燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術路線研究

酈建國，酈祝海，李衛(wèi)東，王 為

（1.浙江菲達環(huán)保科技股份有限公司，浙江 諸暨 311800；2.華能國際電力股份有限公司，北京 100031；3.中國電力工程顧問集團中南電力設計院，武漢 430071）

燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術路線研究

酈建國1，酈祝海1，李衛(wèi)東2，王 為3

（1.浙江菲達環(huán)?？萍脊煞萦邢薰荆憬?諸暨 311800；2.華能國際電力股份有限公司，北京 100031；3.中國電力工程顧問集團中南電力設計院，武漢 430071）

分析了燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理技術路線存在的問題，研究了脫硝、除塵和脫硫設備在分別脫除NOx、煙塵和SOx的同時，對其他污染物的協(xié)同脫除作用，基于此提出了燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術路線；并分別從關鍵設備主要功能、污染物協(xié)同脫除要素、技術優(yōu)勢等方面對技術路線進行了闡述，給出了滿足燃煤電廠不同排放限值的協(xié)同治理技術路線。

燃煤電廠；煙氣協(xié)同治理；技術路線；低低溫電除塵技術；濕式電除塵技術

引言

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）進一步降低了燃煤電廠污染物的排放限值，其中重點控制地區(qū)，要求煙塵排放限值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，現(xiàn)役機組均執(zhí)行此標準。為了滿足當前更加嚴格的大氣污染物排放標準，國內相關的科研單位、大專院校及廣大企事業(yè)單位的工程技術人員對燃煤電廠煙氣治理技術路線進行了廣泛深入的研究，并取得了一定的成果。如除塵方面，中國電力企業(yè)聯(lián)合會組織發(fā)電集團、除塵企業(yè)、科研單位及專家研究制定了《燃煤電廠除塵技術路線選擇指導意見》，并下發(fā)文件至各發(fā)電集團，要求參照執(zhí)行。該指導意見提出了除塵與脫硫、脫硝等環(huán)保技術工藝路線統(tǒng)籌考慮的原則，指出應根據(jù)煙塵排放標準并考慮濕法脫硫的綜合除塵效率，確定合理的除塵器出口煙塵濃度。

由于環(huán)境容量有限等原因，江蘇省、浙江省、山西省、廣州市等地已出臺相關政策，要求燃煤電廠參考燃氣輪機組污染物排放標準限值，即在基準氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

2014年9月12日，國家發(fā)改委、環(huán)保部和國家能源局三部委聯(lián)合發(fā)布的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》中指出∶

（1）加強新建機組準入控制。東部地區(qū)（遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市）新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃機標準限值，即要求在基準氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地區(qū)（黑龍江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8?。┬陆C組原則上接近或達到燃機標準限值，鼓勵西部地區(qū)新建機組接近或達到燃機標準限值。支持同步開展大氣污染物聯(lián)合協(xié)同脫除，減少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

（2）加快現(xiàn)役機組改造升級。穩(wěn)步推進東部地區(qū)現(xiàn)役300MW及以上公用燃煤發(fā)電機組和有條件的300MW以下公用燃煤發(fā)電機組實施大氣污染物排放濃度基本達到燃機標準限值的環(huán)保改造，2014年啟動年800萬千瓦機組改造示范項目，2020年前力爭完成改造機組容量1.5億千瓦以上。鼓勵其他地區(qū)現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組實施大氣污染物排放濃度達到或接近燃機標準限值的環(huán)保改造。因廠制宜采用成熟適用的環(huán)保改造技術，除塵可采用低（低）溫靜電除塵器、電袋除塵器、布袋除塵器等裝置，鼓勵加裝濕式靜電除塵裝置；脫硫可實施脫硫裝置增容改造，必要時采用單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等更高效率脫硫設施；脫硝可采用低氮燃燒、高效率SCR（選擇性催化還原法）脫硝裝置等技術。

達到上述兩種排放限值業(yè)內均稱為“超低排放”。針對我國日益嚴峻的大氣污染治理形勢，只有充分利用各設備間的協(xié)同效應，才能實現(xiàn)污染物的經(jīng)濟、高效脫除。煙氣協(xié)同治理技術路線在日本已有近20年的應用歷史，該技術路線以低低溫電除塵技術為核心，且濕法脫硫裝置的協(xié)同除塵效率可達70%以上。

1 煙氣協(xié)同治理技術路線的提出

1.1 煙氣協(xié)同治理的必要性

我國燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理技術路線一直在實施單一設備脫除單一污染物的方法，其存在的主要問題有∶

（1）未充分考慮各設備間協(xié)同效應

現(xiàn)有煙氣治理技術路線未充分考慮各設備間的協(xié)同效應，如濕法脫硫裝置在設計時往往忽視脫硫塔的除塵效果。國內濕法脫硫的除塵效率一般僅在50%左右，甚至更低，實際運行中由于濕法脫硫裝置石膏漿液的攜帶，其出口煙塵濃度反而大于入口濃度的現(xiàn)象也時有發(fā)生。

（2）在達到相同效率情況下，系統(tǒng)投資和運行成本較大

以煙塵治理為例，現(xiàn)有的煙氣治理技術路線降低煙塵排放濃度主要采用提高除塵器除塵效率的方式，目前國內絕大部分燃煤電廠采用的是常規(guī)電除塵器，但存在“高比電阻粉塵引起的反電暈”“振打清灰引起的二次揚塵”和“PM2.5因難荷電而捕集效率低”等問題。為達到出口較低的煙塵濃度限值要求，原電除塵器需增加比集塵面積和電場數(shù)量，投資成本較大，并占用較大的空間，給空間有限的現(xiàn)役機組更是帶來巨大挑戰(zhàn)。采用電袋復合或袋式除塵技術改造時，存在本體阻力高、運行費用較高、濾袋的使用壽命短、換袋成本高、舊濾袋資源化利用率較低等缺點。

（3）較難達到“超低排放”的要求

常規(guī)電除塵、布袋除塵、電袋復合除塵技術均較難長期穩(wěn)定的保證設備出口煙塵濃度低于10mg/m3。

因此，要經(jīng)濟、高效地實現(xiàn)燃煤電廠煙氣污染物的有效脫除，必須從整個煙氣治理系統(tǒng)的角度考慮，充分利用各污染物脫除設備之間的協(xié)同能力。

1.2 煙氣協(xié)同治理的可能性

2013年5月，華能國際電力股份有限公司組織中國電力工程顧問集團中南電力設計院、西安交通大學、浙江菲達環(huán)?？萍脊煞萦邢薰?、浙江浙大網(wǎng)新機電工程有限公司、武漢凱迪電力環(huán)保有限公司，歷時一年，對燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術路線及關鍵技術開展了系統(tǒng)的研究，尤其是對低低溫電除塵技術進行了深入系統(tǒng)的研究。當煙氣溫度降低到酸露點以下時，煙氣中的大部分SO3會在煙氣冷卻器中凝結，并被粉塵充分地吸附，在電除塵器中高效脫除，從而大幅降低煙氣中的SO3含量，且粉塵性質發(fā)生了很大變化，降低粉塵比電阻，避免反電暈現(xiàn)象，大幅提高電除塵器的除塵效率。

日本日立公司對常規(guī)電除塵器與低低溫電除塵器出口粉塵粒徑、電除塵器出口煙塵濃度與濕法脫硫出口煙塵濃度關系作了研究，研究結果表明常規(guī)電除塵器出口粉塵平均粒徑一般為1～2.5μm，低低溫電除塵器的出口煙塵濃度更低且粉塵平均粒徑大于3μm，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。

脫硝、除塵和脫硫設施在脫除其自身污染物的同時，對其他污染物均有一定的協(xié)同脫除作用。典型污染物治理技術間的協(xié)同脫除作用如表1所示。

表1 典型污染物治理技術間的協(xié)同脫除作用

基于上述研究結果，從燃煤電廠煙氣中污染物協(xié)同治理的角度出發(fā)，通過協(xié)調各煙氣污染物脫除設備對主、輔污染物的脫除能力，可有效提高各煙氣治理設備的性能，從而實現(xiàn)煙氣中污染物的經(jīng)濟、高效協(xié)同治理。

2 煙氣協(xié)同治理技術路線

煙氣污染物協(xié)同治理系統(tǒng)是在充分考慮燃煤電廠現(xiàn)有煙氣污染物脫除設備性能（或進行適當?shù)纳壓透脑欤┑幕A上，引入“協(xié)同治理”的理念建立的，具體表現(xiàn)為綜合考慮脫硝系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)和脫硫裝置之間的協(xié)同關系，在每個裝置脫除其主要目標污染物的同時能協(xié)同脫除其它污染物或為其它設備脫除污染物創(chuàng)造條件。

煙氣協(xié)同治理典型技術路線為∶煙氣脫硝裝置（SCR）→ 煙氣冷卻器（FGC）→ 低低溫電除塵器（低低溫ESP）→ 具有高脫硫、除塵效率的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）→ 濕式電除塵器（WESP，可選擇安裝）→ 煙氣再熱器（FGR，可選擇安裝）。

2.1 關鍵設備主要功能

（1）脫硝系統(tǒng)（SCR）

主要功能是實現(xiàn)NOx的高效脫除，減少SO2/SO3轉化，SO2向SO3的轉化率一般不大于1%。

（2）煙氣冷卻器（FGC）

主要功能是使煙氣溫度降低至酸露點以下，一般為90℃左右。此時，絕大部分SO3在煙氣降溫過程中凝結。由于煙氣尚未進入電除塵器，所以煙塵濃度很高，比表面積極大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游設備一般不會發(fā)生低溫腐蝕現(xiàn)象，同時實現(xiàn)余熱利用或加熱濕法脫硫后的凈煙氣。

（3）低低溫電除塵器（低低溫ESP）

主要功能是實現(xiàn)煙塵的高效脫除，同時實現(xiàn)SO3的協(xié)同脫除。當煙氣經(jīng)過煙氣冷卻器時，煙氣溫度降低至酸露點以下，SO3冷凝成硫酸霧，并吸附在粉塵表面，使粉塵性質發(fā)生了很大變化，導致粉塵比電阻降低，同時擊穿電壓升高、煙氣量減小，從而提高除塵效率，并脫除吸附在煙塵中的SO3，其脫除率一般不小于80%，最高可達95%。而且低低溫電除塵器的出口粉塵粒徑會增大，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。

目前低低溫電除塵技術最受關注的是低溫腐蝕和二次揚塵等問題。

灰硫比（D/S），即粉塵濃度（mg/m3）與SO3濃度（mg/m3）之比，是評價設備是否可能發(fā)生腐蝕的度量尺度。三菱重工研究表明，當灰硫比大于10時，腐蝕率幾乎為零。三菱重工實際應用的低低溫電除塵器灰硫比一般遠大于100，已經(jīng)交付的燃煤電廠低低溫電除塵器都沒有低溫腐蝕問題。美國南方電力公司也通過灰硫比來評價腐蝕程度，試驗研究顯示，當含硫量為2.5%時，灰硫比在50～100可避免腐蝕。通過對國外燃煤電廠低低溫電除塵器灰硫比的綜合分析，并結合國內部分典型燃煤電廠灰硫比計算結果，筆者認為，當灰硫比大于100時，一般不存在低溫腐蝕風險，低低溫電除塵器對我國煤種的適應性較好。

煙氣溫度降低，粉塵比電阻下降，粉塵與陽極板靜電黏附力有所降低，二次揚塵會有所增加，需采取相應措施。減少二次揚塵的措施主要有適當增加電除塵器容量、采用旋轉電極式電除塵技術或離線振打技術。在采取上述兩種措施之一的同時，還應設置合理的振打周期∶如末電場不產生反電暈時無需振打，陽極板積灰厚度1～2mm振打一次，其時間一般在2天左右；設置合理的振打制度∶如末電場各室不同時振打，最后2個電場不同時振打，末電場陰、陽極不同時振打；其他輔助方法∶出口封頭內設置槽形板，對部分逃逸或二次飛揚的粉塵進行再次捕集等。

低低溫電除塵技術可大幅提高除塵效率，并具節(jié)能效果，對SO3去除率最高可達95%以上，是SO3去除率最高的煙氣處理設備，可作為環(huán)保型燃煤電廠的首選除塵工藝。

（4）高脫硫、除塵效率的濕法煙氣脫硫裝置（WFGD）

主要功能是實現(xiàn)SO2的高效脫除，同時實現(xiàn)煙塵、SO3的協(xié)同脫除。低低溫電除塵器的出口煙塵平均粒徑大于3μm，可大幅提高濕法脫硫裝置協(xié)同除塵效果。同時，通過優(yōu)化設計脫硫塔及調整除霧器布置并改善其性能，除霧器出口煙氣攜帶霧滴濃度可達到或優(yōu)于20～40mg/m3的指標。通過改善噴淋層設計，保證吸收塔塔內氣流分布均勻度，保證每個噴嘴入口壓力均勻。采用單塔或組合式分區(qū)吸收技術，改變氣液傳質平衡條件，并優(yōu)化漿液pH值、液氣比、漿液霧化粒徑、氧硫比等參數(shù)，提高脫硫效率。優(yōu)化塔內煙氣流場，有效降低液氣比，降低能耗。濕法脫硫裝置的SO2脫除效率不低于98%，煙塵協(xié)同脫除效率大于70%。

（5）煙氣再熱器（FGR）

主要功能是將50℃左右的濕煙氣加熱成90℃左右的干煙氣，改善煙囪運行條件，同時還可避免石膏雨和煙囪冒白煙的現(xiàn)象，并提高外排污染物的擴散性，具體工程可根據(jù)環(huán)境評估報告或經(jīng)濟性比較后選擇性安裝。

2.2 污染物協(xié)同脫除要素

各個設備處理的污染物協(xié)同脫除要素如表2所示。

表2 各污染物協(xié)同脫除要素

2.3 技術優(yōu)勢

1）煙氣協(xié)同治理路線理念先進，現(xiàn)實可行；2）利用原有設備進行改造集成，初投資、運行成本增幅較??； 3）不會造成新的二次污染及能源消耗轉移；4）具有良好的技術適應性，可應用于新建或改造機組；5）不同模塊間具有良好的集成性能，可根據(jù)不同排放要求進行有效組合。

2.4 燃煤電廠不同排放限值的煙氣協(xié)同治理技術路線

（1）達到燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術路線

當燃煤電廠煙氣排放限值達到《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）要求時，可采用的煙氣協(xié)同治理技術路線（如圖1所示）。其中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于100（50）mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率不低于70%，此時無需配置WESP。

（2）優(yōu)于燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術路線

當燃煤電廠煙氣排放限值優(yōu)于《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）要求時，可采用的煙氣協(xié)同治理技術路線（如圖2所示）。其中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于30mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率不低于70%。當配置WESP時，其進口煙塵濃度宜小于30mg/m3。

圖1 達到燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術路線

圖2 優(yōu)于燃煤電廠大氣污染物排放限值的煙氣協(xié)同治理技術路線

（3）達到“超凈排放”的煙氣協(xié)同治理技術路線

當燃煤電廠污染物需達到“超凈排放”的要求時，可采用煙氣協(xié)同治理技術路線（如圖3所示）。

圖3 達到“超凈排放”的煙氣協(xié)同治理技術路線

當煙塵排放限值為5mg/m3時，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于20mg/m3，一般應小于15mg/m3，高效脫硫、除塵的濕法脫硫裝置的除塵效率應不低于70%。當配置WESP時，其進口煙塵濃度宜小于20mg/m3。

當煙塵排放限值為10mg/m3時，低低溫電除塵器出口煙塵濃度宜小于30mg/m3。當配置WESP時，其進口煙塵濃度宜小于30mg/m3。

3 煙氣協(xié)同治理技術路線的工程應用

3.1 國外應用情況

該技術路線在國外已有近20年的應用歷史，投運業(yè)績超過20個電廠，機組容量累計超15,000MW。典型電廠低低溫電除塵器應用情況見表3。

3.2 國內應用情況

國內在2010年開始加大對該技術路線的研發(fā)，目前已經(jīng)取得了一定的突破。

（1）浙江浙能嘉華發(fā)電有限公司1000MW機組，原電除塵器為雙列三室四電場靜電除塵器，出口煙塵濃度約50mg/m3，2014年初對該機組進行了低低溫電除塵技術改造，將煙氣溫度降至85.6℃左右，低于煙氣酸露點，電除塵器總集塵面積不變，所有電場采用高頻電源。2014年7月投運，經(jīng)測試，改造后電除塵器出口煙塵濃度值下降至15mg/m3，除塵效率大幅提高。

（2）華能榆社電廠300MW機組、華能長興電廠2×660MW機組均采用以低低溫電除塵技術為核心的煙氣協(xié)同治理技術路線，系統(tǒng)中不設置WESP，要求經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放小于5mg/m3。其中華能榆社電廠已于2014年8月上旬投運，效果良好。華能長興電廠每臺爐配套2臺雙室五電場靜電除塵器，設計煙氣溫度為90℃，電除塵器出口煙塵濃度設計值為15mg/m3，要求經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度≤5mg/m3；經(jīng)測試，ESP出口煙塵濃度約12mg/m3，經(jīng)濕法脫硫系統(tǒng)后，煙塵排放濃度為3.64mg/m3。

（3）浙江浙能臺州第二發(fā)電廠2×1000MW機組、浙能溫州電廠四期2×660MW機組新建工程，華能玉環(huán)電廠1000MW機組改造工程均采用了低低溫電除塵技術，設計煙氣溫度為85℃～90℃，設計除塵器出口排放值為15mg/m3，均將于2015年投入使用。

4 結語

針對我國日益嚴峻的大氣污染形勢，要經(jīng)濟、高效地實現(xiàn)燃煤電廠煙氣污染物的有效脫除，必須系統(tǒng)考慮，充分利用各污染物脫除設備之間的協(xié)同能力。燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術路線，不僅會為我國燃煤電廠煙氣治理開拓一條新路，也將對我國燃煤電廠的建設起到極大的促進作用。

表3 典型電廠低低溫電除塵器應用情況

[1] 燃煤電廠除塵技術路線指導意見[S].中國電力企業(yè)聯(lián)合會，2013.

[2] 燃煤電廠煙氣協(xié)同治理技術指南（試行）[S].華能國際電力股份有限公司標準化辦公室，2014.

[3] 酈建國，酈祝海，何毓忠，等.低低溫電除塵技術的研究及應用[J].中國環(huán)保產業(yè)，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低低溫EP系統(tǒng)的介紹[R]. 株式會社IHI，2010，6：1-16.

[7] 名嶋慎司.石炭火力用低低溫電気集塵裝置[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