我国火电厂大气污染防治现状分析

齐书芳，左朋莱，王晨龙，高佳佳，张晓曦，佟 莉，丁永华，岳 涛（北京市劳动保护科学研究所，北京 100054）

我国火电厂大气污染防治现状分析

齐书芳，左朋莱，王晨龙，高佳佳，张晓曦，佟 莉，丁永华，岳 涛*
（北京市劳动保护科学研究所，北京 100054）

针对火电厂烟气中烟尘、SO2和NOx的环保超低排放要求，本研究对全国80家火电厂、287台燃煤机组进行了大气污染防治现状调研，结果显示，73.7%机组SCR出口NOx排放浓度在100mg/m3以下，68.3%机组除尘器出口烟尘浓度在30mg/m3以下，81.4%机组脱硫装置出口SO2排放浓度在200mg/m3以下；55台机组实施了超低排放改造。根据调研情况及现有工程案例，提出了火电机组实现超低排放采取的技术路线：SCR脱硝增效+ESP除尘增效+FGD脱硫增效+WESP除尘，最后给出了火电行业实施超低排放的建议。

火电厂；燃煤烟气；超低排放；除尘；脱硫；脱硝

火电厂排放到大气中的主要污染物有烟尘、SO2、NOx、Hg及其化合物，这些污染物是形成PM2.5的重要前体物质，是造成区域灰霾天气的重要原因之一，这也是使我国京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区大气能见度日趋下降，灰霾天数不断增加的重要原因之一。此外氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变。因此，火电厂作为主要的大气污染物排放源，其污染物高效脱除与协同控制是当前我国能源环境领域的战略性前沿研究之一。本研究针对全国80家火电厂进行了火电厂大气污染防治现状调研工作，以期为我国制定火电厂污染防治技术政策、标准、规范等文件提供技术支撑。

1　火电厂概况及发展趋势

1.1火电行业发展现状

当前我国电力结构以火力发电为主，截至2014年年底，全国全口径发电装机容量137，018万千瓦，其中火电92，363万千瓦，水电30，486万千瓦，核电2008万千瓦，风电容量9657万千瓦，太阳能发电2486万千瓦；水电、核电、风电、太阳能发电占全国发电装机容量的比重为32.58%，火电所占比重为67.41%［1］。

我国各省电力结构不均衡，火电机组主要分布在华东地区的江苏省、浙江省、山东省、安徽省和上海市，华北的内蒙古自治区、山西省和河北省，华南地区的广东省和华中地区的河南省、湖北省。青海、海南和西藏地区火电机组容量相对较少。截至2014年年底，全国有7个省份的火电装机容量超过5000万千瓦，装机容量排名前三位的是江苏省7727万千瓦、山东省7203万千瓦、广东省6963万千瓦［1］。

1.2火电行业发展趋势

自“十一五”以来火电机组向着大容量、高参数的方向迅速发展。截至2014年年底，调查范围内火电机组平均单机容量12.51万千瓦。60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到41.54%，单台30万～60万千瓦（不包含60万千瓦）、20万～30万千瓦（不包含30万千瓦）、10万～20万千瓦（不包含20万千瓦）火电机组比重分别为35.75%、6.21%、7.08%［1］。

为了有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗、淘汰落后产能、强化节能减排、关停小火电机组、推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。但我国人均装机容量却远低于发达国家平均水平，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内火电机组装机容量还将不断增长。

2　火电厂大气污染物排放水平

为深入、全面、客观地了解国内火电厂污染防治技术及防治效果，本研究对80家火电厂进行了调研，调研单位以五大电力集团为主，还涉及京能集团、浙能集团、申能集团及粤电等地方性能源企业。调研共计287台燃煤机组，总容量为116，721MW，占2015年中电联统计全国火电机组的13.01%，单台机组容量以300MW（52.3%）和600MW机组（32.1%）为主，1000MW机组有4台（1.4%），具体调研机组情况如图1。调研范围共涵盖28个省、直辖市、自治区，分布如图2。

图1　调研机组容量分布图

图2　调研机组台数分布图

2014年，全国电力烟尘年排放量约为98万吨、二氧化硫排放量为1974.4万吨，氮氧化物排放量为620万吨，分别占全国烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量的5.6%、31.4%、29.8%。调研火电机组大气污染物排放情况如下。

2.1氮氧化物排放水平

火电机组实施低氮燃烧改造的机组有208台，容量共计80，210MW，占调研机组总容量的68.7%，为机组进行低氮燃烧改造的厂家多为环保工程公司，锅炉本体制造厂出厂安装低氮燃烧装置的较少。采取低氮燃烧的机组共237台，氮氧化物排放浓度为100～600mg/m3，其中排放浓度为100～400mg/m3的占比54%。被调研的机组，采用SCR脱硝技术的为266台，占比93.3%；采用SNCR技术进行脱硝的机组主要分布在东北、西北等地区，其NOx排放浓度均在150mg/m3以上。

为使NOx排放浓度低于100mg/m3，低氮燃烧技术是首选技术，并配置SCR脱硝技术。在安装SCR脱硝治理装置后，73.7%机组的NOx排放浓度在100mg/m3以下，如图3。

图3　调研机组脱硝装置出口氮氧化物排放浓度

调研显示，采用SCR脱硝技术的机组，选用蜂窝式催化剂的占82.5%，催化剂层数多为2+1层，脱硝效率均大于75%，还原剂以液氨为主，占75.8%，主要原因是使用液氨的投资、运行成本均最低，在运输、储藏上较为便利。

2.2烟尘排放水平

参与调研的机组采用的除尘技术以静电除尘器为主，共计186台，占64.8%，电袋除尘器、袋式除尘器分别占27.9%、7.3%。静电除尘作为普及率最高的除尘技术，经过不断地技术开发，形成了各种增效技术，如低低温、高频电源、移动极板等。电除尘器出口烟尘浓度为5～300mg/m3，分布在5～30mg/m3的较多，占比为68.3%，如图4。

图4　调研机组除尘器出口烟尘排放浓度

2.3二氧化硫排放水平

参与调研的机组，90%采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采取单塔单循环脱硫技术，为提高脱硫效率，部分机组在现有单塔单循环的基础上，实施了脱硫增效技术，包括双塔双循环（23台）、旋汇耦合（13台）、增设托盘（11台）等技术。SO2排放浓度多数分布在200mg/m3以下，部分采用增效措施的机组可以达到35mg/m3及以下，如图5。

图5　调研机组脱硫装置出口二氧化硫排放浓度

3　火电厂大气污染物超低排放情况

被调研机组中已经实施了超低排放改造的机组共55台，容量为23，670MW，占调研总机组容量的20.3%。

3.1烟尘超低排放控制技术

目前火电厂除尘系统超低排放控制技术主要包括脱硫前的增效干式除尘技术和脱硫后的湿式静电除尘技术。

干式除尘技术主要包括静电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘技术。其中静电除尘技术具有处理烟气量大、除尘效率高、设备阻力低、适应烟温范围宽、使用简单可靠等优点，已经应用在我国80%以上的燃煤机组。这里重点对静电除尘增效技术及其应用进行介绍。

本次参与调研的机组采用的除尘技术以静电除尘为主。针对电除尘的增效技术包括低低温、移动（旋转）电极、粉尘凝并增效、高频电源技术等。通过增效的干式除尘技术，辅以湿法脱硫的协同除尘，在适宜煤质条件下，能实现烟囱出口烟尘排放浓度低于10mg/Nm3。

（1）移动（旋转）电极除尘技术

移动（旋转）电极除尘器由固定电极和移动电极组成，依靠静电力来收集粉尘，只是清灰方式不同，附着在极板上的粉尘随极板转移到非收尘区域，被正反两把转动清灰刷刷除，粉尘直接刷落于灰斗中，最大限度地减少二次扬尘。优点：可保持阳极板清洁，避免反电晕；对煤、飞灰成分的敏感性降低，对不同煤种的适应性增强；只需将末电场改成移动电极电场，不需另占场地；避免振打引起的二次扬尘等问题，大幅度提高了除尘效率。处理后烟气出口粉尘浓度可达20mg/Nm3，除尘效率可达99.92%［2］。江苏华电句容发电厂1000MW超临界机组实施了移动电极改造工程，经测试出口粉尘浓度小于27mg/Nm3［3］。

（2）粉尘凝并增效技术

粉尘凝并增效技术主要是由布置于电除尘器进口平直段烟道内（水平段或垂直段）的细颗粒物预荷电增效捕集装置，通过对微细粉尘强荷电和扰流聚合，使微细粉尘形成容易捕集的大颗粒后进入后级电除尘器而顺利捕获。优点：将小颗粒凝并成大颗粒，有利于被电除尘器有效收集；显著减少PM2.5的排放；减少汞、砷等有毒元素的排放。菲达环保公司在上海吴泾电厂300MW机组实施的粉尘凝并工程，电除尘器出口烟尘质量浓度为16.07mg/m3［3］。

（3）高频电源技术

高频电源技术是一种利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流由一系列窄脉冲构成。其给电除尘器提供的电压具有从接近纯直流方式到脉动幅度很大的各种电压波形，从而可根据电除尘器的运行工况选择最合适的电压波形，提高电除尘器的除尘效率。优点：高频电源在纯直流供电时电压波动小，电晕电压高，电晕电流大，输出电流可达工频电源的200%；可较大幅度提高电除尘器除尘效率；间歇供电时，可有效抑制反电晕现象。龙岩坑口电厂135MW机组实施高频电源改造工程后，采用高频电源单电场除尘效率比工频电源提高了4.54%，出口烟尘排放浓度降低32.6%［3］。

（4）低低温电除尘技术

低低温电除尘技术是在电除尘器进口端前区设置一个烟气换热系统，使进入电除尘器的烟气温度由通常的低温状态（120℃～160℃）下降到低低温状态（90℃～110℃），使烟尘比电阻及体积流量均降低，从而实现高效除尘的目的。优点：降低烟尘比电阻，提高电除尘效率；余热利用，节能；烟气流速低，有利于细颗粒物的捕集。大唐国际宁德电厂600MW机组实施了余热利用高效低低温电除尘工程，经测试除尘器出口粉尘排放低于20mg/m3［3］。

（5）湿式电除尘技术

湿式电除尘技术是烟气被金属放电线的直流高电压作用电离，荷电后的粉尘被电场力驱动到集尘极，被集尘极的冲洗水除去［4］。该技术除尘效率在99.9%以上，出口粉尘排放浓度可控制在5mg/m3以下，PM2.5的去除率高达95%以上。优点：煤种适应性好，不受粉尘比电阻影响；粉尘排放浓度低；可有效捕集PM2.5微细粒子；高效捕集SO3气溶胶，减少下游烟道和烟囱的防腐成本；可消除石膏雨；有效去除汞等多种重金属污染物。由龙净环保在华电淄博热电#6炉330MW机组实施的湿式电除尘器工程，经现场测试粉尘入口浓度为35mg/Nm3，出口浓度为7.95mg/Nm3［4］。

调研数据显示，为了达到超低排放，共有37台机组安装了静电除尘增效技术，并在烟气治理装置末端加装了湿式静电除尘器。在湿式电除尘出口的粉尘排放浓度均在10mg/m3以下。

3.2二氧化硫超低排放控制技术

燃煤电厂脱硫技术经过几十年的发展已基本成熟，在实际应用中，石灰石-石膏湿法脱硫居于主导地位，占95%以上。

（1）托盘塔技术

托盘塔技术指在脱硫喷淋塔中增设穿流孔板托盘，使烟气均布在整个喷淋塔截面上。烟气和脱硫浆液在托盘表面掺混，形成具有较大气液接触界面的泡沫层，从而实现高效脱硫［5］。

托盘塔脱硫技术也存在一些问题：加装托盘导致脱硫系统的阻力上升了1kPa左右，增加了脱硫运行能耗；为保证较高的脱硫效率，吸收塔浆液的pH值较高，使石膏结晶困难，含水率大大增加。

（2）双塔串联技术

双塔串联技术是利用两级石灰石-石膏湿法喷淋空塔串联运行，烟气经过一级塔，先脱掉烟气中一部分SO2，再经过二级塔，两次叠加，使脱硫效率大于98%［5］。脱硫系统采用串联吸收塔运行方式处理烟气量大，可有效地保证SO2超低排放的要求。

双塔串联技术较适用于脱硫系统的增效改造，优点主要有：原脱硫系统设备无需做任何改动，改造期间不影响原系统的运行。陕西某600MW燃煤机组脱硫改造采用双塔串联脱硫技术，经测试，脱硫系统入口烟气SO2浓度5062.1mg/Nm3，出口烟气SO2排放浓度10.4 mg/Nm3，脱硫效率99.79%。双塔串联技术存在初期投资过高、系统阻力大、占地大、系统复杂等问题。

（3）单塔双循环技术

单塔双循环技术是对双塔串联工艺流程的进一步优化，该工艺中烟气通过一台吸收塔实现两次SO2脱除过程，经过两级浆液循环：一级循环的主要功能是保证亚硫酸钙氧化效果和石灰石的充分溶解，pH值控制在4.5～5.3，以及充足的石膏结晶时间；二级循环保证高脱硫效率，pH值控制在5.8～6.4，无需考虑亚硫酸钙的氧化和石灰石溶解的彻底性，以及石膏结晶大小问题，能够在较低液气比的工况下得到较高的脱硫效率［6］。

一级循环还可减少烟气中粉尘、HCl、HF的含量，有利于二级循环达到高脱硫效率；每个循环独立控制，易于优化和快速调整，能适应含硫量和负荷的大幅变化。因此单塔双循环技术更适合于高硫煤的高效脱硫，能够较好地适应工况的波动。此外，单塔双循环特殊的烟气流场分布，更有利于浆液对颗粒物的捕集，能够辅助实现烟尘的超低排放。

浙江某1000MW机组采用单塔双循环脱硫技术进行脱硫提效改造，经测试，脱硫系统入口烟气SO2浓度1436.4mg/Nm3，出口烟气SO2排放浓度8.8mg/Nm3，脱硫率99.4%。

3.3NOx超低排放控制技术

目前国内外能够实际应用于燃煤机组的NOx减排技术包括低氮燃烧技术、选择性催化还原脱硝技术（SCR）和选择性非催化还原脱硝技术（SNCR）。低氮燃烧技术因其投资少，无运行费用、无二次污染等优点，已被火电厂定为NOx控制的首选技术。但目前仅采用低氮燃烧技术不能满足超低排放要求，通常需要加装SCR脱硝装置，SCR脱硝的原理是在一定温度下，在脱硝催化剂的作用下，喷入NH3与NOx反应生成N2和H2O，从而达到脱硝的目的［7］。

调研的数据显示，实施超低排放的机组，SCR脱硝装置均启用了催化剂备用层，催化剂层数变为了2+1层，甚至部分机组已经安装了3+1层催化剂。目前国内已经有国电龙源、中电投远达、东方电气等多家单位引进或开发该技术，并且在国内拥有较多的工程业绩，脱硝后的NOx排放浓度可以控制在50mg/m3以下。

3.4火电厂大气污染物超低排放技术路线

为达到烟气超低排放的技术指标：烟尘≤10mg/m3、SO2≤35mg/m3、NOx≤50mg/m3，需要采用目前的高效除尘脱硫脱硝技术，对各环节技术优化运行指标，并进行统筹管理，以实现烟气治理工艺一体化、污染物协同脱除的目的。本文根据调研情况，并结合现有超低排放实施案例，提出现有燃煤机组对于超低排放技术路线的选择主要基于以下方案：SCR脱硝增效（增加催化剂层数、催化剂改进等）+ESP除尘增效（高频电源、低低温、移动极板等技术单独或组合使用）+FGD增效（单塔双循环、双塔双循环、托盘塔等）+ WESP除尘（可选）。

4　火电厂大气污染物防治的建议

（1）按照国家政策的相关规定，因炉制宜、因煤制宜、因地制宜，健康、分批、有序推进火电厂超低排放。

（2）开展对超低排放的技术、经济、环境绩效分析评估，提出客观、系统的技术评价报告，为政府科学决策提供技术支撑。

（3）加强多污染物协同脱除新技术的研发和推广应用，有效降低环保改造投资和运行费用，提高运行稳定性，降低边界成本，为全面推行燃煤机组达到超低排放提供技术支撑。

（4）尽快修订《火电厂大气污染物排放标准》，将超低排放限值纳入标准进行环境监督管理。

*本文通讯作者：岳涛

［1］ 中国电力企业联合会．2011年全国电力工业统计快报［Z］．2011．

［2］ 中国环保产业协会电除尘委员会．新技术进一步巩固电除尘器主流地位［N］．中国环境报，2013-09-18．

［3］ Ding Yong-hua，ZUO Peng-lai，HAN Bin-jie，et al． Status quo and reduction potential of primary PM2．5emissions from coal-fired boilers［C］．2014 Ⅰnternational Conference on Energy and Power Engineering， 2014：13-19．

［4］ 张东辉，庄烨，朱润儒，等．燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析［J］．电力建设，2015，36（5）：125-130．

［5］ 杜乐，黄建国，殷文香，等．一种提高石灰石-石膏法脱硫效率的方法-托盘塔［J］．环境与发展，2014，26（3）：196-198．

［6］ 李娜．石灰石-石膏法单塔双循环烟气脱硫工艺介绍［J］．硫酸工业，2014（6）：45-48．

［7］ 马忠云，陈慧雁，刘振强，等．烟气SCR法脱硝工艺流程的设计与应用［J］．电力建设，2008，29（6）：53-56．

Current Status Analysis on Air Pollution Prevention and Control in Power Plant

QI Shu-fang， ZUO Peng-lai， WANG Chen-long， GAO Jia-jia， ZHANG Xiao-xi， TONG Li， DING Yong-hua， YUE Tao*
（Beijing Municipal Institute of Labour Protection， Beijing 100054， China）

Based on the emission requirement of dust， SO2and NOxfrom the flue gas of power plant， the researches on the current situation of air pollution control are conducted in 80 power plants and 287 coal-fired generating sets. According to the research situations and existing engineering cases， the technical route about ultra-low emissions of the power generating sets are put forward in this study. Finally， the suggestions for the implementation of ultra-low emission in power industry are proposed.

power plant； coal-fired flue gas； ultra-low emission； dust removal； desulfurization； denitrification

X701

A

1006-5377（2016）07-0046-05

《火电厂污染防治技术政策》（1441400100002）。