大型燃煤电厂大气污染物近零排放技术方案

戴铁华，李彦，胡昌斌，王新，徐勇

(中能建湖南省电力勘测设计院，湖南长沙410007)

大型燃煤电厂大气污染物近零排放技术方案

Technical schemes of air pollutants near-zero em ission in large-scale coal-fired power plants

戴铁华，李彦，胡昌斌，王新，徐勇

(中能建湖南省电力勘测设计院，湖南长沙410007)

本文总结大型燃煤电厂烟气除尘、脱硫、脱氮、脱汞、PM2.5细微颗粒、CO2捕集等实现近零排放的相关技术，并结合岳州电厂燃煤特性和机组选型提出项目大气污染物近零排放的技术方案。

环保；减排；大气污染物；近零排放；工程方案

依托最先进的节能和环保技术，燃煤电厂大气污染物排放可达到或优于燃气电厂的排放水平。我国新的火电厂大气污染物排放标准〔1〕大幅收紧了SO2，NOx、烟尘的排放限制，2014年5月26日国务院印发 《2014—2015年节能减排低碳发展行动方案》，也进一步明确了节能减排降碳指标。各地在新建和待建大型燃煤电厂纷纷开展烟气污染物“近零排放”，建设真正绿色煤电。

“近零排放”，就是严格控制生产过程中产生的废弃物排放，尽量将其减少到接近零的状态；对不得不排放的废弃物，加以充分利用。为满足日益严格的环保要求，走低消耗、低排放和高效率的绿色煤电之路。华能集团要求在岳州项目上执行天然气燃机排放标准、提出了污染物近零排放的要求，在此背景下，开展了近零排放专题研究〔2〕。

1 工程概况

根据国家能源战略规划，“十二五”期间将建成蒙西至华中铁路煤运大通道 (蒙华铁路)，华能岳州电厂正是依托蒙华铁路建设的高效环保型路口电厂，规划建设4×1 000MW燃煤机组。本期建设2×1 000MW高效二次再热超超临界机组，采用高效超超临界变压运行直流锅炉、∏型布置，超超临界二次中间再热凝汽式汽轮机组，推荐参数为:主汽压力31MPa/主汽温度600℃/一次再热温度620℃/二次再热温度620℃。电厂同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

项目设计煤种为内蒙古魏家峁煤；校核煤种为70%内蒙伊泰宝山煤和30%陕西澄合煤的混煤。2台机组锅炉耗煤量为766 t/h，年耗煤量则为 367.6×104t/a。大气污染物排放指标执行GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》中燃气轮机组排放限制指标。

2 大气污染物近零排放技术方案

燃煤电厂大气污染物的近零排放，烟气多污染物治理要能协同脱除SO2，NOx，粉尘、PM2.5超细粉尘和其它强酸性气体、汞等及CO2的捕集，最大限度地减少烟尘，SO2，NOx，汞等的排放。

2.1 高效除尘技术方案

2.1.1 高效除尘技术

目前火电厂应用成熟的除尘器型式有静电除尘器、布袋除尘器、电袋复合除尘器。近年又出现了旋转电极静电除尘器、低 (低)温静电除尘器、高频电源等新工艺、新技术。但无论采取哪一种单一除尘器均不能达到烟囱出口烟尘排放浓度＜5mg/Nm3的要求。

由于静电除尘器设备阻力低 (阻力比布袋或电袋低600～1 000 Pa左右)、运行维护较方便且费用低、无废弃布袋的二次污染，其技术性能优于布袋和电袋除尘器。在岳州工程中，为提高机组经济性，在除尘器前设置了烟气余热回收装置，考虑到煤种变化时滤袋在露点温度附近存在易产生腐蚀的可能性，决定选用静电除尘器。

近年来静电除尘器与高频电源、低低温除尘器、旋转电极式电除尘等新技术组合，可提高除尘性能，并扩大了适用范围。

本工程分别在除尘器前和脱硫塔前设置了二级烟气余热回收装置，使得进入除尘器的烟温降至105℃左右，降低了进入除尘器的烟气体积和飞灰比电阻。但考虑到设计和校核煤种即使在80℃下比电阻也在1 012Ω·cm左右，再继续将除尘器进口温度降至烟气露点温度以下无太大意义，因此推荐采用适合高比电阻飞灰的旋转电极式静电除尘器。

目前国内一些新建电厂在一级除尘器和脱硫系统后增加湿式电除尘器对脱硫塔出口的烟气进一步深度净化。湿式静电除尘器是一种控制燃煤烟气PM2.5细微颗粒和 “石膏雨”非常有效的设备。

2.1.2 高效除尘技术方案的选择

为降低PM2.5的排放，岳州工程采用脱硫前第一级除尘器＋脱硫后设置一电场湿式除尘器的组合除尘方案。除尘方案见图1。

脱硫前第一级除尘器推荐每炉设置2台三室五电场旋转电极除尘器，第一、二电场采用高频电源，末级电场采用旋转电极技术，除尘效率≥99.92%、除尘器出口粉尘浓度控制在20 mg/Nm3内。脱硫吸收塔采用较低的吸收塔流速和三级除雾器，采用更高效的雾化喷嘴，保证湿法脱硫吸收塔的除尘效率≥50%。脱硫塔后每炉设置2台一电场的湿式除尘器，单级除尘器效率≥70%。烟囱出口烟尘排放浓度设计煤种为4.87 mg/Nm3，达到＜5mg/Nm3燃机的排放标准。同时可有效降低PM2.5的排放。

2.2 高效脱硫技术方案

2.2.1 高效脱硫技术

石灰石—石膏湿法脱硫是燃煤电厂中应用最为广泛的脱硫技术。对于石灰石—石膏湿法脱硫，当脱硫效率超过95%之后，需要采取增效措施。提高效率的脱硫技术有:在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量、双循环石灰石—石膏湿法脱硫技术、双托盘技术、液柱塔技术。

1)常规石灰石—石膏湿法脱硫工艺，通过增加喷淋层、增加脱硫塔液气比提高脱硫效率。但一般增至5层已是上限，难以达到98%以上的要求。

2)双循环脱硫工艺基本原理与石灰石湿法基本相同。其技术特点是将脱硫吸收反应分为两级循环，即低pH值的一级循环和高pH值的二级循环来保证较高的脱硫效率。

双循环技术分为单塔双循环和双塔双循环。单塔双循环方式是将吸收塔分为上、下2级，下段为一次循环，上段为二次循环；双塔双循环方式有2个循环吸收塔，阻力相对单塔双循环较高，一般用于改造项目。

3)托盘技术是武汉凯迪引进的技术。双托盘脱硫技术在单托盘技术基础上增加1层托盘，延长烟气停留时间，达到增加脱硫效率的作用。但托盘会引起烟气系统阻力增加，系统运行能耗较高，国内目前尚无1 000MW等级煤电的应用业绩。

4)液柱塔脱硫工艺的基本原理与喷淋塔是一样的。但对布置空间有一定的要求，国内尚无1 000MW等级煤电的应用业绩。

2.2.2 高效脱硫技术方案的选择

双循环脱硫工艺为近年引进的新技术，虽然目前应用业绩较少，但已有1 000MW工程订货业绩。且国内600MW及1 000MW工程烟气脱硫绝大多数采用石灰石/石膏湿法脱硫，为双循环石灰石/石膏湿法脱硫工艺的工业应用提供了宝贵的经验，采用该脱硫技术风险相对较小。岳州工程推荐采用双循环石灰石/石膏湿法脱硫技术，工艺流程见图2。相对双塔双循环方式，单塔双循环具有烟气系统阻力较低、节约初投资、占地面积小等优点，且有国电泰州1 000MW机组工程的订货业绩。因此，推荐采用单塔双循环方案设计，设计煤种SO2排放浓度27.41mg/Nm3，低于燃气轮机35mg/Nm3排放限值。

2.3 高效脱氮技术方案

2.3.1 高效脱氮技术

国内大型燃煤电厂采用炉内低NOx燃烧技术＋烟气脱硝技术降低NOx排放。常用的低NOx燃烧技术有空气分级燃烧技术、燃料分级、烟气再循环、低NOx燃烧器等。

主要烟气脱硝技术有选择性催化还原法 (SCR脱硝)、选择性非催化还原法 (SNCR脱硝)、SNCR－SCR混合脱硝技术。SCR和SNCR－SCR工艺脱硝效率均可达90%以上，而SNCR脱硝效率一般为30%～50%。

2.3.2 脱硝技术方案选择

锅炉为 “∏”型炉，国内该炉型均不采用烟气再循环和燃料分级低NOx燃烧技术。设计中主要采取低低NOx燃烧器、分级燃烧技术、优化燃尽风的配置确保锅炉出口NOx排放浓度可低于200 mg/Nm3。

结合国内外工程的经验，SCR脱硝技术及联合脱硝技术都能基本满足要求，SCR技术成熟，应用广泛。因此，本工程推荐采用炉内低NOx燃烧加炉外SCR脱硝技术。同步安装的SCR采用高含尘烟气段布置，催化剂按 “2＋1”层设置，保证脱硝效率不低于83%，NOx排放浓度为34mg/Nm3，低于燃机50mg/Nm3的排放标准。同时，为实现各种工况下的全负荷脱硝，结合主机选型情况，采用提高给水温度或者省煤器分段布置方案，实现全负荷脱硝。

2.4 消除 “石膏雨”技术方案

“石膏雨”主要来自烟气中未除净的液滴和冷凝水，其形成与净烟气特性、烟囱结构形式、环境气象条件有关。据资料介绍，湿法脱硫且不设置GGH的机组 “石膏雨”现象较为严重〔4〕。

控制 “石膏雨”的技术手段包括:

1)选择合适的塔内烟气流速，降低烟气携带的浆液液滴。建议本工程烟气流速低于3.5m/s。

2)选择合适的除雾器类型。采用2级屋脊式除雾器＋吸收塔出口一级管式除雾器的设置方案。并通过优化除雾器进出口烟气流场、喷淋层及除雾器冲洗水的设计及布置，降低液滴携带。

3)选择合适的烟囱内烟气流速。流速控制在18～20m/s。设计保证烟囱出口处和筒体内均有合理的烟气流速，烟囱出口设计成收缩过渡段；烟囱或烟道内壁设置导流槽，减少烟气中冷凝水的二次夹带〔4〕。

4)减少饱和烟气含湿量。通过装设烟气余热利用换热器降低烟气温度，减少吸收塔中的水分蒸发。同时使烟气远离水的露点温度，避免水蒸气凝结形成石膏雨。

5)设置湿式静电除尘器。采用70%效率的湿式电除尘器，减少石膏颗粒的排放。

岳州工程在脱硫系统及烟囱设计时充分考虑以上措施，通过优化脱硫系统设计、设置烟气余热利用换热器、湿式除尘器等措施，预防 “石膏雨”发生，基本解决 “石膏雨”的污染问题。

2.5 烟气脱汞技术方案

电厂同步建设的脱硫、脱硝及除尘等烟气净化处理装置有一定的协同脱汞能力。协同除汞就是利用电厂烟气处理设备，对其他污染物进行处理的同时，实现对汞的协同控制。

1)静电除尘器除汞:可脱除烟气99%以上的颗粒态汞〔5〕，但不能去除气态单质Hg，气态单质Hg的去除也是烟气中汞污染控制的难点。电除尘器协同除汞，其脱汞率不低于25%。

2)脱硫设施除汞:脱硫设施温度相对较低，有利于汞的氧化和Hg2＋的吸收，是汞去除最有效的净化设备。特别是湿法脱硫 (WFGD)能去除80%左右的气态二价汞〔5〕。但湿法脱硫洗涤液有时会将氧化态汞还原成元素汞，造成汞的二次污染。如何阻止湿法脱硫中氧化态汞的还原，是利用烟气处理设备最大限度控制汞的核心问题。湿法脱硫脱汞率不低于50%。

3)脱硝设备协同除汞:SCR只能氧化烟气中的汞，没有直接的吸附去除效果。脱硝工艺能够加强汞的氧化，使经过SCR的烟气中Hg2＋的浓度有所增加，增加后面FGD对汞的去除率。

岳州工程采用内蒙古低汞煤 (设计煤种汞含量0.15μg/g)，在采用除尘、脱硫和脱硝协同控制脱汞后，脱汞效率一般可达7%～85%，按75%测算，烟气的汞平均浓度不超过4.66μg/Nm3，远低于 《火电厂大气污染物排放标准》规定的30 μg/Nm3限值标准。

2.6 CO2捕集技术方案

作为主要的温室气体，CO2减排引起全球广泛关注。燃煤电厂作为最大的CO2排放源，CO2捕集和封存 (CCS)是应对全球气候变化最具前景的解决方案。

电厂采取的高效脱硫、除尘、脱硝装置，为CO2捕集创造了良好的条件。适用于燃煤电站最成熟的CO2捕集技术是醇胺化学法 (MEA法)，华能北京热电厂3 000 t/a CO2捕集试验示范装置、上海石洞口二厂12×104t/a CO2捕集精制工程均是采用MEA法。

本工程初步考虑设置3 000 t/a的CO2捕集装置，采用化学吸收法 (MEA法)脱碳。

3 结论

大气污染物的近零排放，烟气多污染物治理不仅要能脱除传统污染物SO2，NOx、粉尘，而且要脱除PM2.5超细粉尘、重金属等。岳州电厂燃用低硫份、中灰分、低汞含量的内蒙古来煤，采用高频电源＋旋转电极、单塔双循环湿式石灰石—石膏脱硫、炉内低NOx燃烧＋全负荷 SCR脱硝装置、湿式电除尘器相结合的一体化烟气污染治理设备，协同脱除SO2，NOx、粉尘、汞、捕集PM2.5细微颗粒，排放浓度均低于燃机排放标准。机组同时设置3 000 t/a的CO2捕集装置，实现了大气污染物的近零排放。

〔1〕中华人民共和国环境保护部.GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准〔S〕.北京:中国环境科学出版社，2011.

〔2〕湖南省电力勘测设计院.华能湖南岳州电厂近零排放专题研究总报告 〔R〕.2014.

〔3〕何红儿，郦建国，孙真真.旋转电极式电除尘器在大型火电机组上的应用 〔J〕.电力科技与环保，2012，28(3):29-31.〔4〕郭彦鹏，潘丹萍，杨林军.湿法烟气脱硫中石膏雨的形成及其控制措施〔J〕.中国电力2014，47(3):152-154.

〔5〕李俊华，陈亮奇，王驰中，等.燃煤电厂NOx和Hg排放控制关键技术及发展方向 〔C〕//中国环境科学学会.第十五届二氧化硫、氮氧化物、汞、细颗粒物污染控制技术国际研讨会论文集2011:5-11.

TM933.4

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1008-0198(2014)06-0047-04

戴铁华 (1968)，男，汉族，工学学士，高级工程师，长期从事电厂环境工程与水处理设计工作。

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.06.014

2014-06-10 改回日期:2014-11-18