欧洲、日本燃煤火电机组大气污染物控制标准及技术路线选择

龙 辉，黄 飞，黄晶晶

(1. 中国电力工程顾问集团有限公司，北京 100120；2.中国能建集团装备有限公司，北京 100044)

0 引言

2015年12月2日，环境保护部、国家发改委和国家能源局联合下发了《关于印发(全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案)的通知》，要求到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。国内各大电力集团认真执行三部委相关通知要求，积极完成燃煤火电机组超低排放。据中电联统计，截至2017年9月，国内完成超低排放改造的机组达5.8亿kW。

尽管国内燃煤火电机组超低排放改造机组无论是数量还是技术发展的各个方面已走在世界前列，但研究和了解国外特别是欧洲和日本的燃煤火电机组污染物排放标准发展和技术路线仍十分重要，对于我们借鉴国外公司的设计理念，解决我们在实际工作中遇到的问题有借鉴意义。

1 欧洲燃煤火电机组大气污染物控制标准及技术路线选择

1.1 欧洲燃煤火电机组大气污染物控制标准发展

欧盟对火电厂烟气污染物控制主要针对SO2、NOx、烟尘提出控制指标。欧盟对火力发电厂烟气污染物排放的相关规定(Directive2010/75/EU)，机组容量大于50MW(包括50MW)的所有装置在2013年1月7日取得许可或运营商已提交完整许可申请且机组在2014年1月7日前投产的机组的烟气主要污染物的排放限值如下。

表1 欧盟燃煤电厂大气污染物控制标准 mg/m3

1.2 欧洲部分国家燃煤火电机组大气污染物控制技术路线选择

1.2.1 德国

1.2.1.1 发电装机及燃煤火电机组装机情况

德国2013年发电装机容量约为18890万kW，人均装机容量约为2.30kW。其中，火力发电装机容量占总装机容量的46.76%，不到50%，火力发电中燃煤机组装机容量5229万kW，燃气机组装机容量约2670万kW，燃油机组装机容量仅290万kW，所占总装机容量的比重分别为27.68%，14.13%和1.54%。

表2 德国近20年来投运的主要燃煤火电机组

机组容量/MW参数和运行年份SchwarzePumpe2×80028.5MPa/547℃/565℃1997Boxberg91026.6MPa/547℃/565℃2000LippendorfR/S2×94026.7MPa/554℃/583℃1999/2000NiederaussemK102724.7MPa/580℃/600℃2003Datteln4110028.5MPa/600℃/620℃RDK891227.5MPa/600℃/620℃2013Westfalen2×800600℃/620℃2014Ensdorf2×800600℃/620℃Walsum1075029.0MPa/600℃/620℃Herne2×800600℃/620℃BoxbergR90031.5MPa/600℃/610℃GKM991127.5MPa/600℃/620℃MoorburgA/B2×80030.5MPa/600℃/610℃Staudinger6号27.5MPa/598℃/619℃NeurathF、K号2×110026MPa/600℃/605℃,2013

1.2.1.2 燃煤电厂大气污染物控制主要技术路线

德国公司在1997年后到目前建成的从Schwarze Pumpe (2800MW机组)、Boxberg电厂(2900MW机组)到 Neurath F、K号(21100MW)全部采用低NOx燃烧器+SCR烟气脱硝工艺+高效电除尘器+湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺。以SchwarzePumpe电厂为例，20世纪90年代建成，后随国内SO2排放控制法规的变化，2002年对脱硫系统进行改造，以保证满足法规的要求。

1.2.1.3 烟气治理设备方面的相关要求

(1)烟气脱硫装置要求高可靠性，德国标准要求机组每年不带FGD装置运行在100120h内，可以分几次运行，但FGD装置一次只能停72h。

(2)采用更高效率的电除尘器

德国燃煤机组除尘装置主要采用是电除尘器。为了保证电除尘器具有更高的效率，采取的主要对策：增大比集尘面积、对电除尘器电源和控制部分优化、烟气流场改进。

据介绍，实际高效电除尘器本身除尘效率就可达到99.9%以上，除尘器出口烟尘浓度可以控制在20mg/m3以下。

1.2.2 丹麦

1.2.2.1 电力工业现状

截至2014年底，丹麦总装机容量1503万kW，其中传统电源的装机容量973万kW，可再生能源装机容量550.3万kW，部分电力依赖进口。丹麦的火电厂基本都是供热机组。

1.2.2.2 丹麦燃煤电厂大气污染物控制情况

丹麦燃煤电厂大气污染物控制分成两个阶段：

(1)早期的低NOx燃烧器+SCR+旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺+袋式除尘器。

(2)低NOx燃烧器+SCR+电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置工艺路线。

1.2.2.3 主要技术案例

(1)低NOx燃烧器+SCR+旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺+袋式除尘器技术路线案例

由于20世纪90年代大气污染物排放标准要求不高，部分机组采用旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺(以下简称SDA法)。SDA法烟气脱硫工艺由丹麦Niro公司发明，同时转让技术给美国B&W公司，在欧洲投运业绩见表3。

(2)低NOx燃烧器+SCR+除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置工艺路线案例

丹麦Avedore电厂2号机组超超临界热电联产机组污染物排放情况见表4。

表3 丹麦SDA法烟气脱硫工艺应用情况

项 目机组容量/MW烟气量/m3·h-1进口SO2浓度/mg·m-3脱硫效率/%丹麦Studstrupværket电厂3、4号机组35012420002000～308090～92丹麦Fynsværket电厂7号机组41011000001200～560095

表4Avedore电厂2号机组超超临界热电联产机组

项 目数 值NOx浓度/mg·m-3<200SO2排放浓度/mg·m-3<200烟尘排放浓度/mg·m-3<50

丹麦北日德兰(Nordjylland)电厂3号机组电除尘器的除尘效率高达99.9%，脱硫设备的脱硫率达99%。表5为丹麦北日德兰(Nordjylland)电厂号3机组排放情况。

表5 丹麦Nordjylland电厂3号机组排放情况

项 目数 值NOx排放浓度/mg·m-3146SO2排放浓度/mg·m-313烟尘排放浓度/mg·m-318

1.2.3 荷兰

荷兰鹿特丹MPP3电厂——欧洲2014年和2015年最新建成的燃煤火电机组大气污染物控制情况。主要技术参数机组：2×1100MW， 净效率高于 46%。大气污染物控制技术路线：低NOx燃烧器+SCR烟气脱硝工艺+六电场电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。表6为MPP3 电厂大气污染物排放值。

表6MPP3电厂大气污染物排放值

项 目效率/%排放值/mg·m-3SO29840NOx9065烟尘903

2 日本燃煤电厂大气污染物控制情况介绍

2.1 日本发电装机容量和燃煤火电机组装机情况

目前，日本燃煤火电厂装机容量4662万kW，占总装机容量的16.80%。

日本燃煤电厂烟气污染物排放主要遵循日本固定源一般排放标准、特别排放标准及总量限制标准等。为保证区域大气环境质量和控制地方特征污染物，日本地方可制定高于国家排放标准地方排放标准。以东京特别区为例，在该地区内火力发电厂烟气污染物排放烟尘排放限值为8mg/m3、SO2排放限值为111mg/m3、NOx排放限值为70mg/m3。表7为近年来日本主要电力公司建设电厂、机组容量及投运时间情况。

表7 近年来日本主要电力公司建设电厂、机组容量及投运时间

项目公司电厂机组容量/MW投运时间日本电源开发公司松蒲2号机组、橘湾1、2号机组、新矶子1、2号机组1000+2×1050+2×6001997、2000、2001、2009中部电力公司碧南3、4、5号700+2×10001993、2001、2002东北电力公司能代2号、原町1号、原町2号600+2×10001994、1997、1998北陆电力公司NANAO-OHTA1、2、敦贺#2500+2×7001995、1998、2000东京电力公司常陆那珂、广野5号1000+6002003、2004中国电力公司三隅1号10001998关西电力公司舞鹤1号9002004四国电力公司橘湾7002000九州电力公司芩北2号7002003北海道电力公司北海道电力公司苫东厚真4号6002002

根据目前掌握的材料，日本除台燃煤火电机组采用活性焦干法烟气脱硫工艺(1台350MW机组+2×600MW机组)(占装机容量的3%)及少数小机组为CFB机组外，其余燃煤火电机组全部采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺。

2.2 日本燃煤火电机组以石灰石-石膏湿法烟气治理技术路线发展历程

2.2.1 日本燃煤火电机组烟气治理技术路线发展历程的3个阶段

日本燃煤火电机组烟气治理技术路线发展历程分3个阶段：

(1)低NOx燃烧器+SCR+ESP+WFGD+WESP(碧南1、2、3号3台700MW机组，1991年、1992年、1993年投运)+烟气再热器；

(2)低NOx燃烧器+SCR+热回收器+低低温电除尘器(1997-2009年)+WFGD+烟气再热器；

(3)低NOx燃烧器+SCR+热回收器+低低温电除尘器+移动极板+WFGD+WESP(碧南4、5号2台1000MW机组，2009年、2010年投运)+烟气再热器。

表8为碧南3×700MW机组(1、2、3号)粉尘和SO3污染物控制情况。

表8 碧南3×700MW机组粉尘和SO3污染物控制情况

项 目碧南1号机组碧南2号机组碧南3号机组粉尘SO3粉尘SO3粉尘SO3湿式电除尘器入口25.3126126.51湿式电除尘器出口50.150.150.1除尘效率/%80.29080.89081.190

2.2.2 低低温高效烟气处理技术

1997年，日本三菱公司开始研究将低低温高效烟气处理技术实现工程应用，随后应用于其设计的9台燃煤机组上。日本石川岛公司随后开始工程应用在其设计的4台燃煤机组上。日本日立公司在碧南4、5号2台1000MW机组也实现了工程应用。

2.2.3 燃煤电厂典型的烟气治理系统布置

图1燃煤火电机组典型的低NOx燃烧器+SCR+GGH+低低温电除尘器+湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺+MGGH布置。

2.2.4 主要案例情况

(1)东京电力公司广野电厂5号机组

采用低NOx燃烧器+SCR+GGH+低低温电除尘器+湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺+MGGH工艺路线。主要大气污染物排放情况见表9。

图1 燃煤火电机组典型的烟气治理系统布置

表9 广野电厂5号机组大气污染物排放情况

项 目排放值NOx排放浓度/mg·m-3约42SO2排放浓度/mg·m-3约58烟尘排放浓度/mg·m-3约6

(2)碧南 4、 5 号机组2×1000MW机组

采用低NOx燃烧器+SCR+GGH+低低温电除尘器+湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器+MGGH工艺路线。主要大气污染物排放情况见表10。

表10 碧南4、5 号机组主要大气污染物排放情况

项 目数 值处理烟气量/m3·h-13116500烟气温度/℃50进口粉尘浓度/mg·m-3≦5.0出口粉尘浓度/mg·m-3≦2.0除尘效率/%60

2.3 日本燃煤电厂以活性焦干法烟气脱硫工艺为代表的烟气治理技术工艺应用情况

日本新矶子电厂1、2号机组除了采用低NOx燃烧器+SCR+ESP的传统脱硝、除尘工艺外，还采用了活性焦干法烟气脱硫工艺。采用活性焦吸附烟气中的SOx、NOx和汞，使排放指标达到天然气发电厂的排放水平。表11、12为新矶子电厂1、2号机组烟气治理主要工艺、效率及大气污染物排放情况。

表11 新矶子电厂1、2号机组烟气治理主要工艺、效率情况

项 目新矶子1号机组新矶子2号机组烟气脱硝装置采用SCR脱硝装置+活性焦脱硝工艺脱硝效率87.5%采用SCR脱硝装置+活性焦脱硝工艺目标脱硝效率91.9%除尘装置电除尘器除尘效率99.94%电除尘器保证除尘效率99.97%脱硫装置脱硫率95%保证脱硫率97.8%

表12 新矶子电厂1、2号机组大气污染物排放情况

项 目1号机组2号机组排放烟气量/m3·h-120000002000000NOx排放浓度/mg·m-341保证值27粉尘排放浓度/mg·m-310保证值5SOx排放浓度/mg·m-357保证值28.6

3 结论与启示

欧洲和日本在燃煤火电机组大气污染物控制标准的推进上循序渐进，燃煤火电机组烟气治理工艺技术也在不断进步。欧洲、日本在大型燃煤火电机组上主要采取的是低NOx燃烧器+SCR烟气脱硝工艺+电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术路线，在具体实施上目前欧洲普遍采用的是高效电除尘器技术；日本采取的主要是低低温电除尘器除尘同时协同脱除SO3及石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺吸收塔协同除尘的协同治理技术路线。我们在燃煤火电机组超低排放改造过程中，应该学习和借鉴它们的优点，针对我国燃煤特点进行不同燃煤火电机组超低排放技术路线选择。

在研究欧洲和日本燃煤火电机组大气污染物控制标准及技术路线选择后我们得到以下启示：

(1)在烟气治理技术设计、制造、安装方面仍有一定的差距。以低低温电除尘器为例，国内从2005年起开始研究日本燃煤火电机组以低低温为代表的烟气污染物协同治理技术。截至2016年12月，投运的低低温电除尘器总装机容量约130000MW，其。低低温电除尘已成为电厂的“标配项目”。但在燃低、中硫煤火电机组采用低低温电除尘器时，国内和日本仍有较大差距，国内采用低低温电除尘器时，SO3脱除效率一般在在70%左右，而日本燃煤火电机组在采用低低温电除尘器后，可实现协同脱除SO3到95%的目标。

(2)对燃煤火电机组未来的发展趋势没有更加深入想法，导致以满足目前标准和政策要求为目标。而欧洲在考虑燃煤火电机组实现更低烟气污染物排放同时，考虑更远的燃煤火电机组减排目标。以欧洲最新设计投运的荷兰鹿特丹MPP3电厂为例：采取低NOx燃烧器+SCR烟气脱硝工艺+六电场电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺实现大气物污染物超低排放。同时又是目前世界上最新建成的节能和CO2深度减排示范电厂，混烧30%左右的生物质，采取区域供热，CO2捕集量达到250MW,CO2捕捉装置于2016年投入运行。国内将会提出更多的可持续发展政策、法规和强制性国家标准，其核心将指向过度工业化后造成的碳排放问题，建议加大对大型燃煤锅炉CO2深度减排技术开展更深入的研究。

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