烟气多污染物系统一体化控制技术的研究

王永政，王聆燕，李紫龙

(中电投远达环保工程有限公司，重庆 401122)

0 引言

我国的一次能源结构以煤炭为主，2013年全国煤炭消费量大约在36.1亿t左右，燃煤烟气中排放的SO2、NOx、细颗粒物和重金属(Hg)等污染物已成为大气污染的主要来源。目前，对烟气中各种污染物的控制，我国主要采用的是单一控制策略，即单独的脱硫、脱硝和除尘。单一的脱硫脱硝除尘分级治理模式已不能适应未来烟气排放控制技术的发展趋势。因此，高效、低能耗的燃煤烟气多污染物一体化控制技术已成为国内外的研究热点[1-5]。

本文重点论述了多污染物系统一体化控制技术，该技术是在燃煤电厂现有烟气污染物单独脱除装置的基础上，通过对脱除系统的完善和综合考虑，充分发挥各脱除装置对多种污染物的协同脱除能力，整合各脱除装置的控制系统，从而实现对多种污染物的一体化控制，并最终达到燃煤电厂节能降耗和降低投资运行成本的目的。

1 多污染物一体化控制技术

多污染物一体化控制技术按照一体化的对象不同，可分为装置一体化技术和系统一体化技术两类。

1.1 装置一体化技术

装置一体化技术是采用一套装置实现同时脱硫、脱硝、除尘和脱汞等，依据工艺的不同，可分为湿法一体化技术和干法一体化技术。

目前湿法一体化技术的研究重点集中在湿法脱硫系统基础上采用促进NOx吸收的脱硝吸收剂。通过在液相中加入强氧化性的添加剂、络合剂或者还原剂，可有效提高NO的脱除率。研究较多的氧化吸收剂有次氯酸钠、过氧化氢、高锰酸钾和臭氧等，络合吸收剂包括亚铁络合物、钴络合物等，还原吸收剂主要有尿素、亚硫酸铵等。但这些脱硝吸收剂大多还处在试验探索阶段[6-8]，尚未达到大规模应用的要求。

干法一体化技术的研究方向主要包括固相吸附再生法、催化剂同时脱硫脱硝技术、吸收剂喷射法和等离子体法等。固相吸附再生法主要是活性焦吸附再生法[9]。催化剂同时脱硫脱硝技术采用如氧化、氢化或SCR的催化反应，脱硫率和脱硝率能达到90%以上。该技术的代表工艺流程主要有SNRB工艺、DESONOx工艺等。吸收剂喷射技术的脱除率取决于烟气中的SO2和NOx的比例、反应温度、吸收剂的粒度和停留时间。等离子体法同时脱硫脱硝技术可分为：电子束法、脉冲电晕法及流光放电技术等。这些技术都可以对烟气进行同时脱硫、脱硝，脱硫效率≥90%，脱硝效率≥80%，但普遍存在的高能耗及设备可靠性差等因素制约了其应用。

1.2 系统一体化技术

系统一体化技术是对现有单一污染物控制技术的集成，利用多种污染物控制的协同效应，实现控制多种污染物的目的。该技术以现有单一污染物成熟技术为基础，结合最新脱硝、除尘、脱汞和脱硫新型技术，对燃煤电厂污染物处理装置进行统一规划，以锅炉炉膛出口烟气参数为前馈，以电厂烟囱出口污染物排放浓度为后馈，通过系统集成和连锁控制，实现全系统自动调节，在满足最新环保排放要求的条件下，达到系统配置最佳、运行最优的目标。

系统一体化相对于装置一体化，具有单元技术成熟、可靠性高、工艺原理清晰简洁等优点。通过对现有技术的优化整合以及新技术、新设备的引进和研发，形成适合典型区域、典型煤种、典型机组的多污染物系统一体化控制技术，该技术可实现减小污染物排放和降低系统综合能耗的目的。

2 系统一体化技术方案

2.1 一体化技术路线图

燃煤电厂烟气多污染物一体化控制技术是低氮燃烧技术、SCR脱硝技术、除尘技术(电除尘、袋式除尘、电袋复合除尘、湿式电除尘)和脱硫技术(湿法、干法/ 半干法)等的有机组合。燃煤电厂具体选用何种技术路线，需要根据电厂自身状况，结合我国区域资源情况不同和燃煤机组条件有差异等因素，以实现电厂环保装置“满足排放标准、装置可靠性高、系统节能降耗、投资运行成本低”的目标。

(1)对于新建燃煤电厂，需安装低氮燃烧器和烟气脱硝装置；对于现役机组应根据各机组的寿命、NOx浓度等条件，通过技术经济性分析确定是否安装低氮燃烧器，但都需进行烟气脱硝改造。对于燃用烟煤和褐煤的电厂，采用低氮燃烧技术后，NOx排放浓度一般在500mg/m3以下，宜采用低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺；对于燃用无烟煤的电厂，采用低氮燃烧技术后，NOx排放浓度仍在800mg/m3左右，NOx排放浓度较高，直接采用SCR工艺时脱硝效率要求在88%以上，存在氨逃逸率超标的可能，为了控制氨逃逸率，宜采用无烟煤与普通烟煤掺烧技术+低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺。

(2)电除尘技术适用于新建和改造的机组，适用条件较为广泛。湿式电除尘技术可有效控制燃煤电厂PM2.5粉尘、SO3酸雾和有机复合污染物的排放，可以解决“石膏雨”问题，还可以将粉尘的排放浓度控制在1mg/m3以下。袋式除尘技术适用于新建和改造的机组，不受烟尘比电阻和物化特性等的影响。适用于高灰分燃煤电厂锅炉、循环流化床锅炉、干法脱硫装置及排放要求较为严格地区的烟气治理，适用于600MW及以下机组，而且该技术还可去除烟气中的部分重金属。电袋复合除尘技术综合了电除尘技术和袋式除尘技术的优点，适用于高比电阻烟尘、低硫煤烟尘和半干法烟气脱硫后的烟气除尘，对现役电除尘器的改造比较适用，适用于600MW及以下机组，可去除烟气中的部分重金属。

(3)石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前国内市场的主流技术[10-12]。该技术对煤种等的变化具有较强的适应性，脱硫剂价廉易得，适用于600MW及以上大容量机组、高浓度SO2的烟气脱硫。另外，还有一些湿法脱硫技术，如氨法、镁法及海水法脱硫等，如电厂所处区域的脱硫剂资源丰富亦可采用相关方法。湿法脱硫技术要求电厂区域内水资源丰富，相比而言，干法/ 半干法脱硫技术适用于缺水地区的新建和改造机组，但采用干法/半干法技术电厂需满足中小容量机组、烟气量不大和燃用中低硫煤等条件。

(4)依据新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，燃煤锅炉烟气中汞及其化合物的浓度排放值要低于0.03mg/m3。对于该排放浓度限制，燃煤电厂通过现有的脱硫、脱硝和除尘设施的协同控制后，脱汞效率可达到80%以上，烟气出口汞的浓度可达0.01mg/m3左右，已经低于排放限值，不需要再修建专门的脱汞装置。

2.2 全流程模拟

基于计算机三维模拟软件，建立从省煤器出口至烟囱的全系统的三维模型，综合考虑烟气在SCR脱硝系统、除尘系统、脱硫系统、烟囱内的流动过程，通过优化反应器及管道的结构和导流板布置，提升系统的流动状况，提高各系统的可靠性，减小系统压损和管道磨损等问题。

2.3 DCS集成联锁及智能化控制

一体化方案控制系统采用一套完整的DCS系统，将脱硝、除尘、脱硫相关的工艺设备和流程纳入控制系统，通过通讯接口，接入机组DCS。按电厂管理模式的需要，设置独立的一体化控制系统操作员站，纳入主机操作员站统一监控管理。

3 系统一体化技术应用案例

贵州某电厂2×660MW机组W型火焰锅炉烟气排放需满足GB13223-2011对于非重点地区的要求，即烟尘30mg/m3，二氧化硫为400mg/m3，NOx200mg/m3。根据该电厂燃用高硫高灰分无烟煤、“W”火焰锅炉的特点，制定了适合该电厂机组的多污染物系统一体化技术方案。

该方案的系统组成包括：低氮燃烧系统、SCR脱硝及汞氧化系统、三级除尘系统(静电除尘器+脱硫吸收塔+湿式电除尘器)、湿法脱硫系统、全流程模拟系统和DCS智能控制系统。采用低氮燃烧技术，在锅炉燃烧效率不降低的情况下，可预先脱除烟气中约40%的NOx，将锅炉出口NOx浓度控制在不高于800mg/m3；再经过SCR脱硝及汞氧化系统，脱除烟气中的75%NOx、70%的Hg氧化为Hg2+；烟气经空气预热器换热后进入电除尘器，脱除99.7%的粉尘，出口粉尘浓度控制在不高于200mg/m3；除尘后的烟气经引风机增压后，进入脱硫吸收塔内，脱除烟气中的98.3% SO2，50%的粉尘和70%的Hg2+，保证吸收塔出口SO2不高于168mg/m3、粉尘浓度不高于100mg/m3；脱硫后的烟气经湿式电除尘器除尘后，出口粉尘浓度不高于30mg/m3。方案从省煤器出口至烟囱出口实施全流程数字化模拟，优化了系统布置，减少了系统阻力，实现了节能降耗的目的。“一体化”子系统在DCS上进行了集成联锁，通过自主开发的智能专家控制系统，减少了人工干预，实现了“一体化” 系统DCS自动控制。

该方案可实现NOx脱除效率≥82.5%，烟囱NOx排放浓度≤140mg/m3；三级除尘系统(静电除尘+脱硫吸收塔+湿式电除尘器)的除尘效率≥99.96%，烟尘排放浓度≤30mg/m3，同时可基本消除“石膏雨”问题；SO2脱除效率≥98.3%，SO2排放浓度≤168mg/m3。

采用多污染物系统一体化控制技术，可有效解决高灰烟气易造成SCR脱硝催化剂堵塞和中毒、飞灰比电阻变化大导致除尘效率不稳定、静电除尘器+湿式电除尘器对硫酸氢氨等超细粉尘的脱除能力差等问题；同时将脱硫、脱硝、除尘装置进行整合，克服了各系统分散控制的弊端，建立了有效的联动机制，为多污染物排放控制提供了可靠的保证。

4 结语

烟气多污染物系统一体化控制技术逐渐受到国内外的关注，成为燃煤烟气污染物治理领域的研究热点。该技术通过对各污染物治理装置的统筹考虑，对多污染物实施一体化控制，可有效实现燃煤电厂节能降耗和降低投资运行成本的目的，同时还可以解决单一污染物治理装置单独运行时存在的一些问题。燃煤电厂在确定多污染物系统一体化技术方案的时候，需在满足国家对烟气排放要求的基础上，结合自身的区域特点、机组条件和燃煤成份等实际情况进行综合考虑。

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