分别为0.83%、0.67%;电能消耗分别为 50kW 、59kW，纯氨消耗量分别为115kg/h、192kg/h。

(2)湿法脱硫系统。每台炉配1套烟气脱硫系统，一炉一塔，设计脱硫效率≥95.8%，净烟气SO2浓度≤73mg/m3，电耗≤5400kW。经第三方测试，3、4号机组配套石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统脱硫效率分别为96.4%、96.3%，净烟气SO2浓度分别为 31.4mg/m3、70.8mg/m3;系统运行电耗分别为4848kW、5007kW。

(3)电除尘器系统。每台炉配2台双列双室四电场电除尘器。设计除尘效率≥99.68%，本体漏风率＜3%，设备阻力＜245Pa，总集尘面积79344m2;比集尘面积(400mm)为95.94 m2/m3/s。经第三方性能测试，3、4号机组配套电除尘器出口烟尘浓度分别为 38.08mg/m3、40.70mg/m3;除尘效率均为99.71%;除尘器本体压降分别为 190、171.5Pa;本体漏风率分别为1.3%、1.55%。

(4)气力输灰系统。每台炉配1套气力除灰系统，含省煤器灰和电除尘器灰输送。设计出力为88t/h，设计省煤器灰气比6.7kg/kg，电除尘器灰气比23kg/kg，2台炉设计耗气量121m3/min。经调试，系统运行稳定，满足设计出力要求。

福州可门电厂二期工程2×600MW燃煤机组，每年产生 NOx4292t，粉尘 211733t，SO2为16871t，安装“烟气治理岛”系统后，NOx、粉尘、SO2排放量分别降为 858t、614t、709t，减排效果明显。

5 结语

国际上研究燃煤烟气多污染物协同控制是一种新的技术动向，烟气多污染物治理系统集成控制是主要方向。我国燃煤烟气治理的重点已经开始转向烟气脱硝和脱汞，并且硫和尘的排放标准也趋严格。考虑到多污染协同治理、PM2.5和其他重金属控制、SO3腐蚀、副产物利用、设备成本、运行成本等是一个复杂的问题。“烟气治理岛”新模式，是基于燃煤烟气多污染物协同控制的基本理论和经验，可以实现电厂多污染物协同治理。

［1］蔡 铭，许世森，郜时旺，等.燃煤电厂汞排放规律与控制技术研究进展［C］.2010汞污染及控制技术研讨会论文集.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］陈 焱，许月阳，薛建明，等.燃煤烟气中SO3成因、影响及其减排对策［J］.电力科技与环保，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］张东平，刘廷凤，张 方，等.火电厂烟气汞形态转化机理及控制方法［J］.电力科技与环保，2010，26(3):19－21.

［6］赵毅，陈周燕，汪黎东，等.湿式烟气脱硫系统同时脱汞研究［J］.环境工程学报，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，福建龙岩人，教授级高工，长期从事环保除尘领域新产品、新技术的研究开发和技术管理工作。E－mail:junguo318@yahoo.com.cn