燃煤发电机组污染物排放控制技术现状分析及超净排放技术探讨

朱贤峰

摘要：随着国家对燃煤发电机组的节能、环保政策日趋严苛，常规技术已无法达到污染物的排放要求，超净排放技术的研发和推广得到了迅速的发展。本文对燃煤发电机组污染物排放控制技术的现状进行分析，并就超净排放技术加以探讨。

关键词：燃煤发电；污染物；控制技术；超净排放

目前，国家对火力发电企业的节能、环保要求可谓严苛。三部委（国家发改委、环保部及能源局）更是联合发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》，对煤电机组的节能、环保提出了明确的更高的要求。其要求东部地区新建和现役改造后的燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放限值超净排放要求。燃煤机组超净排放的总体目标较现行的污染物排放标准GB13223-2011有较大幅度的提高。凭借常规的技术，燃煤机组无法达到超净排放目标。各大电力集团、电力设备供应商及科研院所积极响应国家政策，采取各项措施努力推动燃煤发电机组超洁净排放技术的研究和推广。本文首先对燃煤发电机组污染物排放控制技术的现状进行分析，继而对超净排放技术加以探讨。

一、燃煤发电机组污染物排放控制技术现状

（一）国内外NOx排放控制技术研究和应用现状

目前在NOx排放控制方面，电厂采取的方法主要为“低氮燃烧+选择性催化还原技术（SCR）”。

对于SCR技术而言，脱硝效率大部分在80%左右。超净排放目标是NOx最终排放≤50mg/Nm3，对于大多数煤种而言，80%的脱硝效率己难以满足达到超净排放要求。虽然仅仅依靠增加催化剂数量，也可以使NOx最终排放满足要求，但该方法的缺陷在于将导致运行成本明显增加，同时使废弃催化剂带来的固体废物形成的二次污染增加，并带来NH3逃逸率和SO2/SO3转化率升高的风险。另外，研究表明脱硝催化剂在烟气Hg的协同脱除中可以发挥巨大的作用，而目前催化剂生产厂家对于脱硝催化剂在Hg的脱除效果缺乏专门研究。需研发一种脱硝效率更高、同时对单质Hg的氧化性能更高的新型催化剂。

对于NOx的排放控制，国外的主要先进国家（如日本）采取的主要方法如下：

（1）燃用NOx生成量低的煤种，如印尼煤和澳洲煤；

（2）采用低氮燃烧技术，将SCR入口处的NOx浓度控制在300mg/Nm3以内；

（3）采用高效的SCR技术，通过对流场分布、还原剂和NOx混合、催化剂性能、反应温度等关键参数优化等，获得更高的SCR脱硝效率。

而在燃用煤粉的低氮燃烧技术方面，中国处于世界领先水平，并且还在不断发展进步。从目前理论研究和试验室研究获得的最新低氮燃烧技术看，我们完全具有在现有基础上进一步降低燃烧后烟气NOx浓度的能力。在SCR催化剂研究方面，相关科研院所、企业已完成了相当数量的基础研究，具备进一步提升催化劑的脱硝性能的条件。

（二）国内外sox排放控制技术研究和应用现状

湿法脱硫技术中，石灰石一石膏湿法烟气脱硫技术应用最为广泛。我国己掌握自主知识产权的石灰石一石膏烟气脱硫技术，并在此基础上发展了燃煤烟气多种污染物协同脱除技术。

在国外，日本碧南发电厂采用优化后的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，出口SO2浓度可以达到30mg/Nm3。日本矶子电厂600MW机组，采用湿法烟气脱硫技术可达到SO2排放浓度28mg/Nm3。

脱硫装置一直以脱除SO2为主要功能，对烟气颗粒脱除机理的研究较少。而日本公司在脱硫除尘方面的技术研究及应用则较为完善，脱硫出口颗粒浓度排放指标可以做到10mg/Nm3以内。

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中对我省燃煤锅炉烟气污染物排放提出了SO2≤200mg/Nm3、烟尘浓度≤30mg/Nm3的要求。要达到超净排放提出SO2≤30mgNm3、PM≤5mg/Nm3更高目标，燃煤电站烟气脱硫装置必须具有深度脱硫及协同高效除尘的技术特点，因此需对烟气脱硫装置做进一步研发。

（三）国内外PM排放控制技术研究和应用现状

1.高效除尘技术

（1）低低温静电除尘

低低温静电除尘技术在日本已有近20年的应用历史。三菱重工于1997年开始在大型燃煤火电机组中推广应用基于烟气冷却器使烟气温度在90℃左右运行的低低温电除尘技术，在三菱重工的烟气处理系统中，低低温电除尘器出口烟尘浓度均小于30mg/Nm3，SO3浓度大部分低于3.57mg/Nm3。

日本日立已将“DeNOx系统+低低温静电除尘器+DeSOx系统十湿式电除尘器”技术成功应用在日本中部电力株式会社的碧南电厂1000MW燃煤机组中。运行时，低低温静电除尘器出口烟尘浓度小于30mg/Nm3。

在国内，低低温静电除尘技术已有600MW机组投运业绩。

（2）布袋除尘布袋除尘也具有较长的应用历史。上世纪末在燃煤电厂除尘技术转型过程中，云南昆明等电厂在100MW机组中尝试使用了布袋除尘器，但因为当时缺乏相关经验、系统烟气工况稳定性差，且当时国内的滤料技术和清灰技术较为落后，使布袋除尘在当时的应用以失败告终。到本世纪初，内蒙丰泰、河南焦作等电厂多台200MW机组使用布袋除尘器取得了成功。至2008年，国内已有上百台布袋除尘器投入运行，最大规格己达600MW机组。

（3）电袋复合除尘

电袋复合除尘器是国家863计划和十五科级攻关计划课题之一，是国家大力倡导应用及产业扶持的高新技术产品。

2005年开始，国内成功研发电袋复合除尘器，并开创了燃煤电厂的应用先河。

截至2009年10月，国内已有100多台电袋复合除尘器应用于50～660MW机组。该除尘器适应各煤种的高比电阻烟尘条件，出口排放浓度能长期稳定满足<30mg/Nm3以下要求。大唐许昌龙岗电厂350MM机组、大唐洛河电厂300MW机组、北京京能热电厂200MW机组等众多己投运项目中，实测PM排放均可达到10～30mg/Nm3。

2.湿式静电除尘技术

在国外，发达国家在湿式电除尘器的研制及发展工作方面起步早、发展快。湿式静电除尘器主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备，用于去除湿法烟气脱硫装置无法收集的酸雾、控制 PM2.5微细颗粒物及解决烟气排放浊度问题。国外电厂测试报告表明，WESP对PM2.5的去除效率均高于90%，颗粒排放浓度低于5mg/Nm3，酸雾的去除率超过95%，烟气浊度降低到10%，甚至达到接近零浊度排放。

在我国，在湿式电除尘器方面的研究工作起步较晚，但近几年因PM2.5污染治理急需，该方面技术发展较快。

（四）国内外日9排放控制研究和应用现状

汞及其化合物是环境毒性很强的重金属元素之一，它具有持久性、长距离迁移性和生物富集性。目前国际上已经开始进行脱汞检测与研究工作，我国在GB13223-2011标准中制定了排放指标为0.03mg/Nm3。燃煤电站煙气脱汞技术包括活性炭脱汞、飞灰脱汞、钙基吸收剂脱汞、利用现有污染控制设备协同作用联合脱汞等。

在利用现有烟气污染控制设备协同脱汞技术研究方面，选择性催化还原（SCR）脱硝工艺可催化氧化元素态Hg，常规除尘设备可脱除颗粒态汞，湿法烟气脱硫装置可吸收烟气中的氧化态Hg2+。华北电力大学研究表明，联合脱硫、脱硝、除尘及吸附剂吸附技术后，Hg综合脱除效率75～90%。同时，华北电力大学前期在300MW机组的研究结果表明湿式电除尘对Hg脱除也有明显的效果，湿式电除尘内脱 Hg效率能够达到37%。

二、燃煤发电机组超净排放技术

煤粉炉（PC炉）与循环流化床锅炉（CFB）在煤粉燃烧方面的区别，针对这两种炉型所采取的超洁净排放技术也有所不同。

（一）PC炉超净排放技术

目前，PC炉较为流行的超净排放技术路线，主要包括炉内超低氮燃烧技术（SLNB）+选择性催化还原脱硝（SCR）+烟气冷却器（FGC）+电除尘（ESP）+湿法脱硫（FGD）+湿式电除尘（WESP）+烟气再热器（FGR）。超净排放技术除了要确保每一项技术措施都要对污染物的排放有一个合理的控制范围（如图1所示），还强调协同控制的理念（如表1所示）。

（二）CFB锅炉超净排放技术

CFB锅炉自身就可做到部分炉内脱硫，所以对于锅炉以后的脱硫设备的要求相对较低，其它方面与PC炉差别不大。当然CFB锅炉超净排放的技术路线也可以PC炉相同，如图2a所示；出于成本方面的考虑，CFB锅炉推荐采用如图2b所示的超净排放技术路线。 CFB锅炉对锅炉以后的烟气脱硫设备的要求较低，就可以采用成本较低的半干法脱硫。CFB锅炉烟气协同控制超净排放领域技术装备及目标值，如图3所示。

三、结语

环境污染对人类生存条件带来的影响己逐渐显现，为实现天更蓝、水更清的目标，各行业都应采取措施节能、减排。作为占煤炭消耗50%以上的电力行业，也是义不容辞。目前，国家政策已经明确要求，燃煤发电机组的污染物排放应达到或接近超净排放标准。然而就国内应用的常规技术要达到这个标准，还有一定困难。故而，需要一整套超净排放技术的研发和推广。