燃煤电厂烟气协同治理技术路线研究

郦建国，郦祝海，李卫东，王 为

（1.浙江菲达环保科技股份有限公司，浙江 诸暨 311800；2.华能国际电力股份有限公司，北京 100031；3.中国电力工程顾问集团中南电力设计院，武汉 430071）

燃煤电厂烟气协同治理技术路线研究

郦建国1，郦祝海1，李卫东2，王 为3

（1.浙江菲达环保科技股份有限公司，浙江 诸暨 311800；2.华能国际电力股份有限公司，北京 100031；3.中国电力工程顾问集团中南电力设计院，武汉 430071）

分析了燃煤电厂现有烟气治理技术路线存在的问题，研究了脱硝、除尘和脱硫设备在分别脱除NOx、烟尘和SOx的同时，对其他污染物的协同脱除作用，基于此提出了燃煤电厂烟气协同治理技术路线；并分别从关键设备主要功能、污染物协同脱除要素、技术优势等方面对技术路线进行了阐述，给出了满足燃煤电厂不同排放限值的协同治理技术路线。

燃煤电厂；烟气协同治理；技术路线；低低温电除尘技术；湿式电除尘技术

引言

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）进一步降低了燃煤电厂污染物的排放限值，其中重点控制地区，要求烟尘排放限值20mg/m3、SO2排放限值50mg/m3、NOx排放限值100mg/m3，并要求自2014年7月1日起，现役机组均执行此标准。为了满足当前更加严格的大气污染物排放标准，国内相关的科研单位、大专院校及广大企事业单位的工程技术人员对燃煤电厂烟气治理技术路线进行了广泛深入的研究，并取得了一定的成果。如除尘方面，中国电力企业联合会组织发电集团、除尘企业、科研单位及专家研究制定了《燃煤电厂除尘技术路线选择指导意见》，并下发文件至各发电集团，要求参照执行。该指导意见提出了除尘与脱硫、脱硝等环保技术工艺路线统筹考虑的原则，指出应根据烟尘排放标准并考虑湿法脱硫的综合除尘效率，确定合理的除尘器出口烟尘浓度。

由于环境容量有限等原因，江苏省、浙江省、山西省、广州市等地已出台相关政策，要求燃煤电厂参考燃气轮机组污染物排放标准限值，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

2014年9月12日，国家发改委、环保部和国家能源局三部委联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》中指出∶

（1）加强新建机组准入控制。东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃机标准限值，即要求在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建机组原则上接近或达到燃机标准限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃机标准限值。支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

（2）加快现役机组改造升级。稳步推进东部地区现役300MW及以上公用燃煤发电机组和有条件的300MW以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃机标准限值的环保改造，2014年启动年800万千瓦机组改造示范项目，2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上。鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃机标准限值的环保改造。因厂制宜采用成熟适用的环保改造技术，除尘可采用低（低）温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器等装置，鼓励加装湿式静电除尘装置；脱硫可实施脱硫装置增容改造，必要时采用单塔双循环、双塔双循环等更高效率脱硫设施；脱硝可采用低氮燃烧、高效率SCR（选择性催化还原法）脱硝装置等技术。

达到上述两种排放限值业内均称为“超低排放”。针对我国日益严峻的大气污染治理形势，只有充分利用各设备间的协同效应，才能实现污染物的经济、高效脱除。烟气协同治理技术路线在日本已有近20年的应用历史，该技术路线以低低温电除尘技术为核心，且湿法脱硫装置的协同除尘效率可达70%以上。

1 烟气协同治理技术路线的提出

1.1 烟气协同治理的必要性

我国燃煤电厂现有烟气治理技术路线一直在实施单一设备脱除单一污染物的方法，其存在的主要问题有∶

（1）未充分考虑各设备间协同效应

现有烟气治理技术路线未充分考虑各设备间的协同效应，如湿法脱硫装置在设计时往往忽视脱硫塔的除尘效果。国内湿法脱硫的除尘效率一般仅在50%左右，甚至更低，实际运行中由于湿法脱硫装置石膏浆液的携带，其出口烟尘浓度反而大于入口浓度的现象也时有发生。

（2）在达到相同效率情况下，系统投资和运行成本较大

以烟尘治理为例，现有的烟气治理技术路线降低烟尘排放浓度主要采用提高除尘器除尘效率的方式，目前国内绝大部分燃煤电厂采用的是常规电除尘器，但存在“高比电阻粉尘引起的反电晕”“振打清灰引起的二次扬尘”和“PM2.5因难荷电而捕集效率低”等问题。为达到出口较低的烟尘浓度限值要求，原电除尘器需增加比集尘面积和电场数量，投资成本较大，并占用较大的空间，给空间有限的现役机组更是带来巨大挑战。采用电袋复合或袋式除尘技术改造时，存在本体阻力高、运行费用较高、滤袋的使用寿命短、换袋成本高、旧滤袋资源化利用率较低等缺点。

（3）较难达到“超低排放”的要求

常规电除尘、布袋除尘、电袋复合除尘技术均较难长期稳定的保证设备出口烟尘浓度低于10mg/m3。

因此，要经济、高效地实现燃煤电厂烟气污染物的有效脱除，必须从整个烟气治理系统的角度考虑，充分利用各污染物脱除设备之间的协同能力。

1.2 烟气协同治理的可能性

2013年5月，华能国际电力股份有限公司组织中国电力工程顾问集团中南电力设计院、西安交通大学、浙江菲达环保科技股份有限公司、浙江浙大网新机电工程有限公司、武汉凯迪电力环保有限公司，历时一年，对燃煤电厂烟气协同治理技术路线及关键技术开展了系统的研究，尤其是对低低温电除尘技术进行了深入系统的研究。当烟气温度降低到酸露点以下时，烟气中的大部分SO3会在烟气冷却器中凝结，并被粉尘充分地吸附，在电除尘器中高效脱除，从而大幅降低烟气中的SO3含量，且粉尘性质发生了很大变化，降低粉尘比电阻，避免反电晕现象，大幅提高电除尘器的除尘效率。

日本日立公司对常规电除尘器与低低温电除尘器出口粉尘粒径、电除尘器出口烟尘浓度与湿法脱硫出口烟尘浓度关系作了研究，研究结果表明常规电除尘器出口粉尘平均粒径一般为1～2.5µm，低低温电除尘器的出口烟尘浓度更低且粉尘平均粒径大于3µm，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。

脱硝、除尘和脱硫设施在脱除其自身污染物的同时，对其他污染物均有一定的协同脱除作用。典型污染物治理技术间的协同脱除作用如表1所示。

表1 典型污染物治理技术间的协同脱除作用

基于上述研究结果，从燃煤电厂烟气中污染物协同治理的角度出发，通过协调各烟气污染物脱除设备对主、辅污染物的脱除能力，可有效提高各烟气治理设备的性能，从而实现烟气中污染物的经济、高效协同治理。

2 烟气协同治理技术路线

烟气污染物协同治理系统是在充分考虑燃煤电厂现有烟气污染物脱除设备性能（或进行适当的升级和改造）的基础上，引入“协同治理”的理念建立的，具体表现为综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同关系，在每个装置脱除其主要目标污染物的同时能协同脱除其它污染物或为其它设备脱除污染物创造条件。

烟气协同治理典型技术路线为∶烟气脱硝装置（SCR）→ 烟气冷却器（FGC）→ 低低温电除尘器（低低温ESP）→ 具有高脱硫、除尘效率的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置（WFGD）→ 湿式电除尘器（WESP，可选择安装）→ 烟气再热器（FGR，可选择安装）。

2.1 关键设备主要功能

（1）脱硝系统（SCR）

主要功能是实现NOx的高效脱除，减少SO2/SO3转化，SO2向SO3的转化率一般不大于1%。

（2）烟气冷却器（FGC）

主要功能是使烟气温度降低至酸露点以下，一般为90℃左右。此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度很高，比表面积极大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热湿法脱硫后的净烟气。

（3）低低温电除尘器（低低温ESP）

主要功能是实现烟尘的高效脱除，同时实现SO3的协同脱除。当烟气经过烟气冷却器时，烟气温度降低至酸露点以下，SO3冷凝成硫酸雾，并吸附在粉尘表面，使粉尘性质发生了很大变化，导致粉尘比电阻降低，同时击穿电压升高、烟气量减小，从而提高除尘效率，并脱除吸附在烟尘中的SO3，其脱除率一般不小于80%，最高可达95%。而且低低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。

目前低低温电除尘技术最受关注的是低温腐蚀和二次扬尘等问题。

灰硫比（D/S），即粉尘浓度（mg/m3）与SO3浓度（mg/m3）之比，是评价设备是否可能发生腐蚀的度量尺度。三菱重工研究表明，当灰硫比大于10时，腐蚀率几乎为零。三菱重工实际应用的低低温电除尘器灰硫比一般远大于100，已经交付的燃煤电厂低低温电除尘器都没有低温腐蚀问题。美国南方电力公司也通过灰硫比来评价腐蚀程度，试验研究显示，当含硫量为2.5%时，灰硫比在50～100可避免腐蚀。通过对国外燃煤电厂低低温电除尘器灰硫比的综合分析，并结合国内部分典型燃煤电厂灰硫比计算结果，笔者认为，当灰硫比大于100时，一般不存在低温腐蚀风险，低低温电除尘器对我国煤种的适应性较好。

烟气温度降低，粉尘比电阻下降，粉尘与阳极板静电黏附力有所降低，二次扬尘会有所增加，需采取相应措施。减少二次扬尘的措施主要有适当增加电除尘器容量、采用旋转电极式电除尘技术或离线振打技术。在采取上述两种措施之一的同时，还应设置合理的振打周期∶如末电场不产生反电晕时无需振打，阳极板积灰厚度1～2mm振打一次，其时间一般在2天左右；设置合理的振打制度∶如末电场各室不同时振打，最后2个电场不同时振打，末电场阴、阳极不同时振打；其他辅助方法∶出口封头内设置槽形板，对部分逃逸或二次飞扬的粉尘进行再次捕集等。

低低温电除尘技术可大幅提高除尘效率，并具节能效果，对SO3去除率最高可达95%以上，是SO3去除率最高的烟气处理设备，可作为环保型燃煤电厂的首选除尘工艺。

（4）高脱硫、除尘效率的湿法烟气脱硫装置（WFGD）

主要功能是实现SO2的高效脱除，同时实现烟尘、SO3的协同脱除。低低温电除尘器的出口烟尘平均粒径大于3µm，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效果。同时，通过优化设计脱硫塔及调整除雾器布置并改善其性能，除雾器出口烟气携带雾滴浓度可达到或优于20～40mg/m3的指标。通过改善喷淋层设计，保证吸收塔塔内气流分布均匀度，保证每个喷嘴入口压力均匀。采用单塔或组合式分区吸收技术，改变气液传质平衡条件，并优化浆液pH值、液气比、浆液雾化粒径、氧硫比等参数，提高脱硫效率。优化塔内烟气流场，有效降低液气比，降低能耗。湿法脱硫装置的SO2脱除效率不低于98%，烟尘协同脱除效率大于70%。

（5）烟气再热器（FGR）

主要功能是将50℃左右的湿烟气加热成90℃左右的干烟气，改善烟囱运行条件，同时还可避免石膏雨和烟囱冒白烟的现象，并提高外排污染物的扩散性，具体工程可根据环境评估报告或经济性比较后选择性安装。

2.2 污染物协同脱除要素

各个设备处理的污染物协同脱除要素如表2所示。

表2 各污染物协同脱除要素

2.3 技术优势

1）烟气协同治理路线理念先进，现实可行；2）利用原有设备进行改造集成，初投资、运行成本增幅较小； 3）不会造成新的二次污染及能源消耗转移；4）具有良好的技术适应性，可应用于新建或改造机组；5）不同模块间具有良好的集成性能，可根据不同排放要求进行有效组合。

2.4 燃煤电厂不同排放限值的烟气协同治理技术路线

（1）达到燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线

当燃煤电厂烟气排放限值达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求时，可采用的烟气协同治理技术路线（如图1所示）。其中，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于100（50）mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率不低于70%，此时无需配置WESP。

（2）优于燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线

当燃煤电厂烟气排放限值优于《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求时，可采用的烟气协同治理技术路线（如图2所示）。其中，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率不低于70%。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于30mg/m3。

图1 达到燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线

图2 优于燃煤电厂大气污染物排放限值的烟气协同治理技术路线

（3）达到“超净排放”的烟气协同治理技术路线

当燃煤电厂污染物需达到“超净排放”的要求时，可采用烟气协同治理技术路线（如图3所示）。

图3 达到“超净排放”的烟气协同治理技术路线

当烟尘排放限值为5mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于20mg/m3，一般应小于15mg/m3，高效脱硫、除尘的湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于20mg/m3。

当烟尘排放限值为10mg/m3时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3。当配置WESP时，其进口烟尘浓度宜小于30mg/m3。

3 烟气协同治理技术路线的工程应用

3.1 国外应用情况

该技术路线在国外已有近20年的应用历史，投运业绩超过20个电厂，机组容量累计超15,000MW。典型电厂低低温电除尘器应用情况见表3。

3.2 国内应用情况

国内在2010年开始加大对该技术路线的研发，目前已经取得了一定的突破。

（1）浙江浙能嘉华发电有限公司1000MW机组，原电除尘器为双列三室四电场静电除尘器，出口烟尘浓度约50mg/m3，2014年初对该机组进行了低低温电除尘技术改造，将烟气温度降至85.6℃左右，低于烟气酸露点，电除尘器总集尘面积不变，所有电场采用高频电源。2014年7月投运，经测试，改造后电除尘器出口烟尘浓度值下降至15mg/m3，除尘效率大幅提高。

（2）华能榆社电厂300MW机组、华能长兴电厂2×660MW机组均采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，系统中不设置WESP，要求经湿法脱硫系统后，烟尘排放小于5mg/m3。其中华能榆社电厂已于2014年8月上旬投运，效果良好。华能长兴电厂每台炉配套2台双室五电场静电除尘器，设计烟气温度为90℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值为15mg/m3，要求经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度≤5mg/m3；经测试，ESP出口烟尘浓度约12mg/m3，经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度为3.64mg/m3。

（3）浙江浙能台州第二发电厂2×1000MW机组、浙能温州电厂四期2×660MW机组新建工程，华能玉环电厂1000MW机组改造工程均采用了低低温电除尘技术，设计烟气温度为85℃～90℃，设计除尘器出口排放值为15mg/m3，均将于2015年投入使用。

4 结语

针对我国日益严峻的大气污染形势，要经济、高效地实现燃煤电厂烟气污染物的有效脱除，必须系统考虑，充分利用各污染物脱除设备之间的协同能力。燃煤电厂烟气协同治理技术路线，不仅会为我国燃煤电厂烟气治理开拓一条新路，也将对我国燃煤电厂的建设起到极大的促进作用。

表3 典型电厂低低温电除尘器应用情况

[1] 燃煤电厂除尘技术路线指导意见[S].中国电力企业联合会，2013.

[2] 燃煤电厂烟气协同治理技术指南（试行）[S].华能国际电力股份有限公司标准化办公室，2014.

[3] 郦建国，郦祝海，何毓忠，等.低低温电除尘技术的研究及应用[J].中国环保产业，2014（3）：28-34.

[4] Yoshio Nakayama，Satoshi Nakamura，Yasuhiro Takeuchi, et al. MHI High Efficiency System-Proven technology for multi pollutant removal[R]. Hiroshima Research & Development Center. 2011: 1-11.

[5] Development and Demonstration of Waste Heat Integration with Solvent Process for More Efficient CO2Removal from Coal-Fired Flue Gas[R]. Project Review Meeting. SOUTHERN COMPANY. 2012.4.

[6] IHI低低温EP系统的介绍[R]. 株式会社IHI，2010，6：1-16.

[7] 名嶋慎司.石炭火力用低低温電気集塵装置[N].住友重機械技報，2001，146：35-38.

Research on Flue Gas Co-beneft Control Technical Route in Coal-fred Power Plants

LI Jian-guo, LI Zhu-hai, LI Wei-dong, WANG Wei

X701

A

1006-5377（2015）05-0052-05