張 序 李建軍

（1.四川大學建筑與環(huán)境學院，四川成都，610065；2.四川大學國家煙氣脫硫工程技術研究中心，四川成都，610065）

1 前言

當前，我國社會經(jīng)濟發(fā)展突飛猛進，經(jīng)濟效益顯著提高，但與此同時，我國空氣環(huán)境質(zhì)量也正遭受著前所未有的挑戰(zhàn)。京津冀、長三角及珠三角三大工業(yè)區(qū)大氣污染持續(xù)加重［1］。我國對煤炭資源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃燒利用率低和開采污染等問題，而我國的經(jīng)濟發(fā)展和能源資源條件決定了以“煤炭為主”的能源結構在短期內(nèi)難以改變。由此看來，與調(diào)整能源結構相比，強化末端治理是能夠在短期內(nèi)控制大氣污染形勢的有效措施。

從2011年到2013年，為應對霧霾天氣，控制大氣污染形勢，國務院先后頒布了“節(jié)能減排十二五規(guī)劃”、“大氣污染防治十條措施”（簡稱大氣“十條”）等政策性文件以及《火電廠大氣污染物排放標準（GB13223－2011）》等一系列有關污染物排放新標準，力求加大對電力、鋼鐵、水泥等行業(yè)污染物排放的治理力度；因此，在國家政策和民生駁論的重重壓力之下，中國大氣治理延向了新思路——超低排放。

2 污染物控制技術

2.1 超低排放概念

當前，超低排放的新思路獲得了社會各界的追捧，然而，“超低排放”概念在我國法律法規(guī)上還沒有明確定義?！俺团欧拧币庵紝⑽廴疚锱欧帕拷档阶畹?，以逐步減少燃煤企業(yè)對社會、環(huán)境造成的弊端影響。基于其意旨，我國專家學者一致認為，在當前階段，使燃煤火電機組的大氣主要污染物排放標準達到天然氣燃氣機組的排放標準，即可稱之為“超低排放”。各項指標與《火電廠大氣污染物排放標準（GB13223－2011）》的對比值如表1［2］。當然，隨著環(huán)保技術與生產(chǎn)技術的進步和發(fā)展，在未來實現(xiàn)真正意義上的“近零排放”不是沒有可能。

2.2 煙塵控制技術

靜電除塵器有著運行穩(wěn)定、維護方便、適應煙氣條件范圍廣且效率高等優(yōu)點。近年來，從節(jié)能減排、工藝完善、綜合利用的角度出發(fā)，將靜電除塵器與煙氣余熱利用系統(tǒng)、高頻電源等新技術相結合，成為除塵工藝的新趨勢。實現(xiàn)煙塵超低排放的技術路線可設計為：低低溫電除塵器（配高頻電源）＋ 濕式電除塵器。

高頻電源是采用了現(xiàn)代高頻開關技術的新一代電除塵器供電電源，與普通工頻電源不同的是，其輸入的是三相交流電（380V、50Hz），經(jīng)三相整流后變?yōu)橹绷鳎?50V），再經(jīng)橋逆變?yōu)楦哳l交流電，最終由整流變壓器升壓整流得到直流高壓電（90V），供電除塵器使用。高頻電源電能轉換率高、電暈功率大，可提高電場內(nèi)空氣電離的效率，增加粉塵的荷電量，為除塵起到節(jié)能減排的效果［3］；江蘇射陽港發(fā)電廠預對其在建的第二臺660MW超超臨界機組（6號機組）電除塵采用高頻電源供電，6號爐配有雙室四電場臥式除塵器，根據(jù)各個電場粉塵的收集情況及使用負荷，決定在一場采用 HF－O1型1.6A/72kV高頻電源，二、三、四電場采用 HF－O1型1.4A/72kV高頻電源。射陽港電廠5號機組已投運，其電除塵器除采用了工頻電源之外，其他設施與6號在建機組相同，可為除塵效率提供對比。對5、6號爐電除塵出口進行連續(xù)336h監(jiān)測，5號爐煙塵排放濃度44.6mg/m3，而6號爐可達28.4mg/m3，且6號機組電除塵電場總功耗比5號機組減少67.4%［4］，因此，選用高頻電源供電可實現(xiàn)較好的節(jié)能減排效果。

表1 三項污染物排放標準［2］

低低溫電除塵技術最早在日本研發(fā)并應用于三菱公司解決其排煙和SO3引起的酸腐蝕問題，隨后被引進國內(nèi)，開始加大對低低溫電除塵技術的研發(fā)。通常煙氣經(jīng)過空預器后的溫度（120～150℃）稱為低溫范圍，而低低溫電除塵技術是在空預器之后，電除塵之前加裝低溫型省煤器或煙氣換熱裝置（GGH），將電除塵入口煙氣溫度進一步降低至90℃左右（低低溫范圍）。在低低溫狀態(tài)，由于溫度降低，一方面，煙塵比電阻降低，可以減輕因高比電阻引起的“反電暈”現(xiàn)象的發(fā)生；另一方面，排煙溫度下降，排煙量隨即減小，煙塵在電場中的流速降低，有利于除塵效率的提高。除此之外，SO3隨著氣溫的降低由氣態(tài)變?yōu)橐簯B(tài)，粘附在粉塵上，不僅有利于粉塵的去除，而且還減緩了SO3對后續(xù)設備的腐蝕問題，但要注意保證煙氣經(jīng)過GGH后的溫度高于酸露點，以避免對后續(xù)設備的腐蝕。

濕式電除塵在集塵板上采用噴水的方式將煙塵沖刷到灰斗中隨水排出，即可以控制二次揚塵和“石膏雨”現(xiàn)象，又可協(xié)同去除煙氣中SO3微液滴、汞等污染物。在煙氣凈化技術路線中可設置在脫硫裝置后作為二級除塵，確保較高的除塵效率。

2.3 二氧化硫的控制技術

濕法脫硫技術具有較高的脫硫效率，應用廣泛，其中較為成熟的石灰石－石膏濕法脫硫工藝為大部分燃煤電廠所采用。石灰石－石膏脫硫工藝的增效改造方案主要有工藝調(diào)控與設備改造兩方面。對已建電廠的改造應優(yōu)先考慮對原塔進行調(diào)控，調(diào)控手段集中圍繞提高吸收塔液氣比展開，例如增加噴淋層、提高單層噴淋密度或增加原塔高度，脫硫效率可達95%；除此之外，添加高效脫硫增效劑也可使脫硫效率大為提高。新建燃煤電廠通常采用新型吸收塔設備，例如單塔雙循環(huán)技術、雙塔串聯(lián)技術、雙塔并聯(lián)技術及雙托盤技術等。其中，綜合脫硫效率、經(jīng)濟效益、運行管理等因素，單塔雙循環(huán)技術成為新建電廠脫硫工藝的首選，其兩級漿液池相互獨立，各自保持適宜的pH值環(huán)境，解決了脫硫過程中吸收、氧化兩階段對漿液pH值要求不同的問題，既有利于SO2的吸收，又有利于亞硫酸鈣的氧化，提高了石膏品質(zhì)。廣州恒運熱電廠300MW機組煙氣脫硫SO2入口濃度3846mg/m3，改造前采用回流式循環(huán)流化床脫硫工藝，SO2排放濃度192.3mg/m3，采用單塔雙循環(huán)技術按照一爐一塔方式改造后，SO2排放濃度低于20mg/m3，且脫硫效率在投運后3個月均穩(wěn)定在99%以上［5］。

2.4 氮氧化物控制技術

對于氮氧化物的控制，應基于對氮氧化物在燃燒過程中的形成及脫除機理的研究，盡可能在燃煤選材、燃燒中及燃燒后三個環(huán)節(jié)對其進行嚴格控制，將合理使用燃料、燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合，最大限度的降低NOX的排放量。目前已形成的氮氧化物控制技術路線為：低氮燃燒技術＋SCR煙氣脫硝技術。

低氮燃燒技術主要通過降低過量空氣系數(shù)、縮短燃料在高溫區(qū)內(nèi)的停留時間、降低燃燒區(qū)溫度等手段來減少氮氧化物的生成量，該技術目前主要分為三種：燃料分級技術、空氣分級技術（OFA）和低氮燃燒器（LNB）。其中，低氮燃燒器綜合了前兩者的技術優(yōu)點，為當前大部分燃煤電廠所采用。截止2009年底，我國電力行業(yè)幾乎300MW及以上燃煤機組均安裝了LNB，且從2013開始，許多燃煤電廠還對LNB進行了技術上的改造，低氮燃燒器改造主要圍繞低NOx噴燃器和尾部受熱面SCR的改造來進行。經(jīng)過低氮燃燒后一般可以使NOx排放濃度降低30%～60%，對低氮燃燒器改造后可進一步減少NOX產(chǎn)生量。江蘇鹽城發(fā)電有限公司對480t/h鍋爐低氮燃燒改造后，氮氧化物排放濃度從450～550mg/Nm3降到260mg/Nm3左右［6］；廣東珠海電廠對四角切圓濃淡分離燃燒器進行改造后，氮氧化物排放濃度可控制在200mg/m3以內(nèi)［7］；陜西錦界發(fā)電公司600MW機組經(jīng)低氮燃燒改造后，氮氧化物排放濃度平均下降70%左右，效果最佳可控制在128mg/m3～135mg/m3之間［8］。

在燃煤電廠煙氣處理的技術路線中，SCR裝置通常安裝在鍋爐排煙后，省煤器與空預器之間，為高灰型。由于燃煤產(chǎn)生的飛灰量大，硬度高，使得在安裝設計SCR裝置時應重點考慮飛灰堵塞、催化劑沖蝕磨損、堿或堿土金屬中毒及催化劑清潔等問題。因此，可通過對SCR空預器受熱面、入口煙道、灰斗、導流板的改造及催化劑型式和吹灰器的選擇，來提高催化劑的抗腐蝕、抗堵塞性能，最大限度的延長催化劑的使用壽命。通常燃煤發(fā)電機組脫硝催化劑裝置采用“2＋1”或“3＋1”模式，這種模式需定期依次更換新催化劑，催化劑用量大，且無再生利用設計，費用高。如若將催化劑進行再生處理，不但可省去廢棄催化劑的處理環(huán)節(jié)，而且比購買新催化劑費用節(jié)省一半左右。李德波，廖永進對SCR脫硝催化劑的更新提出了使用再生催化劑方案，即先安裝2層新催化劑，預留第3層（備用層），當需要更換催化劑時，先增加備用層催化劑，再依次對活性最低層催化劑進行再生，始終保持反應器內(nèi)留有1層空催化劑層。這種方案的成本是傳統(tǒng)方式的60%，運行時間可達32400h，是傳統(tǒng)方式的1.5倍［9］。

深圳媽灣電廠對其六臺鍋爐（亞臨界壓力、控制循環(huán)汽包爐）進行脫硝改造，采用LNB＋SCR脫硝方案，脫硝裝置按一爐兩臺設計，所用煤種屬于煙煤。脫硝反應器位于送風機與一次風機的上方，以尿素為還原劑。經(jīng)雙尺度強防渣高效低氮燃燒器后，NOX濃度可下降到290mg/m3，再經(jīng)SCR系統(tǒng)處理，NOX出口濃度可達69mg/m3。其中，3號機組（300MW）改造效果最佳，NOX排放濃度低達34 mg/m3，符合超低排放標準（50mg/m3）［10］。

3 超低排放技術路線

我國在煙氣脫硫脫硝領域已有多年的研究與工程實踐經(jīng)驗，超低排放走進人們視線的同時，圍繞超低排放的污染控制集成技術路線也應運而生，并有了一些工程應用示范。

歐洲燃煤電廠采用的污染物排放技術路線如圖1。

圖1 歐洲燃煤電廠污染物排放技術路線

鍋爐出口煙氣通過SCR選擇性催化脫硝，空預器降溫，再經(jīng)干式電除塵器除塵。脫硫裝置前后各設一套熱交換器，一級GGH起到降溫作用，將溫度降低到脫硫吸收塔所需溫度，能更好地發(fā)揮脫硫性能，同時回收余熱用于加熱汽機冷凝水系統(tǒng)；二級GGH設在排煙之前用于煙氣升溫，防治煙囪腐蝕。這種布置方式不足之處在于無法利用煙氣溫度降低帶來除塵效率的提高。

與歐洲電廠傳統(tǒng)技術路線不同，日本于20世紀90年代末期推行的技術路線中，將一級煙氣熱交換器改設置在空預器與干式電除塵器之間，使得煙氣溫度在除塵之前就降低至低溫狀態(tài)，有利于除塵效率的提高。同時，其回收熱量又可通過閉式循環(huán)水媒介用于排煙之前的煙氣升溫。為保證煙塵及其他污染物的協(xié)同去除，還可在脫硫裝置后增設濕式電除塵。技術路線如圖2。

圖2 日本燃煤電廠污染物排放技術路線

4 工程實例

2014年8月，國華三河電廠在役350MW亞臨界機組完成了工程示范，這是國華電力公司于2013年提出的“高品質(zhì)綠色發(fā)電計劃”首個技改項目，也是京津冀地區(qū)首臺實現(xiàn)“近零排放”的燃煤機組。該項目以神華煤（W（s）為0.4%～0.8%、灰分為7%～16%、熱值為21～24MJ/kg）為燃料，技術路線為：低氮燃燒＋SCR＋低低溫電除塵（高頻電源）＋濕式脫硫技術＋濕式電除塵［11］。經(jīng)鍋爐空氣分級低氮燃燒后鍋爐爐膛出口NOX濃度低于100mg/m3，總脫硝效率達80%以上，NOX最終排放濃度小于35mg/m3；經(jīng)過低低溫電除塵配高頻電源和濕式電除塵兩級除塵裝置，煙塵最終排放量可達5mg/m3；濕式脫硫裝置采用單塔脫硫系統(tǒng)，經(jīng)強化傳質(zhì)可使SO2排放值控制在9mg/m3。國華三河電廠1號機組脫硫效率超過99%，脫硝效率超過80%，濕式電除塵器除塵效率超過75%，三項指標排放值均符合煙氣超低排放標準，為國內(nèi)火電機組實現(xiàn)“近零排放”提供了示范。

5 結語

超低排放旨在將燃煤機組的污染物排放控制在燃氣機組的排放標準以內(nèi)，針對煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項指標的控制，設計有針對性的技術路線，進行設備改造。

推動燃煤電廠進行超低排放改造，有助于我國環(huán)保事業(yè)的發(fā)展，也有利于企業(yè)技術水平的提升，具有其積極的意義。但超低排放改造對于企業(yè)來說，也有改造費用負擔較重、工藝復雜系統(tǒng)運行阻力大、穩(wěn)定性降低等問題，還有待進一步解決。我們期待超低排放在將來能夠得到更好的發(fā)展。

［1］羅爾男.我國大氣污染防治立法現(xiàn)狀及對策［J］.法制與社會，2014，9（中）.

［2］環(huán)境保護部.火電廠大氣污染物排放標準（GB13223－2011）.［S］.2011－07－29.

［3］朱法華，李輝，王強.高頻電源在我國電除塵器上的應用及節(jié)能減排潛力分析［J］.環(huán)境工程技術學報，2011，1（1）.

［4］張榮發(fā)，皋德華.高頻電源在660MW機組電1塵器中的應用［J］.電力科技與環(huán)保，2015，31（2）.

［5］王國強，黃成群.單塔雙循環(huán)脫硫技術在300MW燃煤鍋爐中的應用［J］.重慶電力高等?？茖W校學報，2013，18（5）.

［6］單錦宏.480t/h鍋爐低氮燃燒器改造與運行優(yōu)化調(diào)整［J］.江蘇電機工程，2014，33（6）.

［7］何連金.珠海電廠700MW鍋爐燃燒器改造［J］.電力學報，2015，30（1）.

［8］焦林生，薛曉壘，金理鵬.600MW機組低氮燃燒器改造效果分析［J］.科技視界.

［9］李德波.燃煤電站SCR脫硝催化劑更換策略研究［J］.中國電力，2014，47（3）.

［10］練玉坤.300MW燃煤鍋爐LNB＋SCR法煙氣脫硝技術的應用［J］.科技風.

［11］王樹民，宋暢，陳寅彪，等.燃煤電廠大氣污染物“近零排放”技術研究及工程應用［J］.環(huán)境科學研究，2015，28（4）.