摘要：國家對燃煤電廠污染物排放和總量有了更嚴(yán)格的控制，中國的煙氣減排市場企盼能夠?qū)崿F(xiàn)多效減排，帶來減排收益的新工藝，燃煤電廠近零排放煙氣深度凈化工藝路線應(yīng)運而生，利用深度脫硝、深度除塵、高效脫硫以及濕式電除塵多種先進技術(shù)高效結(jié)合，有效降低燃煤電廠污染物排放，實現(xiàn)近零排放，不僅具有顯著的環(huán)境效益、經(jīng)濟效益和社會效益，同時也符合中國及電力行業(yè)減排市場的需要。

1.前言

在21世紀(jì)煤炭仍將在我國能源中占主導(dǎo)地位，而且其利用量隨能源利用總量的增加也進一步增加。燃煤電廠仍然是耗煤大戶，2012年，中國大陸電力行業(yè)耗煤量約占煤炭總消耗量的一半，耗煤總量約18.55億噸，排放了SO2 883萬噸、NOx 948萬噸、粉塵151萬噸。因此有效控制燃煤電廠SO2、NOx和粉塵排放量已迫在眉睫，勢在必行。

國家和地方環(huán)保部門對燃煤電廠污染物排放和總量有了更嚴(yán)格的控制?！痘痣姀S大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223-2011)的規(guī)定：NOx排放濃度限值為100mg/m3，SO2排放濃度限值為50mg/m3，煙塵排放濃度限值為30mg/m3[1]。同時提出了燃煤電廠主要污染物排放達到/超過國家天然氣燃氣輪機排放限值的要求，即NOx排放濃度限值為50mg/m3，SO2排放濃度限值為35mg/m3，煙塵排放濃度限值為5mg/m3，實現(xiàn)近零排放。

中國的煙氣減排市場企盼能夠?qū)崿F(xiàn)多效減排，帶來減排收益，并能減少脫硫脫硝除塵系統(tǒng)運行成本的新工藝，燃煤電廠近零排放煙氣深度凈化工藝路線應(yīng)運而生，利用深度脫硝、深度除塵、高效脫硫以及濕式電除塵多種先進技術(shù)高效結(jié)合(見圖1)，有效降低燃煤電廠污染物排放，實現(xiàn)近零排放，不僅使用戶一次投資永久受益，同時也符合中國及電力企業(yè)減排市場的需要。

2. 煙氣深度凈化工藝路線

2.1 深度脫硝技術(shù)

燃煤電廠煙氣深度凈化治理工藝將實現(xiàn)燃煤電廠NOx污染物的高效、深度治理，控制NOx排放濃度<50 mg/m³，達到燃氣排放標(biāo)準(zhǔn)。合理選擇開發(fā)出組合脫硝深度控制工藝，可在較低的成本下實現(xiàn)NOx的深度治理。煙氣在鍋爐內(nèi)采用再燃脫硝技術(shù)，合理利用選擇性催化還原脫硝技術(shù)(SCR)或者選擇性非催化還原技術(shù)(SNCR)，以液氨、氨水或尿素為還原劑，實現(xiàn)燃煤電廠NOx污染物的高效、深度治理。

再燃技術(shù)采用空氣和燃料分層燃燒的方法來達到較高的脫硝率，是實現(xiàn)經(jīng)濟高效的多層優(yōu)化脫硝的又一個重要的技術(shù)手段(如圖2所示)。其技術(shù)原理是：一次燃料噴入主燃區(qū)，在氧化氣氛下劇烈燃燒，生成大量NOx的同時提高煤粉的早期燃盡;約15-20%的二次燃料在強還原氣氛條件下燃燒，將來自主燃區(qū)的NOx還原成N2。再燃技術(shù)將低NOx燃燒器、燃料與空氣的分級燃燒、以及鍋爐性能等作為一個整體來考慮，運用冷態(tài)模型試驗以及CFD模擬等先進技術(shù)，對鍋爐進行傳熱計算，并且對空氣管道、低氮燃燒器以及風(fēng)箱進行CFD模擬，模擬其流場、溫度場、濃度場等，NOx降低率約為50%-70%，適用于四角切圓、旋流燃燒器和“W”火焰燃燒的所有鍋爐。

針對中國燃煤電廠煙氣NOx濃度范圍為200~800mg/m3，制定不同的煙氣深度脫硝技術(shù)路線，可使燃煤電廠煙氣NOx排放達到燃氣排放標(biāo)準(zhǔn)，實現(xiàn)近零排放。

(1)再燃技術(shù)+SNCR技術(shù)路線(如圖3所示)

應(yīng)用范圍：NOx 濃度150~250mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55%)

技術(shù)效果：可使燃煤電廠排煙NOx含量小于50mg/m3

技術(shù)要求：

通過流場仿真，設(shè)計最合理的噴槍布置位置，使再燃燃料混合最優(yōu)化，并保證SNCR反應(yīng)在最佳溫度窗口范圍900-1000℃內(nèi)，實現(xiàn)脫硝最優(yōu)的效果。

再燃改造后NOx排放濃度：<100 mg/Nm3

SNCR氨逃逸<10 ppm

再燃+SNCR脫硝后，煙氣中NOx排放濃度：<50 mg/Nm3(2)再燃技術(shù)+SCR技術(shù)路線(如圖4所示)

應(yīng)用范圍：NOx 濃度250~650mg/m3(再燃效率40%~50%，SCR效率65%~85%)

技術(shù)效果：可使燃煤電廠排煙NOx含量小于50mg/m3

技術(shù)要求：

通過流場仿真，設(shè)計最合理的噴槍布置位置，使再燃燃料混合最優(yōu)化、并保證SCR進口煙氣分布均勻，達到脫硝最優(yōu)的效果 。

SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率 ≤1%

再燃+SCR脫硝后，煙氣中NOx排放濃度：<50 mg/Nm3

(3)再燃技術(shù)+SNCR+SCR技術(shù)路線(如圖5所示)

應(yīng)用范圍：NOx濃度650~800mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55% ，SCR效率78%~85%)

技術(shù)效果：可使燃煤電廠排煙NOx含量小于50mg/m3

技術(shù)要求：

通過流場仿真，設(shè)計最合理的噴槍布置位置，使再燃燃料混合最優(yōu)化、并保證SNCR反應(yīng)在最佳溫度窗口范圍900-1000℃內(nèi)，同時保證SCR進口煙氣分布均勻，實現(xiàn)脫硝最優(yōu)的效果。

SNCR氨逃逸<10 ppm、SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率 ≤1%

2.2 深度除塵技術(shù)

再燃+SNCR+SCR脫硝后，煙氣中NOx排放濃度：<50 mg/Nm3

袋式除塵器雖然除塵效率高，但存在壓力降大、濾袋壽命短、運行成本高、舊濾袋無法達到資源化利用等缺點。而電除塵器已經(jīng)有100多年的發(fā)展歷史，具有除塵效率高、適應(yīng)范圍廣、運行費用低、可靠性高、使用方便且無二次污染等獨特優(yōu)點，一直是燃煤電廠除塵設(shè)備的首選[2]。隨著新標(biāo)準(zhǔn)的推行，這給電除塵器技術(shù)帶來了挑戰(zhàn)，也帶來了機遇，為滿足該標(biāo)準(zhǔn)，國內(nèi)很大一部分燃煤電站現(xiàn)役電除塵器均需要提效改造，根據(jù)對相關(guān)資料的統(tǒng)計和推算，截至2013年4月，我國火電裝機容量達8.3億千瓦，但仍有約4億千瓦燃煤機組的除塵器需要進行升級改造，折算成600MW機組，數(shù)量約為700余臺套。因此，電除塵如何提效改造以及電除塵新技術(shù)的應(yīng)用已成為行業(yè)內(nèi)關(guān)注和研究的熱點問題[3]。同時要滿足低排放要求，大力發(fā)展和綜合應(yīng)用電除塵新技術(shù)作為除塵深度治理技術(shù)才是治本的關(guān)鍵，也是最佳的現(xiàn)實選擇。

2.2.1 移動電極電除塵技術(shù)

移動電極電除塵技術(shù)收塵機理與常規(guī)電除塵器完全相同，只是改傳統(tǒng)的振打清灰為清灰刷清灰，使極板始終保持干凈，可清除高比電阻粉塵、粘性粉塵[4]。由于清灰是在無煙氣流通的灰斗內(nèi)進行，消除了因清灰造成的二次飛揚，而且可以克服反電暈的發(fā)生。該技術(shù)具有高效、節(jié)能、適用性廣等優(yōu)點，能實現(xiàn)除塵效率達到99.8%以上，出口粉塵濃度低于30mg/m3。局限性是結(jié)構(gòu)復(fù)雜，對制造和安裝工藝要求較高，運動構(gòu)件位于煙塵中，維護復(fù)雜、可靠性差。國內(nèi)已有數(shù)套300MW及以上機組應(yīng)用，截至2012年底，已簽訂300MW及以上機組應(yīng)用的合同裝機容量超過18000MW，其中1000MW機組2套，600MW機組8套。

2.2.2 電凝并技術(shù)

含塵氣體進入除塵器前，對其進行分列荷電處理，使不同粒徑粉塵有效凝聚，形成大顆粒后進入除塵器;減少煙塵總質(zhì)量排放，有效提高ESP除塵效率;顯著減少PM2.5的排放，對PM2.5的捕集效率30～80%;并且有助于減少汞、砷等有毒元素的排放[5]。局限性為凝聚器的安裝需要一定長度的進口煙道，故其使用受到一定限制;提效又受除塵設(shè)備出口排放和粉塵粒徑影響，且其提效具有一定范圍，不適用收集磨琢性強的粉塵。在國內(nèi)中電投上海吳涇熱電廠300MW機組、江陰蘇龍熱電135MW機組等取得了應(yīng)用。

2.2.3 煙氣調(diào)質(zhì)技術(shù)

2.2.4 低低溫電除塵技術(shù)

借助飛灰表面毛細孔的孔壁場力、靜電力等力的作用，調(diào)質(zhì)劑(如水汽或硫酸)首先被吸附并凝結(jié)在這些毛細孔內(nèi)，繼而擴展到整個飛灰表面，形成一層水膜。飛灰表層所含的可溶金屬離子，將溶于形成的液膜中，而變得易于遷移。在電場力作用下，溶于膜中的離子以膜為媒介，快速遷移，傳遞電荷[6]。此外，通過改變飛灰的黏附性以及飛灰顆粒之間的作用力，增大飛灰的粒徑，提高粉塵層間的粘附能力，減少二次揚塵。煙氣調(diào)質(zhì)技術(shù)應(yīng)用靈活，高度集成，安裝方便，但要注意不是所有的工況都適合使用，也會受煙氣條件和粉塵性質(zhì)的影響和制約。對煤種、煙氣條件的適應(yīng)性往往經(jīng)過理論分析后，要再經(jīng)過實際實驗來確定比較有把握。

通過低溫省煤器或GGH降低電除塵器入口煙氣溫度至酸露點以下，一般約為90℃。這樣可使煙氣中的大部分SO3在熱回收器中冷凝，黏附在粉塵上并被粉塵中的堿性物質(zhì)中和，煙氣粉塵的比電阻大大降低，粉塵特性得到很大改善。這種方法可大幅提高除塵效率，同時可以去除煙氣中大部分的SO3[7]。該技術(shù)具有提效除塵、脫硫的同時，可利用余熱以節(jié)能、節(jié)水，解決了SO3腐蝕難題等優(yōu)點，能實現(xiàn)煙塵排放濃度可低于30mg/m3甚至更低;節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤耗1.0～3.5g/kWh。在國內(nèi)福建寧德電廠600MW機組、大唐國際潮州發(fā)電有限公司寧夏水洞溝660MW機組;上海漕涇一期1000MW機組等取得應(yīng)用。

2.2.5 新型電源技術(shù)

(1)高頻電源技術(shù)

高頻電源是把三相工頻電源經(jīng)三相整流成直流，經(jīng)逆變電路逆變成幾十千赫茲以上的高頻交流電流，然后通過高頻變壓器升壓，經(jīng)高頻整流器進行整流濾波，直流輸出至電場[8]。該技術(shù)具有：提效、節(jié)能、適應(yīng)性廣等優(yōu)點，能個實現(xiàn)除塵效率可達99.8%以上，煙塵排放濃度低于20mg/m3。

(2)脈沖高壓電源技術(shù)

脈沖高壓電源以窄脈沖(120μs及以下)電壓波形輸出為基本工作方式，其主要目的是在不降低或提高除塵器運行峰值電壓的情況下，通過改變脈沖重復(fù)頻率調(diào)節(jié)電暈電流，以抑制反電暈的發(fā)生，使電除塵器在收集高比電阻粉塵時有更高的收塵效率[9]。

2.3 高效脫硫技術(shù)

2.3.1 單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)

在脫硫工藝中，已開發(fā)的脫硫法有很多，有干法、半干法、以及濕法;其中濕法技術(shù)又有許多，如氧化鎂法、雙堿法、Wellman-Load法、氨法、海水法和檸檬酸鈉法等，但由于種種原因都無法與石灰/石灰石-石膏法競爭，工業(yè)占有率較低。石灰/石灰石-石膏法依然是如今應(yīng)用最廣泛，技術(shù)最成熟的脫硫工藝。為了滿足燃煤電廠新排放標(biāo)準(zhǔn)，實現(xiàn)脫硫提標(biāo)改造滿足燃氣標(biāo)準(zhǔn)，單塔雙循環(huán)以及雙塔雙循環(huán)石灰/石灰石-石膏法脫硫新技術(shù)應(yīng)運而生。

單塔雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)脫硫反應(yīng)原理與傳統(tǒng)濕法脫硫一致，但其在整個脫硫工藝路線中與傳統(tǒng)脫硫法具備更多的優(yōu)勢。工藝特點是將一個吸收塔分成上下兩段，分別控制兩段在不同的pH值下操作。上段(上循環(huán))pH控制在6左右，下段(下循環(huán))控制pH在4.5左右(見圖10)。這樣，在上循環(huán)段，高pH值的漿液有利于SO2的吸收，在下循環(huán)段，低pH值的漿液有利于硫酸鈣和亞硫酸鈣的溶解，利于亞硫酸鈣氧化成為石膏。每個循環(huán)的控制都是獨立的，并且易于優(yōu)化和快速調(diào)整。對于一些不利的運行工況，比如燃料或負荷變化能夠迅速反應(yīng)。

由于雙循環(huán)工藝使得上循環(huán)漿液中含有過量石灰石(約過量20%)，系統(tǒng)緩沖容量大。通過緩沖作用，系統(tǒng)地自動控制在一個穩(wěn)定的最佳pH范圍內(nèi)，不會隨氣流及負荷的變化而波動。這樣，在其他濕法工藝中所遇到的pH大幅度波動的情況在雙循環(huán)工藝中能夠得到避免。由于操作時pH穩(wěn)定，從而避免了CaSO4過飽和波動引起的結(jié)垢及堵塞。由此特別的工藝特征，使該工藝系統(tǒng)不需頻繁調(diào)整控制進料。所有操作有一套相對簡單的控制系統(tǒng)來完成。由于集液斗導(dǎo)流板設(shè)計，使得塔內(nèi)氣體經(jīng)集液斗后整流，少了塔中常遇到的死角、渦流現(xiàn)象，提高了塔的空間利用率，提高了整體的脫硫效率。

2.3.2 雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)

雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)是在單塔雙循環(huán)技術(shù)上的延伸和發(fā)展，反應(yīng)原理和單塔雙循環(huán)類似，都是以石灰石或石灰作為脫硫劑，通過石灰石漿液吸收氧氣中的二氧化硫從而達到凈化煙氣的目的，雙塔雙循環(huán)工藝中，一級循環(huán)吸收塔pH一般控制在4.5左右，在保證吸收效率的前提下，同時能改善亞硫酸鹽氧化，促進石膏晶體生長;二級循環(huán)吸收塔pH控制在5.8左右，對二氧化硫的吸收效果顯著[11](見圖11)。

雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)非常適應(yīng)于高含硫煤和脫硫效率要求非常高的改造工程，能有效的利用原有裝置，避免了重復(fù)建設(shè)和資源浪費;二級吸收塔建設(shè)期間，不影響原脫硫系統(tǒng)運行，縮短停爐改造時間。雙塔雙循環(huán)一級吸收塔和二級吸收塔循環(huán)系統(tǒng)彼此獨立，能夠分別控制兩吸收塔漿液pH值，在保證脫硫效率的前提下，同時促進亞硫酸鹽氧化和石膏晶體生長，提高副產(chǎn)物品質(zhì)。工程實踐證明，雙塔雙循環(huán)脫硫效率能達99%以上，脫硫石膏的含水率能達6%。副產(chǎn)物品質(zhì)高，能夠用做水泥緩凝劑、生成建筑石膏等。

2.4 濕式電除塵技術(shù)

常規(guī)電除塵器對粒徑10μm以上顆粒脫除效率高達99% 以上，但對于10 μm (特別是2.5 μm)以下微細顆粒難以收集。這是由于微細顆粒子難以荷電，而且電極振打產(chǎn)生二次揚塵容易使已捕集的微細粒子逸出，從而導(dǎo)致脫除效率急劇下降，煙氣中粉塵含量很難控制在20mg/m3，甚至30mg/m3。通過濕法脫硫，脫硫塔頂部經(jīng)常出現(xiàn)白色水霧，甚至是“石膏雨”，很難有效達到現(xiàn)行排放標(biāo)準(zhǔn)。2013年9月25日，國家環(huán)保部頒布了《環(huán)境空氣細顆粒物污染防治技術(shù)政策》中對工業(yè)污染源治理明確鼓勵火電企業(yè)采用濕式電除塵(WESP)等技術(shù)，防止脫硫造成的“石膏雨”等污染，為了符合更為嚴(yán)格排放標(biāo)準(zhǔn)，在脫硫塔后設(shè)置濕式電除塵器，進行煙氣深度凈化勢在必行。

WESP是在克服干式電除塵器及傳統(tǒng)噴水除塵器弊端的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的。其工作原理為：懸浮粒子氣溶膠荷電、帶電粒子在電場里遷移和捕集，粉塵從陽極板(布)表面上清洗三個基本過程。其工作過程是：電暈放電，使霧滴荷電，含塵離子處于霧滴的“包圍”之中，霧滴在向陽極板(布)移動的過程中與粉塵碰撞結(jié)合成較大荷電粒子，荷電粒子在電場力的作用下向收塵極遷移并被收塵極捕集。在噴淋作用下，粉塵被沖刷清除[12]。WESP既消除了傳統(tǒng)靜電除塵器產(chǎn)生爆炸的隱患和電暈閉塞現(xiàn)象，又解決了反電暈和高壓絕緣等問題;最重要是提高了除塵器的除塵效率達到了近零排放要求，同時消除了“石膏雨”。WESP具有煤種適應(yīng)性好，高效捕集SO3氣溶膠，可消除石膏雨，控制氨逃逸等優(yōu)點，能夠?qū)崿F(xiàn)除塵效率達到99.9% 以上，出口粉塵濃度可控制在20mg/m³ 甚至5mg/m³ 以下，PM2.5的去除率高達95%以上。在國內(nèi)湖南益陽300MW機組、福建上杭瑞翔紙業(yè)20t/h循環(huán)流化床鍋爐及上海長興島第二發(fā)電廠15MW機組等取得了應(yīng)用，效果良好。

3. 結(jié)論

“十二五”期間，我國新增2.5億kW煤電機組，燃煤電廠是SO2、NOx、粉塵的主要排放源之一，為完成“十二五”減排目標(biāo)，燃煤電廠污染物治理仍是重點。在國家對煙氣排污的指標(biāo)要求越來越嚴(yán)格，要求治理的污染物越來越多的宏觀政策環(huán)境，中國的煙氣減排市場企盼能夠?qū)崿F(xiàn)多效減排，帶來減排收益的新工藝路線。燃煤電廠近零排放煙氣深度凈化工藝路線(深度脫硝技術(shù)+深度除塵技術(shù)+高效脫硫技術(shù)+濕式電除塵技術(shù))具有脫硫脫硝除塵效率高;可實現(xiàn)全程自動化控制;各流程技術(shù)先進等顯著優(yōu)點。該技術(shù)工藝是實現(xiàn)燃煤電站主要污染物排放達到/超過國家天然氣燃氣輪機排放限值，實現(xiàn)近零排放的最佳工藝，環(huán)境效益、經(jīng)濟效益和社會效益顯著;符合我國及電力行業(yè)減排市場的需要。