火电厂烟气超低排放技术研究

邓辉鹏

（中国华电工程（集团）有限公司，北京 100073）

火电厂烟气超低排放技术研究

邓辉鹏

（中国华电工程（集团）有限公司，北京 100073）

随着国家对火电厂污染物排放要求的日益严格，各火电企业开展了一轮大规模的火电厂烟气超净排放改造行动。列举了3种目前我国火电厂主流的超净排放改造技术方案，并分别对其特点进行分析，为电厂选择符合不同SO2排放质量浓度要求的烟气超净排放技术方案提供参考。

湿法烟气脱硫；超净排放；脱硫工艺；串联吸收塔；双塔双循环；湿式电除尘器

1 超净排放技术路线概况

2014年9月，国家发展与改革委员会、环境保护部及国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，明确规定了各地区新建燃煤发电机组大气污染物排放质量浓度须基本达到的燃气轮机标准限值，即在基准氧体积分数为6%的条件下，东部地区新建燃煤发电机组烟尘、SO2及NOx排放质量浓度分别不高于10，35及50mg／m3（标态，干基，O2质量分数为6%，下同），中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组标准限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组标准限值，稳步推进东部地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放质量浓度基本达到燃气机组标准限值的环保改造，鼓励其他地区进行现役燃煤发电机组达到或接近燃气机组标准限值的环保改造。

2015年7月16日，环境保护部组织各发电集团在北京紧急召开了“十三五”燃煤发电机组超低排放工作推进会。会议要求“十三五”超低排放改造机组烟尘、SO2及NOx限值原则上按照5，35及50mg／m3考虑；火焰炉和循环流化床（CFB）机组超低排放改造NOx排放限值按照100mg／m3考虑，SO2和烟尘排放限值仍按照35，5mg／m3考虑；位于广西、重庆、四川和贵州高硫煤地区的机组超低排放改造SO2排放限值按照200mg／m3考虑，NOx和烟尘排放限值按照50，5mg／m3考虑。

在此背景之下，各火电企业开展了一轮大规模的火电厂烟气超低排放改造行动。目前，脱硫除尘超低排放改造的技术路线主要分为以下4种：（1）脱硫增容改造＋湿式电除尘器；（2）电除尘器改造＋合金托盘＋三级屋脊式除雾器；（3）电除尘器改造＋三级屋脊式除雾器＋翘片式管式冷凝器（又称凝变）＋超细雾化系统；（4）高效一体化脱硫除尘技术（设置离心管束式除尘器）。

2 超低排放的技术路线特点分析

2.1 脱硫增容改造＋湿式电除尘器

天津军电热电有限公司＃9，＃10机组（2×350MW）原设置有选择性催化还原（SCR）脱硝、石灰石－石膏湿法脱硫和布袋除尘器等烟气处理装置，处理前SO2，NOx和烟尘排放质量浓度为3800.000，450.000及42.882mg／m3，处理后的排放设计值分别为100，200及30mg／m3。

由于该热电公司处于国家环保要求的重点区域，2014年8月，对＃9，＃10机组进行了烟气超低排放改造。改造后，SO2，NOx和烟尘排放质量浓度限值分别为35，50及5mg／m3。该项目脱硝改造采取了置换SCR反应器原有上层催化剂和加装预留层催化剂的技术方案。

该项目脱硫除尘改造技术方案为：脱硫装置采用串塔方案，利用原吸收塔作为一级塔，新建吸收塔作为二级塔，新增吸收塔与原吸收塔串联布置，烟气脱硫（FGD）入口SO2质量浓度为3 800mg／m3，出口排放质量浓度不大于35mg／m3，脱硫效率大于99.10%。烟气首先进入原吸收塔，经一次处理后烟气中SO2质量浓度约为500mg／m3左右，再进入二级吸收塔，经过进一步洗涤处理后烟气中的SO2质量浓度降低至35mg／m3以下，并通过烟囱排出。新增的二级塔设置有3台浆液循环泵，吸收塔上部设置3级屋脊式除雾器，吸收塔顶部出口设置湿式静电除尘器，保证烟囱入口的粉尘质量浓度小于5mg／m3。

该公司于2014年年底完成了改造任务，SO2，NOx和粉尘等污染物排放指标均达到、甚至高于国家燃气机组排放标准。

该项目的湿式静电除尘器具有以下特点：（1）采用独立支撑置放在吸收塔顶部，冲洗水流经设备后直接回到吸收塔，不需要独立的废水处理装置；（2）采用蜂窝式导电玻璃钢作为阳极板，设备质量小，空间利用率高，耐腐蚀；（3）采用二次冷凝超细雾化系统，阳极表面自动形成较为均匀的水膜，24 h冲洗一次，水耗低，单台300MW机组平均水耗约为2m3／h；（4）烟气流速高（约为2.5m／s），阻力小（约为300Pa），粉尘脱除效率高（约为85%），PM2.5去除率高（约为70%）。

2.2 除尘器改造＋合金托盘＋三级屋脊式除雾器

陕西华电蒲城第二发电有限责任公司＃5，＃6（2×660MW）机组原有脱硝装置为SCR脱硝装置，原有除尘器为双室4电场静电除尘器，原有脱硫装置采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，设置烟气再热器（GGH），1炉配1塔，煤种收到基硫分为2.9%，FGD入口SO2质量浓度为6522mg／m3，出口SO2排放质量浓度小于365mg／m3。蒲城县属于环境保护重点地区，离西安直线距离108 km，当地环保局要求该公司必须实现超低排放。

2014年下半年，对该公司＃5，＃6机组进行了超低排放改造，脱硝改造采取了置换SCR反应器原有上层催化剂和加装预留层催化剂的技术方案，原有电除尘器采取高频电源的改造方案，改造后除尘器的出口粉尘质量浓度小于30mg／m3，脱硫采用了串塔方案，要求改造后烟囱入口SO2，NOx和烟尘限值分别为35，50及10mg／m3。

该项目脱硫除尘改造的技术方案为：脱硫装置采用串塔（双塔双循环）方案，利用原吸收塔作为一级塔，新建吸收塔作为二级塔，拆除原有脱硫系统的GGH，新建吸收塔放置在原GGH的位置，二级吸收塔设置1层合金托盘和三级屋脊式除雾器（出口雾滴质量浓度小于15mg／m3），FGD入口SO2质量浓度为6522mg／m3，要求出口SO2排放质量浓度不大于35mg／m3，脱硫效率大于99.47%，出口粉尘质量浓度小于10mg／m3。

＃6机组脱硫增容改造于2015年6月完成试运行，改造后除尘器出口粉尘质量浓度小于30mg／m3时，烟囱入口SO2质量浓度小于35mg／m3，烟囱入口粉尘质量浓度小于10mg／m3；当除尘器出口粉尘质量浓度小于20mg／m3时，烟囱入口粉尘质量浓度小于5mg／m3。

该项目串塔（双塔双循环）方案具有如下技术特点。

（1）每个吸收塔系统设备独立控制，易于优化和快速调整，能适应含硫量和负荷的大幅变化，适合于中、高硫煤的超低排放改造，系统余量充足。

（2）在增容改造过程中，能够充分利用原有脱硫装置的相关设备，避免拆塔重建或原塔改造。

（3）在增容改造过程中，由于新吸收塔与原有吸收塔相互独立，吸收塔建设工程中无需停运原有脱硫系统，只需在烟道汇口时停运，大大减少了主机的停机时间。

（4）由于有2个相互独立的吸收塔，可以降低前塔浆池pH值，利于氧化获得高品质石膏，又能提高后塔的pH值，保持高脱硫效率。

（5）新塔与旧塔单独设置，有利于降低吸收塔高度，新塔可以按照超低排放要求灵活增加托盘和三级屋脊式除雾器。

2.3 除尘器改造＋三级屋脊式除雾器＋凝变＋超细雾化系统

陕西华电杨凌热电有限公司一期工程为2× 350MW超临界燃煤机组，同步建设脱硝、除尘、脱硫装置。项目要求锅炉排出的烟气经电袋复合除尘器除尘后烟尘质量浓度小于10mg／m3，脱硫入口SO2质量浓度为2866mg／m3，吸收塔出口SO2出口排放质量浓度限值为35 mg／m3，烟尘质量浓度小于5mg／m3。

该工程“烟塔合一”，每台机组设置1台吸收塔，布置在冷却塔内，单台吸收塔设置5层喷淋层，浆液循环泵流量为6800m3／h，设置3层屋脊式除雾器，1套翘片式管式冷凝器和1套超细雾化系统。

该脱硫新建工程于2014年12月开工，2015年年底通过168 h试运行，各项性能指标均优于设计值，吸收塔出口SO2质量浓度小于35mg／m3，烟尘质量浓度小于5mg／m3。

2.4 高效一体化脱硫除尘改造技术

华电宁夏灵武发电有限公司二期＃3，＃4（2×1000MW）机组烟气脱硫增容改造工程，新建吸收塔作为一级塔，设置1层合金托盘和4层喷淋层，吸收塔上部安装1层屋脊式除雾器，原吸收塔作为二级吸收塔，本次改造更换原有喷淋层和喷嘴，并将现有二级屋脊式除雾器拆除，整体更换为高效离心管束式除尘器。

设计要求改造后脱硫系统入口SO2质量浓度为6200mg／m3，烟囱入口SO2质量浓度为35mg／m3，脱硫系统入口粉尘质量浓度为50mg／m3，烟囱入口粉尘质量浓度为5mg／m3，脱硫率不低于99.44%。

该项目已经完成二级吸收塔的改造，新建吸收塔还未建完，从分散控制系统（DCS）数据上看，二级吸收塔入口粉尘质量浓度超过了50mg／m3，烟囱入口粉尘质量浓度小于10mg／m3。

高效离心管束式除尘器入口粉尘质量浓度范围大，改造时间短，投资相对较低，是较有优势的新技术，但由于此技术已经投产的项目较少，锅炉低负荷下也没有可调节的机构，能否保证长期、稳定、高效运行还需要时间的检验。

2.5 除尘器改造技术

火电厂采用超细滤袋进行电袋除尘器改造，电除尘器出口粉尘质量浓度能控制在10mg／m3以下；采用MGGH＋低低温静电除尘器技术，粉尘质量浓度能控制在10～20mg／m3；采用高频电源＋脉冲电源改造，粉尘质量浓度能控制在30mg／m3以下；采用普通的高效静电除尘器，粉尘质量浓度能控制在100mg／m3以下。

值得一提的是选用超细滤袋后，电除尘器出口粉尘质量浓度能够控制在10mg／m3以下，但粉尘均为超细粉尘，后置粉尘捕集装置的效率也会降低。采用MGGH＋低低温静电除尘器技术后，除尘器出口的粉尘粒径也相对较大，后置粉尘捕集装置也会更加高效。

根据不同的出口粉尘质量浓度，推荐的粉尘后处理方案见表1。

表1 推荐粉尘后处理方案mg／m3

3 结束语

脱硫入口SO2质量浓度小于3 500mg／m3的电厂要实现SO2排放质量浓度小于35mg／m3的超低排放目标，可选用单塔（增加喷淋层）＋托盘方案；脱硫入口SO2质量浓度大于3 500mg／m3的电厂要实现SO2排放质量浓度小于35mg／m3的超低排放目标，宜选用串塔（双塔双循环）方案。

湿式电除尘器除尘效率高，处理工艺稳定可靠，但造价和运行费用均较高；托盘＋三级屋脊式除雾器的除尘效率相对较低，但改造难度小，安装简单，造价和运行费用低；三级屋脊式除雾器＋凝变＋超细雾化系统的除尘效率和造价居中，所以建议除尘器出口粉尘质量浓度在10～20mg／m3的电厂可采用托盘方案或凝变＋超细雾化方案，除尘器出口粉尘质量浓度在20～30mg／m3的电厂可视情况采用托盘方案或托盘＋凝变＋超细雾化方案，除尘器出口粉尘质量浓度30mg／m3以上的电厂可采用湿式电除尘器方案。

（本文责编：弋洋）

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1647－1951（2016）02－0065－03

邓辉鹏（1980—），男，湖南郴州人，工程师，从事火力发电厂烟气脱硫、脱硝、除尘方面的工作（E－mail：denghp＠chec.com.cn。

2015－09－22；

2016－01－25