趙雪，程茜，侯俊先

（中國環(huán)境保護(hù)產(chǎn)業(yè)協(xié)會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

1 脫硫脫硝行業(yè)技術(shù)發(fā)展情況

1.1 電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)發(fā)展情況

1.1.1 主要SO2超低排放控制技術(shù)

根據(jù)《燃煤電廠超低排放煙氣治理工程技術(shù)規(guī)范（征求意見稿）》標(biāo)準(zhǔn)中針對超低排放的要求，基于傳統(tǒng)的石灰石-石膏濕法脫硫工藝，不斷有新技術(shù)發(fā)展來提升脫硫效率。在采取增加噴淋層、利用流場均化技術(shù)、采用高效霧化噴嘴、性能增效環(huán)或增加噴淋密度等措施，提高傳統(tǒng)空塔噴淋技術(shù)脫硫性能的基礎(chǔ)上，石灰石-石膏濕法脫硫工藝又出現(xiàn)了pH值分區(qū)脫硫技術(shù)、復(fù)合塔脫硫技術(shù)等。

pH值分區(qū)脫硫技術(shù)是通過加裝隔離體、漿液池等方式對漿液實(shí)現(xiàn)物理分區(qū)或依賴漿液自身特點(diǎn)（流動方向、密度等）形成自然分區(qū)，以達(dá)到對漿液pH值的分區(qū)控制，完成煙氣SO2的高效吸收。目前工程應(yīng)用中較為廣泛的pH值分區(qū)脫硫技術(shù)包括單/雙塔雙循環(huán)、單塔雙區(qū)、塔外漿液箱pH值分區(qū)等。復(fù)合塔脫硫技術(shù)是在吸收塔內(nèi)部加裝托盤或湍流器等強(qiáng)化氣液傳質(zhì)組件，煙氣通過持液層時氣液固三相傳質(zhì)速率得以大幅提高，進(jìn)而完成煙氣SO2的高效吸收。目前工程應(yīng)用中較為廣泛的復(fù)合塔脫硫技術(shù)有托盤塔和旋匯耦合等。此外，基于其各自的工藝特點(diǎn)，海水脫硫、循環(huán)流化床脫硫及氨法脫硫工藝等在濱海電廠、循環(huán)流化床鍋爐二級脫硫、化工自備電站等領(lǐng)域超低排放工程中也有一定的應(yīng)用。

1.1.1.1 石灰石-石膏濕法脫硫

（1）單、雙塔雙循環(huán)脫硫

單塔雙循環(huán)技術(shù)最早源自德國諾爾公司，該技術(shù)與常規(guī)石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝相比，除吸收塔系統(tǒng)有明顯區(qū)別外，其它系統(tǒng)配置基本相同。該技術(shù)實(shí)際上是相當(dāng)于煙氣通過了兩次SO2脫除過程，經(jīng)過了兩級漿液循環(huán)，兩級循環(huán)分別設(shè)有獨(dú)立的循環(huán)漿池，噴淋層，根據(jù)不同的功能，每級循環(huán)具有不同的運(yùn)行參數(shù)。煙氣首先經(jīng)過一級循環(huán)，此級循環(huán)的脫硫效率一般在30%～70%，循環(huán)漿液pH控制在4.5～5.3，漿液停留時間約4min，此級循環(huán)的主要功能是保證優(yōu)異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結(jié)晶時間。經(jīng)過一級循環(huán)的煙氣進(jìn)入二級循環(huán)，此級循環(huán)實(shí)現(xiàn)主要的洗滌吸收過程，由于不用考慮氧化結(jié)晶的問題，所以pH可以控制在非常高的水平，達(dá)到5.8～6.2，這樣可以大大降低循環(huán)漿液量，從而達(dá)到很高的脫硫效率。

國內(nèi)首臺單塔雙循環(huán)機(jī)組廣東省廣州恒運(yùn)電廠于2014年7月順利實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)，2015年8月在百萬千瓦機(jī)組——國電浙江北侖電廠2臺100萬千瓦機(jī)組6號脫硫系統(tǒng)中首次得以應(yīng)用。雙塔雙循環(huán)技術(shù)采用了兩塔串聯(lián)工藝，對于改造工程，可充分利用原有脫硫設(shè)備設(shè)施。原有煙氣系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、石膏一級脫水系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)等采用單元制配置，原有吸收塔保留不動，新增一座吸收塔，亦采用逆流噴淋空塔設(shè)計方案，增設(shè)循環(huán)泵和噴淋層，并預(yù)留有1層噴淋層的安裝位置；新增一套強(qiáng)制氧化空氣系統(tǒng)，石膏脫水-石灰石粉儲存制漿系統(tǒng)等系統(tǒng)相應(yīng)進(jìn)行升級改造，雙塔雙循環(huán)技術(shù)可以較大提高SO2脫除能力，但對兩個吸收塔控制要求較高，適用于場地充裕，含硫量增加幅度的中、高硫煤增容改造項目。

（2）單塔雙區(qū)脫硫

單塔雙區(qū)技術(shù)通過在吸收塔漿池中設(shè)置分區(qū)調(diào)節(jié)器，結(jié)合射流攪拌技術(shù)控制漿液的無序混合，通過石灰石供漿加入點(diǎn)的合理設(shè)置，可以在單一吸收塔的漿池內(nèi)形成上下部兩個不同的pH值分區(qū)：上部低值區(qū)有利于氧化結(jié)晶，下部高值區(qū)有利于噴淋吸收，但沒有采用如雙循環(huán)技術(shù)等一樣的物理隔離強(qiáng)制分區(qū)的形式。同時，其在噴淋吸收區(qū)會設(shè)置多孔性分布器（均流篩板），起到煙氣均流及持液，達(dá)到強(qiáng)化傳質(zhì)進(jìn)一步提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的功效。單塔雙區(qū)技術(shù)可以較大提高SO2脫除能力，且無需額外增加塔外漿池或二級吸收塔的布置場地，且無串聯(lián)塔技術(shù)中水平衡控制難的問題。目前有8臺百萬千瓦機(jī)組、37臺60萬千瓦機(jī)組煙氣脫硫中應(yīng)用單塔雙區(qū)技術(shù)。

1）塔外漿液箱pH值分區(qū)脫硫

塔外漿液箱pH值分區(qū)技術(shù)是利用高pH有利于SO2的吸收、低pH有利于石膏漿液的氧化結(jié)晶的理論機(jī)理，在吸收塔附近設(shè)置獨(dú)立的塔外漿液箱，通過管道與吸收塔對應(yīng)部位相連，塔外漿液箱所連的循環(huán)泵對應(yīng)的噴淋層位于噴淋區(qū)域上部。塔外與塔內(nèi)的漿液分別對應(yīng)一級、二級噴淋，實(shí)現(xiàn)了下層噴淋漿液和上層噴淋漿液的物理強(qiáng)制pH值分區(qū)。

常規(guī)條件下，只需對吸收塔內(nèi)的漿液pH值進(jìn)行調(diào)節(jié)，控制塔內(nèi)漿池的強(qiáng)制氧化程度，相應(yīng)提高塔外漿液箱的漿液pH值，形成塔外漿液與塔內(nèi)漿池的雙pH值調(diào)控區(qū)間，強(qiáng)化二級噴淋的高pH值對SO2的深度吸收，大幅提高了脫硫效率。同時，其也在噴淋吸收區(qū)設(shè)置托盤（均流篩板），起到煙氣均流及持液，達(dá)到強(qiáng)化傳質(zhì)進(jìn)一步提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的功效。塔外漿液箱pH值分區(qū)工藝原理與單塔雙區(qū)較為相似，主要區(qū)別即在于以物理隔離方式實(shí)現(xiàn)pH值分區(qū)。浙能濱海電廠2×300MW機(jī)組、浙能樂清電廠2×660MW機(jī)組等數(shù)個項目均采用該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了SO2的超低排放。

2）旋匯耦合脫硫

旋匯耦合技術(shù)主要利用氣體動力學(xué)原理，通過特制的旋匯耦合裝置（湍流器）產(chǎn)生氣液旋轉(zhuǎn)翻騰的湍流空間，利于氣液固三相充分接觸，大大降低了氣液膜傳質(zhì)阻力，提高了傳質(zhì)速率，從而達(dá)到提高脫硫效率、洗滌脫除粉塵的目的，隨后煙氣經(jīng)過高效噴淋吸收區(qū)完成SO2吸收脫除。旋匯耦合技術(shù)配合使用管束式除塵除霧器，利用凝聚、捕集等原理，在煙氣高速湍流、劇烈混合、旋轉(zhuǎn)運(yùn)動的過程中，能夠?qū)煔庵袛y帶的霧滴和粉塵顆粒有效脫除，一定條件下實(shí)現(xiàn)吸收塔出口顆粒物低于5mg/m3，霧滴排放值不大于25mg/m3。大唐托克托電廠8×600MW電廠、重慶石柱2×350MW電廠（入口設(shè)計SO211,627mg/m3）等項目全部采用該技術(shù)，目前我國應(yīng)用該技術(shù)的脫硫機(jī)組超過百臺，其中百萬級機(jī)組有近20臺的應(yīng)用業(yè)績。

3）雙托盤脫硫

雙托盤脫硫技術(shù)是在脫硫塔內(nèi)配套噴淋層及對應(yīng)的循環(huán)泵條件下，在吸收塔噴淋層的下部設(shè)置兩層托盤，在托盤上形成二次持液層，當(dāng)煙氣通過托盤時氣液充分接觸，托盤上方湍流激烈，強(qiáng)化了SO2向漿液的傳質(zhì)和粉塵的洗滌捕捉，托盤上部噴淋層通過調(diào)整噴淋密度及霧化效果，完成漿液對SO2的高效吸收脫除。浙能嘉華電廠2×1000MW機(jī)組脫硫改造、華能長興電廠2×660MW新建機(jī)組等數(shù)十個項目均采用該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了SO2的超低排放。

1.1.1.2 煙氣循環(huán)流化床法脫硫

煙氣循環(huán)流化床脫硫技術(shù)是以循環(huán)流化床原理為反應(yīng)基礎(chǔ)的煙氣脫硫除塵一體化技術(shù)。針對超低排放，主要是通過提高鈣硫摩爾比、加強(qiáng)氣流均布、延長煙氣反應(yīng)時間、改進(jìn)工藝水加入和提高吸收劑消化等措施進(jìn)行了一定的改進(jìn)，同時基于煙塵超低排放的需要，對脫硫除塵器的濾料選擇也提出了更高的要求。循環(huán)流化床鍋爐爐內(nèi)脫硫后飛灰中含有大量未反應(yīng)的CaO且SO2濃度較低，因此煙氣循環(huán)流化床法脫硫工藝主要以爐后脫硫方式，在山西國金、華電永安等十余臺300MW級循環(huán)流化床鍋爐項目上實(shí)現(xiàn)了SO2和顆粒物超低排放。同時，也在鄭州榮齊熱電等個別200MW級特低硫煤機(jī)組煤粉爐項目上，實(shí)現(xiàn)了SO2和顆粒物超低排放。

1.1.1.3 氨法脫硫

氨法脫硫是資源回收型環(huán)保工藝。針對超低排放，主要是通過增加噴淋層以提高液氣比、加裝塔盤強(qiáng)化氣流均布傳質(zhì)等措施進(jìn)行了一定的改進(jìn)。氨法脫硫?qū)ξ談﹣碓?、周圍環(huán)境等有較嚴(yán)格的要求，在寧波萬華化工自備熱電5號機(jī)組、遼陽國成熱電等數(shù)個100MW級（以鍋爐煙氣量計）化工企業(yè)自備電站項目上實(shí)現(xiàn)了SO2的超低排放。

1.1.2 主要NOx超低排放控制技術(shù)

燃煤火電廠NOx控制技術(shù)主要有兩類：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術(shù)；二是對生成的NOx進(jìn)行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。煙氣脫硝技術(shù)主要有SCR、SNCR和SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)等。

（1）低氮燃燒技術(shù)

低氮燃燒技術(shù)是通過降低反應(yīng)區(qū)內(nèi)氧的濃度、縮短燃料在高溫區(qū)內(nèi)的停留時間、控制燃燒區(qū)溫度等方法，從源頭控制NOx生成量。目前，低氮燃燒技術(shù)主要包括低過量空氣技術(shù)、空氣分級燃燒、煙氣循環(huán)、減少空氣預(yù)熱和燃料分級燃燒等技術(shù)。該類技術(shù)已在燃煤火電廠NOx排放控制中得到了較多的應(yīng)用。目前已開發(fā)出第三代低氮燃燒技術(shù)，在600M～1000MW超超臨界和超臨界鍋爐中均有應(yīng)用，NOx濃度在170～240mg/m3。低氮燃燒技術(shù)具有使用簡單、投資較低、運(yùn)行費(fèi)用較低的特點(diǎn)，但受煤質(zhì)、燃燒條件限制，易導(dǎo)致鍋爐中飛灰的含碳量上升而降低鍋爐效率；若運(yùn)行控制不當(dāng)，會出現(xiàn)爐內(nèi)結(jié)渣、水冷壁腐蝕等現(xiàn)象，影響鍋爐運(yùn)行的穩(wěn)定性；在減少NOx生成方面的差異也較大。

（2）NOx脫除技術(shù)

SCR脫硝技術(shù)是目前世界上最成熟，實(shí)用業(yè)績最多的一種煙氣脫硝工藝，其采用NH3作為還原劑，將空氣稀釋后的NH3噴入到300℃～420℃的煙氣中，與煙氣均勻混合后通過布置有催化劑的SCR反應(yīng)器，煙氣中的NOx與NH3在催化劑的作用下發(fā)生選擇性催化還原反應(yīng)，生成無污染的N2和H2O。該技術(shù)自二十世紀(jì)90年代末從國外引進(jìn)，現(xiàn)在我國火電行業(yè)已得到廣泛應(yīng)用，并在工藝設(shè)計和工程應(yīng)用等多方面取得突破，業(yè)界已開發(fā)出高效SCR脫硝技術(shù)，以應(yīng)對日益嚴(yán)格的環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)。目前SCR脫硝技術(shù)已應(yīng)用于不同容量機(jī)組，該技術(shù)的脫硝效率一般為80%～90%，結(jié)合鍋爐低氮燃燒技術(shù)后可實(shí)現(xiàn)機(jī)組NOx排放濃度小于50mg/m3。SCR技術(shù)在高效脫硝的同時也存在以下問題：鍋爐啟、停機(jī)及低負(fù)荷時，煙氣溫度達(dá)不到催化劑運(yùn)行的溫度要求，導(dǎo)致SCR脫硝系統(tǒng)無法投運(yùn)；氨逃逸和SO3的產(chǎn)生導(dǎo)致硫酸氫氨生成，進(jìn)而導(dǎo)致催化劑和空預(yù)器堵塞；還有廢棄催化劑的處置難題；采用液氨做還原劑時的安全防護(hù)等級要求較高；氨逃逸引起的二次污染等。

SNCR脫硝技術(shù)在鍋爐爐膛上部煙溫850℃～1150℃區(qū)域噴入還原劑（氨或尿素），使NOx還原為水和N2。SNCR脫硝效率一般在30%～70%，氨逃逸一般大于3.8mg/m3，NH3/NOx摩爾比一般大于1。SNCR技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)在于不需要昂貴的催化劑，反應(yīng)系統(tǒng)比SCR工藝簡單，脫硝系統(tǒng)阻力較小、運(yùn)行電耗低。但存在鍋爐運(yùn)行工況波動易導(dǎo)致爐內(nèi)溫度場、速度場分布不均勻，脫硝效率不穩(wěn)定；氨逃逸量較大，導(dǎo)致下游設(shè)備產(chǎn)生堵塞和腐蝕等問題。國內(nèi)最早在江蘇闞山電廠、江蘇利港電廠等大型煤粉爐上應(yīng)用SNCR，隨后在各種容量的循環(huán)流化床鍋爐和中小型煤粉爐得到大量應(yīng)用，目前在300MW及以上新建煤粉鍋爐應(yīng)用很少。工程實(shí)踐表明，煤粉爐SNCR脫硝效率一般在30%～50%，結(jié)合鍋爐采用的低氮燃燒技術(shù)也很難實(shí)現(xiàn)機(jī)組NOx超低排放；循環(huán)流化床鍋爐配置SNCR效率一般在60%以上（最高可達(dá)80%），主要原因是循環(huán)流化床鍋爐尾部旋風(fēng)分離器提供了良好的脫硝反應(yīng)溫度和混合條件，因此結(jié)合循環(huán)流化床鍋爐低NOx的排放特性，可以在一定條件下實(shí)現(xiàn)機(jī)組的NOx超低排放。

SNCR/SCR聯(lián)合脫硝工藝，主要是針對場地空間有限的循環(huán)流化床鍋爐NOx治理而發(fā)展來的新型高效脫硝技術(shù)。SNCR宜布置于爐膛最佳溫度區(qū)間，SCR脫硝催化劑宜布置在上下省煤器之間。利用在前端SNCR系統(tǒng)噴入的適當(dāng)過量的還原劑，在后端SCR系統(tǒng)催化劑的作用下進(jìn)一步將煙氣中的NOx還原，以保證機(jī)組NOx排放達(dá)標(biāo)。與SCR脫硝技術(shù)相比，SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)中的SCR反應(yīng)器一般較小，催化劑層數(shù)較少，且一般不再噴氨，而是利用SNCR的逃逸氨進(jìn)行脫硝，適用于部分NOx生成濃度較高、僅采用SNCR技術(shù)無法穩(wěn)定達(dá)到超低排放的循環(huán)流化床鍋爐，以及受空間限制無法加裝大量催化劑的現(xiàn)役中小型鍋爐改造。但該技術(shù)對噴氨精確度要求較高，在保證脫硝效率的同時需要考慮氨逃逸泄漏對下游設(shè)備的堵塞和腐蝕。該技術(shù)應(yīng)用于高灰分煤及循環(huán)流化床鍋爐時，需注意催化劑的磨損。

政策倒逼技術(shù)的進(jìn)步，近年來我國在催化劑原料生產(chǎn)、配方開發(fā)、國情及工況適應(yīng)性等方面均取得了很大進(jìn)步，如高灰分耐磨催化劑技術(shù)、無釩催化劑、反應(yīng)器流場優(yōu)化技術(shù)等均得到成功應(yīng)用和推廣；同時對硝汞協(xié)同控制催化劑功能拓展、失活催化劑再生、廢棄催化劑回收等方面也取得了一定突破。

1.1.3 主要顆粒物超低排放控制技術(shù)

隨著《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）和《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》（發(fā)改能源〔2014〕2093號）的發(fā)布執(zhí)行，我國除塵器行業(yè)在技術(shù)創(chuàng)新方面成效顯著，一系列新技術(shù)在實(shí)踐應(yīng)用中取得了良好的業(yè)績。除濕式電除塵外，低低溫電除塵、高頻電源供電電除塵、超凈電袋復(fù)合除塵、袋式除塵等技術(shù)也得到快速發(fā)展和廣泛應(yīng)用，另外旋轉(zhuǎn)電極電除塵、粉塵凝聚技術(shù)、煙氣調(diào)質(zhì)、隔離振打、分區(qū)斷電振打、脈沖電源、三相電源供電等一批新型電除塵技術(shù)也已在一些電廠中得到應(yīng)用。

（1）低低溫電除塵

低低溫電除塵技術(shù)是從電除塵器及濕法煙氣脫硫工藝演變而來，在日本已有近20年的應(yīng)用歷史。三菱重工于1997年開始在大型燃煤火電機(jī)組中推廣應(yīng)用基于管式氣氣換熱裝置、使煙氣溫度在90℃左右運(yùn)行的低低溫電除塵技術(shù)，已有超6500MW的業(yè)績，在三菱重工的煙氣處理系統(tǒng)中，低低溫電除塵器出口煙塵濃度均小于30mg/m3，SO3濃度大部分低于3.57mg/m3，濕法脫硫出口顆粒物濃度可達(dá)5mg/m3以下，濕式電除塵器出口顆粒物濃度可達(dá)1mg/m3以下。目前日本多家電除塵器制造廠家均擁有低低溫電除塵技術(shù)的工程應(yīng)用案例，據(jù)不完全統(tǒng)計，日本配套機(jī)組容量累計已超5000MW，主要廠家有三菱重工（MHI）、石川島播磨（IHI）、日立（Hitachi）等。

低低溫電除塵技術(shù)是通過低溫省煤器或熱媒體氣氣換熱裝置（MGGH）降低電除塵器入口煙氣溫度至酸露點(diǎn)溫度以下（一般在90℃左右），使煙氣中的大部分SO3在低溫省煤器或MGGH中冷凝形成硫酸霧，黏附在粉塵上并被堿性物質(zhì)中和，大幅降低粉塵的比電阻，避免反電暈現(xiàn)象，從而提高除塵效率，同時去除大部分的SO3，當(dāng)采用低溫省煤器時還可降低機(jī)組煤耗。

國外低低溫電除塵技術(shù)已有近20年的應(yīng)用歷史，投運(yùn)業(yè)績超過20家電廠，機(jī)組容量累計超15,000MW，國外投運(yùn)情況為低低溫電除塵技術(shù)的國內(nèi)應(yīng)用提供了借鑒。福建大唐寧德電廠2×600MW燃煤發(fā)電機(jī)組是國內(nèi)首個采用低低溫電除塵技術(shù)進(jìn)行改造的電廠，目前低低溫電除塵技術(shù)在華能長興電廠2×660MW、臺州第二發(fā)電廠2×1000MW等數(shù)十臺機(jī)組上已經(jīng)得到應(yīng)用，運(yùn)行效果良好。

（2）高頻電源電除塵

高頻電源作為新型高壓電源，除具備傳統(tǒng)電源的功能外，還具有高除塵效率、高功率因數(shù)、節(jié)約能耗、體積小、結(jié)構(gòu)緊湊等突出優(yōu)點(diǎn)，同時具備直流和間歇脈沖供電等兩種以上優(yōu)越供電性能和完善的保護(hù)功能等特點(diǎn)，已成為《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）實(shí)施后電力行業(yè)中最主要的電除塵器供電電源。

大量工程實(shí)例證明，高頻電源工作在純直流方式下，可以大大提高粉塵荷電量，提高除塵效率；應(yīng)用于高粉塵濃度的電場，可以提高電場的工作電壓和荷電電流。特別是在電除塵器入口粉塵濃度高于30g/m3和高電場風(fēng)速（大于1.1m/s）時，應(yīng)優(yōu)先考慮在第一電場配套應(yīng)用高頻高壓電源；當(dāng)粉塵比電阻比較高時，電除塵器后級電場選用高頻電源，應(yīng)用間歇脈沖供電工作方式以克服反電暈，提高除塵效率并節(jié)能；在以提效節(jié)能為主要目的應(yīng)用中，可在整臺電除塵器配置高頻電源，并同時應(yīng)用斷電（減功率）振打等新控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)提效與節(jié)能的最大化。

經(jīng)過幾年的發(fā)展，高頻電源已經(jīng)作為電除塵供電電源的主流產(chǎn)品在工程中廣泛應(yīng)用，產(chǎn)品容量從32～160kW，電流從0.4～2.0A，電壓從50～80kV，已形成系列化設(shè)計，并在大批百萬千瓦機(jī)組電除塵器中應(yīng)用。

（3）濕式電除塵器

濕式電除塵器具有除塵效率高、克服高比電阻產(chǎn)生的反電暈現(xiàn)象、無運(yùn)動部件、無二次揚(yáng)塵、運(yùn)行穩(wěn)定、壓力損失小、操作簡單、能耗低、維護(hù)費(fèi)用低、生產(chǎn)停工期短、可工作于煙氣露點(diǎn)溫度以下、由于結(jié)構(gòu)緊湊而可與其它煙氣治理設(shè)備相互結(jié)合、設(shè)計形式多樣化等優(yōu)點(diǎn)。同時，其采用液體沖刷集塵極表面來進(jìn)行清灰，可有效收集細(xì)顆粒物（一次PM2.5）、SO3氣溶膠、重金屬（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有機(jī)污染物（多環(huán)芳烴、二英）等，協(xié)同治理能力強(qiáng)。使用濕式電除塵器后，顆粒物排放可達(dá)5mg/m3以下。在燃煤電廠濕法脫硫之后使用，還可解決濕法脫硫帶來的“石膏雨”、藍(lán)煙、酸霧等問題，緩解下游煙道、煙囪的腐蝕，節(jié)約防腐成本。

初期投運(yùn)的超低排放煤電機(jī)組，普遍在濕法脫硫系統(tǒng)后加裝濕式電除塵器，濕式電除塵器目前已成為應(yīng)對PM2.5及多種污染物協(xié)同治理的主要終端處理設(shè)備之一，在各種容量機(jī)組中均有大量應(yīng)用。

（4）電袋復(fù)合除塵器

電袋復(fù)合除塵器是指在一個箱體內(nèi)緊湊安裝電場區(qū)和濾袋區(qū)，將電除塵的荷電除塵及袋除塵的過濾攔截有機(jī)結(jié)合的一種新型高效除塵器，按照結(jié)構(gòu)可分為整體式電袋復(fù)合除塵器、嵌入式電袋復(fù)合除塵器和分體式電袋除塵器。它具有長期穩(wěn)定的低排放、運(yùn)行阻力低、濾袋使用壽命長、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用低、適用范圍廣及經(jīng)濟(jì)性好的優(yōu)點(diǎn)，出口煙塵濃度可達(dá)10mg/m3以下。

整體式電袋復(fù)合除塵器被快速推廣應(yīng)用到燃煤鍋爐煙塵治理上，最大應(yīng)用單機(jī)容量為1000MW機(jī)組，共12臺，其中新密電廠100萬千瓦機(jī)組電袋是迄今為止世界上首臺投運(yùn)的最大型電袋復(fù)合除塵器。目前，已投運(yùn)的電袋復(fù)合除塵器超過350臺，配套應(yīng)用總裝機(jī)容量已突破20萬MW，實(shí)測除塵器出口煙塵濃度4～30mg/m3，其中低于20mg/m3的占50%以上；運(yùn)行阻力560～1100Pa，平均852Pa；95%的項目濾袋壽命大于4年。其中部分項目實(shí)現(xiàn)了出口煙塵濃度5mg/m3以下，如珠海電廠2×700MW機(jī)組，除塵器出口煙塵濃度分別為2.55mg/m3、3.15mg/m3。

（5）袋式除塵器

袋式除塵技術(shù)是通過利用纖維編織物制作的袋狀過濾元件，來捕集含塵氣體中的固體顆粒物，達(dá)到氣固分離的目的，其過濾機(jī)理是慣性效應(yīng)、攔截效應(yīng)、擴(kuò)散效應(yīng)和靜電效應(yīng)的協(xié)同作用。袋式除塵器具有長期穩(wěn)定的高效率低排放、運(yùn)行維護(hù)簡單、煤種適用范圍廣的優(yōu)點(diǎn)，出口煙塵濃度可達(dá)10mg/m3以下。電力行業(yè)最常用的袋式除塵器按清灰方式可分為低壓回轉(zhuǎn)脈沖噴吹袋式除塵器和中壓脈沖噴吹袋式除塵器。隨著火力發(fā)電污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的日趨嚴(yán)格，袋式除塵器在濾料、清灰方式等方面均有改進(jìn)，尤其是濾料在強(qiáng)度、耐溫、耐磨以及耐腐蝕等方面綜合性能有大幅度提高，袋式除塵器已成為電力環(huán)保煙塵治理的主流除塵設(shè)備，并且應(yīng)用規(guī)模逐年穩(wěn)定增長。

我國袋式除塵器通過不斷的結(jié)構(gòu)改進(jìn)、技術(shù)創(chuàng)新和工程實(shí)踐總結(jié)，逐步改善了運(yùn)行阻力大、濾袋壽命短的問題，可實(shí)現(xiàn)出口煙塵濃度低于30mg/m3甚至在10mg/m3以下，運(yùn)行阻力小于1500Pa，濾袋壽命大于3年。自2001年大型袋式除塵器在內(nèi)蒙古豐泰電廠200MW機(jī)組成功應(yīng)用以來，近十余年，袋式除塵器在我國電力燃煤機(jī)組中得到了大量推廣應(yīng)用，最大配套單機(jī)容量600MW，據(jù)不完全統(tǒng)計，累計配套總裝機(jī)容量逾8萬MW，成為電力行業(yè)主要除塵技術(shù)之一。

1.2 非電行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)發(fā)展情況

目前在非電行業(yè)中，10t/h以下的工業(yè)鍋爐基本沒有脫硫設(shè)施，根據(jù)各地方工業(yè)鍋爐污染物防治政策，該部分極小型鍋爐會逐步關(guān)停拆除。煙氣脫硫主要集中分布在65t/h以上的鍋爐部分。蒸發(fā)量大于等于20t/h（14MW）的燃煤工業(yè)鍋爐或蒸發(fā)量小于400t/h的燃煤熱電鍋爐以及相當(dāng)煙氣量爐窯的新建、改建和擴(kuò)建濕法煙氣脫硫工程主要采用濕法脫硫工藝，包括石灰石-石膏法、氧化鎂法、氨法、鈉堿法、雙堿法等，設(shè)計脫硫效率不小于90%。對于65t/h以下的工業(yè)鍋爐，在保證脫硫效率不低于80%的情況下，綜合考慮設(shè)備投入和運(yùn)行成本，可選用旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法、循環(huán)流化床煙氣脫硫等半干法脫硫技術(shù)以及活性焦/炭吸附法等干法脫硫技術(shù)。非電行業(yè)環(huán)保改造可直接沿用火電行業(yè)燃煤機(jī)組脫硫脫硝技術(shù)，無需或只需較少改動。主要脫硫技術(shù)如下：

（1）濕法脫硫技術(shù)

采用石灰石、石灰等作為脫硫吸收劑，在吸收塔內(nèi)，吸收劑漿液與煙氣充分接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣（或氫氧化鈣）以及鼓入的氧化空氣進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)從而被脫除，最終脫硫副產(chǎn)物為石膏。該技術(shù)的脫硫效率一般大于95%，可達(dá)98%以上。SO2排放濃度一般小于100mg/m3，可達(dá)50mg/m3以下。單位投資約為150～250元/kW或15萬～25萬元/m2燒結(jié)面積。運(yùn)行成本一般低于0.015元/kW·h。

（2）氨法脫硫技術(shù)

尤其適用于自有氨源的化工行業(yè)。采用一定濃度的氨水（NH3·H2O）或液氨作為吸收劑，在一個結(jié)構(gòu)緊湊的吸收塔內(nèi)洗滌煙氣中的SO2達(dá)到煙氣凈化的目的。形成的脫硫副產(chǎn)品是可作農(nóng)用肥的硫酸銨，不產(chǎn)生廢水和其它廢物，脫硫效率保持在95%～99.5%，可保證出口SO2濃度在50mg/Nm3以下；單位投資約為150～200元/kW；運(yùn)行成本一般低于0.01元/kW·h。

（3）活性焦/炭吸附法

在一定溫度條件下，活性焦/炭吸附煙氣中的SO2、氧和水蒸汽，在活性焦/炭表面活性點(diǎn)的催化作用下，SO2氧化為SO3，SO3與水蒸汽反應(yīng)生成硫酸，吸附在活性焦的表面。采用活性焦/炭的干法煙氣脫硫技術(shù)，其脫硫效率高，脫硫過程不用水，無廢水、廢渣等二次污染問題。

（4）干法/半干法脫硫

半干法是把脫硫過程和脫硫產(chǎn)物處理分別采用不同的狀態(tài)反應(yīng)，特別是在濕狀態(tài)下脫硫、在干狀態(tài)下處理脫硫產(chǎn)物的半干法，既有濕法脫硫工藝反應(yīng)速度快、脫硫效率高的優(yōu)點(diǎn)，又有干法脫硫工藝無廢水廢液排放、在干狀態(tài)下處理脫硫產(chǎn)物的優(yōu)勢。

由于運(yùn)行負(fù)荷變化較大，爐內(nèi)工況較為復(fù)雜，燃煤工業(yè)鍋爐煙氣NOx的控制存在一些困難。同時，大多數(shù)燃煤工業(yè)鍋爐都沒有預(yù)留改造空間，改造場地較為緊張，增加了NOx治理工程的難度。目前，在京津冀等執(zhí)行特別排放限值的地區(qū)，鼓勵優(yōu)先采用低氮燃燒技術(shù)、脫硫脫硝除塵一體化控制技術(shù)，如果仍不能達(dá)標(biāo)，采用尾端治理技術(shù)。在工業(yè)鍋爐尾端治理技術(shù)中，應(yīng)用較多的是SCR脫硝技術(shù)、SNCR脫硝技術(shù)、臭氧氧化脫硝技術(shù)以及上述各技術(shù)的組合。主要脫硝技術(shù)簡介如下：

1）SNCR脫硝技術(shù)

以氨或者尿素為還原劑，將還原劑噴入煙氣中，然后還原劑與氮氧化物發(fā)生反應(yīng)，生成氮?dú)夂退诤线m的溫度范圍內(nèi)，脫硝效率可超過60%。當(dāng)進(jìn)口煙氣NOx濃度在350mg/Nm3以內(nèi)，出口煙氣NOx濃度可以實(shí)現(xiàn)100mg/Nm3。投資費(fèi)用比同等條件下SCR低60%左右。

2）SCR脫硝技術(shù)

采用選擇性催化還原法，以氨為還原劑、利用商用或自主開發(fā)的新型脫硝催化劑，將煙氣中的NOx還原為氮?dú)?。該技術(shù)的脫硝效率一般大于80%。

3）臭氧氧化脫硝技術(shù)

以臭氧為氧化劑將煙氣中不易溶于水的NO氧化成更高價的氮氧化物，然后以相應(yīng)的吸收液對煙氣進(jìn)行噴淋洗滌，實(shí)現(xiàn)煙氣的脫硝處理。該技術(shù)的脫硝效率高（90%），對煙氣溫度沒有要求，可作為其它脫硝技術(shù)的補(bǔ)充，達(dá)到深度脫硝。

2 脫硫脫硝行業(yè)新技術(shù)開發(fā)與應(yīng)用

2.1 電力行業(yè)

2.1.1 脫除燃煤煙氣中SO3

燃煤火電廠煙氣排放當(dāng)中，SO3是一種危害性極強(qiáng)的污染物，其主要危害表現(xiàn)在：1）是PM2.5的重要前驅(qū)體；2）SO3與逃逸的氨反應(yīng)生成硫酸氫銨，附著于飛灰表面，加劇空預(yù)器堵塞，影響電廠安全穩(wěn)定運(yùn)行，增加運(yùn)行成本；3）SO3的濃度升高，導(dǎo)致硫酸氫銨的生成濃度增加，造成脫硝裝置催化劑的最低連續(xù)噴氨溫度升高，導(dǎo)致SCR脫硝裝置在低負(fù)荷條件下無法投運(yùn)，造成NOx無控排放。

2018年2月28日，杭州市發(fā)布《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（征求意見稿）》。其中對SO3提出了具體排放限值，自標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施之日起，新建燃煤熱電鍋爐及65t/h以上燃煤鍋爐SO3執(zhí)行5mg/m3限值，現(xiàn)有鍋爐自2020年7月1日起也執(zhí)行上述標(biāo)準(zhǔn)。隨著環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格，各地政府對燃煤電廠SO3的管控正逐漸提上日程。

目前，SO3有效去除的手段包括低低溫電除塵器、濕式電除塵和堿基噴吹技術(shù)。低低溫電除塵將煙氣溫度降至酸露點(diǎn)以下，使氣態(tài)的SO3冷凝成液態(tài)的硫酸霧，系統(tǒng)對SO3的去除率一般在80%以上，最高可達(dá)95%，是目前SO3去除率最高的煙氣處理設(shè)備；濕式電除塵器除了可以達(dá)到其它除塵設(shè)備難以達(dá)到的極低的排放指標(biāo)外，對于SO3、重金屬汞也具有脫除作用；堿基吸附劑噴吹技術(shù)是控制SO3排放的主要技術(shù)手段，其主旨是在鍋爐省煤器出口至SCR反應(yīng)器一段低溫?zé)煹纼?nèi)，噴入堿性的吸收劑（鈉基或鈣基），發(fā)生中和反應(yīng)降低煙氣SO3濃度，去除煙氣中的SO3，避免SO3與逃逸氨生成硫酸氫銨，減緩空預(yù)器堵塞和腐蝕，進(jìn)而降低SCR噴氨溫度，實(shí)現(xiàn)脫硝裝置的全負(fù)荷運(yùn)行。同時生成的硫酸鈣或硫酸鈉等顆粒物可通過下游除塵設(shè)備予以脫除，減少SO3排放造成的PM2.5污染。

國內(nèi)絕大部分燃煤火電廠并未安裝專門脫除SO3的環(huán)保設(shè)施，由于硫酸霧極易吸附在煙塵顆粒表面，因此對于燃煤火電企業(yè)超低排放改造來說，在改造時可以統(tǒng)籌考慮SO3和煙塵的協(xié)同脫除。目前有兩種改造方式都可以達(dá)到較好的SO3脫除效果：以低低溫電除塵器為主的協(xié)同控制方式和環(huán)保設(shè)施末端加裝濕式電除塵器。燃煤火電廠可以根據(jù)燃煤煤質(zhì)、場地條件、改造費(fèi)用和廢水處理方式等選擇合適的改造工藝。SO3的控制技術(shù)是近些年來受到廣泛關(guān)注且進(jìn)步很快的技術(shù)，高效率、低成本脫除SO3及其資源化利用是未來重要發(fā)展方向。

2.1.2 發(fā)展低成本、高效率脫硫廢水零排放技術(shù)

石灰石-石膏濕法是目前國內(nèi)大型燃煤電廠鍋爐煙氣脫硫的主流技術(shù)，為控制脫硫漿液中Cl-濃度或平衡其他離子濃度，必須定期排出部分經(jīng)過石膏水力旋流站濃縮所得的溢流液，即脫硫廢水，因廢水中含有煙氣中吸收過來并逐步濃縮的大量溶解鹽、固體懸浮物及少量氟離子、重金屬離子等有害污染物，不能直接排放。據(jù)中國能源報報道，目前國內(nèi)只有少數(shù)火電廠真正實(shí)現(xiàn)脫硫廢水零排放，真正實(shí)施“零排放”技術(shù)的只有20余家燃煤電廠。

目前脫硫廢水的處理方法主要是通過加藥凝聚澄清去除固體懸浮物、氟離子、重金屬離子等有害污染物、調(diào)整pH、降低COD。這種常規(guī)脫硫廢水處理方法的處理效果有限，但由于環(huán)境排放標(biāo)準(zhǔn)、技術(shù)處理手段、投資等多方面的因素，目前的脫硫廢水處理未對廢水中的大量溶解鹽含量進(jìn)行處理。不降低含鹽量的外排脫硫廢水對水體的直接危害將更加嚴(yán)重。隨著《水污染防治行動計劃》的頒布和可預(yù)期新的水污染排放標(biāo)準(zhǔn)的提高，高含鹽含氨（脫硝逃逸氨）的脫硫廢水零排放將會日益緊迫。

目前，我國脫硫廢水零排放技術(shù)仍處于廣泛研究與初步應(yīng)用探索階段?，F(xiàn)有零排放技術(shù)的投資成本普遍較高且運(yùn)行費(fèi)用較大。如何組合現(xiàn)有工藝，揚(yáng)長避短，實(shí)現(xiàn)低成本脫硫廢水零排放，提高廢水和礦物鹽的綜合利用率，將是今后脫硫廢水零排放研究的重點(diǎn)。目前燃煤電廠脫硫廢水零排放系統(tǒng)設(shè)計關(guān)鍵在于如何針對一廠一水的特質(zhì)進(jìn)行充分?jǐn)?shù)據(jù)摸底、小試分析，并充分考慮以上各單元工藝本身對水質(zhì)的邊界要求，做到科學(xué)合理、嚴(yán)謹(jǐn)周詳；此外，結(jié)合電廠實(shí)際經(jīng)濟(jì)條件以及結(jié)晶鹽處理處置規(guī)定等，在實(shí)現(xiàn)廢水零排放的同時，不給電廠及周邊帶來新增環(huán)保和經(jīng)濟(jì)壓力。

2018年3月30日，國家能源投資集團(tuán)股份有限公司在江蘇泰州對泰州電廠2號機(jī)（1000MW）的低成本脫硫廢水零排放的整套工藝流程和核心設(shè)備組織了驗(yàn)收會。北京國電龍源環(huán)保工程有限公司創(chuàng)新性地提出了低品位余熱濃縮、高品位熱源干燥的技術(shù)路線，系統(tǒng)簡潔、工藝合理、運(yùn)行可靠，實(shí)現(xiàn)了低成本廢水零排放，該項目已通過驗(yàn)收。

2.1.3 開發(fā)（超）高硫煤煙氣超低排放技術(shù)

我國煤種的硫分變化范圍較大，從0.1%到10%都有。從總體上看，我國屬于高硫煤儲量較多的國家，據(jù)統(tǒng)計，我國煤炭資源中有大約30%的煤硫分含量在2%以上，尤其西南地區(qū)有些煤田含硫量高達(dá)10%。對于（超）高硫分高灰分燃煤機(jī)組，現(xiàn)有的超低排放技術(shù)主要存在以下問題：1）漿液的pH值波動幅度大，難以控制；2）中間產(chǎn)物—亞硫酸鈣的氧化效果差，石膏結(jié)晶困難；3）吸收塔內(nèi)的流場均勻性對于脫硫效率的影響大；4）實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放所需的液氣比很大，能耗高；5）達(dá)不到超低排放要求。針對高硫分高灰分燃煤機(jī)組超低排放難題，可在現(xiàn)有超低排放技術(shù)的基礎(chǔ)上，采用多級洗滌工藝方案，實(shí)現(xiàn)煙氣中污染物的高效脫除，保證超高硫分高灰分燃煤機(jī)組實(shí)現(xiàn)超低排放。其主要原理是通過采用漿液分區(qū)多級洗滌的方式進(jìn)一步提高脫硫效率，其中采用低pH值的漿液對煙氣進(jìn)行一次洗滌，脫除煙氣中大部分的SO2，同時在該低pH區(qū)內(nèi)實(shí)現(xiàn)高效氧化。其次采用高pH值的漿液對煙氣進(jìn)行二次洗滌，達(dá)到高效脫硫的要求。

面對新的環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)，中西部地區(qū)的（超）高硫分高灰分燃煤電廠將面臨超低排放的要求。對于（超）高硫分高灰分燃煤機(jī)組，目前國內(nèi)外還沒有適用的超低排放技術(shù)。因此，開發(fā)一套適用于（超）高硫分高灰分燃煤機(jī)組的脫硫除塵超低排放技術(shù)，不僅可以消除已有高硫分高灰分燃煤電廠的超低排放壓力，而且能對未來火電廠廣泛使用成本較低的超高硫分高灰分燃煤提供技術(shù)保障，實(shí)現(xiàn)環(huán)境效益、經(jīng)濟(jì)效益和社會效益的有機(jī)統(tǒng)一。

2.1.4 開發(fā)高效節(jié)能低負(fù)荷脫硝控制技術(shù)

SCR系統(tǒng)是目前大型火力發(fā)電鍋爐普遍采用的一種高效脫硝裝置，其催化劑的工作溫度受煙氣成分影響，要求通過SCR反應(yīng)器的煙氣溫度應(yīng)始終保持在300℃～420℃，否則脫硝系統(tǒng)無法正常工作。近年來隨著全社會用電量的下降，由于燃煤機(jī)組參與調(diào)峰，電網(wǎng)調(diào)度頻繁啟停機(jī)及低負(fù)荷運(yùn)行情況越來越明顯，機(jī)組啟停機(jī)、低負(fù)荷運(yùn)行時SCR入口煙溫低于催化劑正常工作溫度窗口而導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)無法投運(yùn)。同時，現(xiàn)代大容量燃煤鍋爐為提高鍋爐效率，普遍采用降低排煙溫度的措施來減少排煙熱損失。在低負(fù)荷條件下，煙氣溫度又隨著負(fù)荷的降低而進(jìn)一步降低，造成低負(fù)荷時SCR入口煙氣的溫度已降至300℃以下，無法滿足脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行要求。

為實(shí)現(xiàn)低負(fù)荷脫硝，可通過省煤器改造來提高SCR入口煙氣溫度，滿足機(jī)組低負(fù)荷工況下SCR脫硝的正常運(yùn)行。省煤器改造包括省煤器給水旁路改造、省煤器分級改造及省煤器煙氣旁路改造等三類，其目的均為降低省煤器內(nèi)的換熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙氣溫度的目的，解決低負(fù)荷下SCR的投運(yùn)問題。

低負(fù)荷煙氣脫硝超低排放同時需要進(jìn)行脫硝系統(tǒng)前煙氣流場優(yōu)化。直接沿用傳統(tǒng)SCR脫硝流場的計算方法和模擬計算方式進(jìn)行超低排放工程的流場數(shù)值模擬計算，所得的流場參數(shù)與實(shí)際工程中的現(xiàn)實(shí)流場參數(shù)嚴(yán)重不符，脫硝效率難以達(dá)到煙氣脫硝超低排放標(biāo)準(zhǔn)，同時氨逃逸過多。采用物理建模方式計算SCR脫硝流場，并附以數(shù)值模擬進(jìn)行計算，有望使煙氣速度偏差減小至8%以下、煙氣NOx濃度偏差減小至±2%以下，由此會使脫硝系統(tǒng)的脫硝效率提高至90%以上，氨逃逸嚴(yán)格控制在3ppm以下，因此，可成功達(dá)到煙氣脫硝的超低排放標(biāo)準(zhǔn)。

在日趨嚴(yán)格的環(huán)保政策限制下，實(shí)行低負(fù)荷脫硝是必行之路，各發(fā)電企業(yè)可根據(jù)自身的鍋爐設(shè)備布置、管道設(shè)計情況以及改造效果情況綜合考慮擇優(yōu)選取適合本企業(yè)的改造方案。從而合理制定出燃煤機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)低負(fù)荷脫硝的控制對策，以減少污染物的排放。

2.1.5 治理燃煤電廠“有色煙羽”現(xiàn)象

目前，我國燃煤電廠脫硫設(shè)施90%以上機(jī)組均采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，該工藝可使煙氣溫度降低至45℃～55℃，這些低溫飽和濕煙氣直接經(jīng)煙囪進(jìn)入大氣環(huán)境，遇冷凝結(jié)成微小液滴，從而產(chǎn)生“有色煙羽”（濕煙羽）。雖然單純的“有色煙羽”對環(huán)境質(zhì)量沒有影響，但影響環(huán)境感觀，有時甚至?xí)徽`認(rèn)為有毒、有害廢氣。濕煙氣凝結(jié)形成的微小水滴雖然危害不大，但會對周圍居民生活造成一定的困擾，生態(tài)環(huán)境管理部門也經(jīng)常接到類似的投訴。因此，許多燃煤電廠把消除“有色煙羽”作為超低排放改造的重要內(nèi)容之一。

“有色煙羽”治理技術(shù)可分為三大類：煙氣再熱技術(shù)、煙氣冷凝技術(shù)和煙氣冷凝再熱復(fù)合技術(shù)。煙氣再熱技術(shù)是當(dāng)前應(yīng)用最為廣泛的技術(shù)，結(jié)合時下煙氣超低排放及節(jié)能的要求，具有最廣闊的應(yīng)用前景；煙氣冷凝技術(shù)對“有色煙羽”的治理亦有明顯的效果，且能實(shí)現(xiàn)多污染物聯(lián)合脫除。該技術(shù)目前在行業(yè)中的多數(shù)應(yīng)用并不完全針對濕煙羽的治理，主要目的是減排、收水和節(jié)水，其技術(shù)指標(biāo)未結(jié)合濕煙羽的消除來制定，但在客觀上已起到了濕煙羽治理的作用；冷凝再熱技術(shù)是煙氣加熱和煙氣冷凝技術(shù)的組合使用，綜合了加熱技術(shù)和冷凝技術(shù)的特點(diǎn)，對于濕煙羽治理有更寬廣的適用范圍。濕式電除塵器、除霧器、聲波除霧和煙囪收水環(huán)等技術(shù)雖然可以有效去除煙氣的凝結(jié)水，但由于煙氣凝結(jié)水在煙氣中水汽的占比十分有限，因此類似技術(shù)難以作為治理濕煙羽的主流技術(shù)，不能有效消除濕煙羽。

燃煤電廠的“有色煙羽”現(xiàn)象已經(jīng)受到相關(guān)部門關(guān)注，政府陸續(xù)將燃煤鍋爐消除“有色煙羽”寫入地方環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，煙羽治理專利技術(shù)也在國內(nèi)部分地區(qū)開始擴(kuò)展。隨著燃煤電廠超低排放改造的推進(jìn)，“有色煙羽”治理將成為燃煤電廠環(huán)保治理的重要工作之一。

2.1.6 建設(shè)智慧電力環(huán)保大數(shù)據(jù)平臺

在大數(shù)據(jù)和“互聯(lián)網(wǎng)+”大背景下，煤電煙氣污染控制數(shù)據(jù)與大數(shù)據(jù)互聯(lián)網(wǎng)充分結(jié)合將使煤電環(huán)保產(chǎn)生新的飛躍。煤電煙氣控制設(shè)備及系統(tǒng)經(jīng)過長時間的運(yùn)行，積累了大量的數(shù)據(jù)和經(jīng)驗(yàn)，通過模擬手段對煤電煙氣污染控制系統(tǒng)建立模型，將系統(tǒng)設(shè)計、運(yùn)行參數(shù)、經(jīng)營數(shù)據(jù)和市場政策變化信息充分利用，將為現(xiàn)有整個污染控制系統(tǒng)及單個設(shè)備提供快速的、合理的優(yōu)化改造方案。還能提供技術(shù)創(chuàng)新指導(dǎo)、常見問題規(guī)避、環(huán)保型評估等標(biāo)準(zhǔn)模塊化服務(wù)。

電力環(huán)保大數(shù)據(jù)平臺圍繞火電廠環(huán)保設(shè)施運(yùn)營管理業(yè)務(wù)，嘗試通過大數(shù)據(jù)分析技術(shù)解決運(yùn)行優(yōu)化、故障診斷、業(yè)務(wù)知識在線檢索與問答等問題?？赏ㄟ^對脫硫脫硝系統(tǒng)歷史數(shù)據(jù)的采集分析，運(yùn)用人工智能技術(shù)，學(xué)習(xí)過往及現(xiàn)行的脫硫脫硝節(jié)能調(diào)節(jié)處理流程，通過智能機(jī)器學(xué)習(xí)和分析，提供脫硫脫硝運(yùn)行最優(yōu)工況，調(diào)整輔助建議，實(shí)現(xiàn)脫硫脫硝設(shè)備的智慧節(jié)能。例如，對脫硫物耗的優(yōu)化，主要是減少石灰石耗量，通過控制石灰石漿液泵流量來實(shí)現(xiàn)。根據(jù)《電力環(huán)保大數(shù)據(jù)平臺開發(fā)及智能運(yùn)用》介紹，以脫硫物耗優(yōu)化的實(shí)現(xiàn)方法為例，首先提取脫硫裝置影響供漿流量的所有參數(shù)的歷史數(shù)據(jù)，涵蓋各種工況，經(jīng)標(biāo)準(zhǔn)化清理，去除異常，導(dǎo)入平臺；采用大數(shù)據(jù)分類算法對數(shù)據(jù)按機(jī)組負(fù)荷、入口SO2濃度和出口SO2濃度等進(jìn)行詳細(xì)分類和劃分工況；針對每一種工況查詢出最優(yōu)值，并記錄形成優(yōu)化運(yùn)行庫；根據(jù)實(shí)時數(shù)據(jù)，在優(yōu)化庫中匹配工況，以曲線等方式給出最優(yōu)參考給漿流量。智能電網(wǎng)的實(shí)現(xiàn)的確需要大數(shù)據(jù)做支撐，電力環(huán)保大數(shù)據(jù)平臺將對環(huán)保產(chǎn)業(yè)的發(fā)展將會產(chǎn)生重要的影響。

2.2 非電行業(yè)

2.2.1 活性焦/炭脫硫脫硝一體化法

活性焦/炭協(xié)同凈化以物理-化學(xué)吸附和催化反應(yīng)原理為基礎(chǔ)，能實(shí)現(xiàn)一體化脫硫、脫硝、脫重金屬及除塵的煙氣集成深度凈化，SO2被氧化成SO3后制成硫酸，氮氧化物則在還原劑NH3的氣氛下，經(jīng)由催化作用生成無害的N2和H2O，其脫硝反應(yīng)溫度不低于100℃，且脫硝過程在脫硫過程之后。反應(yīng)溫度要求脫硫必須采用干法，因此形成活性焦脫硫脫硝一體化技術(shù)。整個反應(yīng)過程無廢水、廢渣排放，無二次污染。

活性焦脫硫脫硝一體化法已應(yīng)用于鋼鐵燒結(jié)機(jī)的煙氣脫硫脫硝，是適應(yīng)燒結(jié)煙氣脫硫和集成凈化的先進(jìn)環(huán)保技術(shù)。從日本住友在太鋼450m2燒結(jié)機(jī)上興建的國內(nèi)首套全進(jìn)口活性焦協(xié)同凈化項目，到由上?？肆?、中冶北方于江蘇永鋼2號450m2燒結(jié)機(jī)建成的首套有自主知識產(chǎn)權(quán)的活性焦一體化脫除技術(shù)，表明我國已在此領(lǐng)域有了較大突破，投資和運(yùn)行成本均有較大幅度的降低，理論上可實(shí)現(xiàn)90%以上的脫硫效率與50%以上的脫硝效率，雖然仍存在較多實(shí)際問題，如運(yùn)行穩(wěn)定性等，但此法作為目前唯一在國內(nèi)具備成功應(yīng)用案例的協(xié)同治理工藝，隨著進(jìn)一步的摸索改進(jìn)，可作為一種較適用的治理技術(shù)。

對于有色爐窯來說，活性焦脫硫脫硝一體化技術(shù)的優(yōu)勢在于，不存在重金屬氧化物使催化劑中毒問題。脫硝過程位于收塵和脫硫之后，對冶煉、收塵和脫硫過程沒有影響。不利之處在于采用活性焦脫硫脫硝反應(yīng)效率都不高，更適合處理NOx濃度300～500mg/m3，含SO2濃度1000～3000mg/m3的煙氣，否則一次性投資和運(yùn)行成本會大大增加。而有色冶煉煙氣含SO2濃度都普遍偏高。太鋼公司的450耐燒結(jié)機(jī)組采用日本的活性焦脫硫脫硝一體化技術(shù)。煙氣中初始NOx濃度約300mg/m3、SO2濃度約820mg/m3；出口NOx濃度約180mg/m3，SO2濃度約35mg/m3。其脫硝效率達(dá)到33%，脫硫效率達(dá)到95%。

2.2.2 臭氧氧化脫硝技術(shù)

氧化吸收脫硝法以臭氧為氧化劑將煙氣中不易溶于水的NO氧化成NO2或更高價的氮氧化物，然后以相應(yīng)的吸收液（水、堿溶液、酸溶液或金屬絡(luò)合物溶液等）對煙氣進(jìn)行噴淋洗滌，使氣相中的氮氧化物轉(zhuǎn)移到液相中，實(shí)現(xiàn)煙氣的脫硝處理。

全套臭氧氧化脫硝工藝系統(tǒng)簡單，容易在原有脫硫塔基礎(chǔ)上改造并實(shí)現(xiàn)脫硫脫硝同時進(jìn)行，脫硝效率高（可達(dá)90%以上）。根據(jù)煙氣中氮氧化物的實(shí)時監(jiān)測，可實(shí)現(xiàn)氧化劑（臭氧）投加量的精確控制，使系統(tǒng)的運(yùn)行效率不受鍋爐運(yùn)行狀態(tài)影響。系統(tǒng)運(yùn)行溫度低，可實(shí)現(xiàn)低溫脫硝處理。系統(tǒng)運(yùn)行效率不隨運(yùn)行時間增加而下降，大大減少脫硝系統(tǒng)的停機(jī)檢修時間。臭氧的氧化能力也能實(shí)現(xiàn)對煙氣中其它有害成分（如汞）的氧化脫除，能滿足將來越來越嚴(yán)格的環(huán)保要求。目前，該技術(shù)開始在國內(nèi)石化行業(yè)應(yīng)用，其脫硝效率一般大于85%，可達(dá)90%以上。NO排放濃度可達(dá)20mg/m3以下，100萬m3/h工程投資大致為5000萬元左右，運(yùn)行成本一般低于16元（每公斤NO）。該技術(shù)成熟穩(wěn)定、運(yùn)行簡單和脫硝效率高，且可以運(yùn)用于溫度較低的煙氣脫硝中，以及燃煤電站鍋爐煙氣深度脫硝。

“十一五”以來，在國家相關(guān)科技計劃的資助下，我國在臭氧發(fā)生器放電結(jié)構(gòu)和放電介質(zhì)的設(shè)計研究、大功率變頻諧振電源與臭氧發(fā)生器的參數(shù)研究、整體結(jié)構(gòu)和放電管模塊化結(jié)構(gòu)的圖紙設(shè)計研究、冷卻系統(tǒng)、檢測系統(tǒng)、PLC控制系統(tǒng)的研究設(shè)計以及臭氧發(fā)生系統(tǒng)的可靠性分析等方面取得重要進(jìn)展，大幅提高了大型臭氧發(fā)生器的制造水平，使裝置具有高效率、低能耗、體積小、壽命長、運(yùn)行穩(wěn)定可靠和價格低等顯著優(yōu)點(diǎn)。

2.2.3 氨法脫硫技術(shù)

氨法煙氣脫硫技術(shù)具有脫硫效率高、無二次污染和可資源化回收等特點(diǎn)，滿足循環(huán)經(jīng)濟(jì)要求等優(yōu)勢。其主要原理是以氨基物質(zhì)（液氨、氨水、碳銨和尿素等）作吸收劑。在吸收塔內(nèi)，吸收液與煙氣充分接觸混合，煙氣中的SO2與吸收液中的氨進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)而被脫除，吸收產(chǎn)物被鼓入的空氣氧化后最終生成脫硫副產(chǎn)物硫酸銨，硫酸銨經(jīng)干燥和包裝后，得到水分＜1%的商品硫酸銨。

國際上，氨法脫硫于20世紀(jì)70年代首次應(yīng)用。在我國，氨法脫硫技術(shù)首先用于硫酸行業(yè)，主要用于制酸尾氣的吸收治理。在煙氣脫硫領(lǐng)域，氨法的發(fā)展較遲。近年來，隨著合成氨工業(yè)的不斷發(fā)展以及氨法脫硫工藝自身的不斷改進(jìn)和完善，我國氨法脫硫技術(shù)取得了較快的發(fā)展，在氨逃逸控制、高硫煤的脫硫效率、氨的回收利用率等多方面實(shí)現(xiàn)突破，并已建成工程案例。

該技術(shù)的脫硫效率一般為95%～99.5%，能保證出口SO2濃度在50mg/Nm3以下，單位投資為150～200元/kW，運(yùn)行成本一般低于0.01元/kW?h。該技術(shù)成熟穩(wěn)定、脫硫效率高且投資及運(yùn)行費(fèi)用適中，裝置設(shè)備占地面積小。適用于燃煤鍋爐煙氣脫硫。該技術(shù)燃煤硫分適應(yīng)強(qiáng)，可用于0.3%～8%甚至更高的硫分燃煤，且應(yīng)用于中、高硫煤時經(jīng)濟(jì)性更加突出，煤的含硫量越高，副產(chǎn)品硫酸銨產(chǎn)量越大，脫除單位SO2的運(yùn)行費(fèi)用越低。同時鍋爐也因?yàn)槭褂弥小⒏吡蛎菏沟贸杀窘档?。環(huán)保效益和經(jīng)濟(jì)效益一舉兩得。