燃煤电厂非传统大气污染物控制展望

摘 要：无论是从包括颗粒物、SO2、NOx 等单个大气污染物控制而言，还是系统的燃煤电厂超低排放控制技术，目前都有较为成熟且较为多元化的可选技术，在具体工程自身实际情况具体分析的基础上进行选择。对于燃煤电厂非传统大气污染物，需要重点关注SO3、氨、重金属的排放与控制。对燃煤电厂SO3、氨、重金属的产生、危害和控制3 个方面进行分析，在此基础上从防治技术政策、排放控制标准、控制技术路线、工程示范等4 个方面提出燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议。

0 引言

中国燃煤电厂超低排放技术已经从技术单一化逐渐走向技术多元化，大气污染物控制也由传统的颗粒物、SO2、NOx 正逐渐进行扩展。研究表明，在燃煤电厂超低排放之后，火电行业将要重点关注的是SO3、重金属、氨的排放与控制，也是中国燃煤电厂“十三五”中后期到“十四五”期间在大气污染防治方面的工作重点，目前国内部分火电企业已进行SO3、重金属、氨的控制措施示范。

1 燃煤电厂传统大气污染物超低排放控制

对于SO2、NOx 超低排放而言，主要是通过提高脱硫设施和脱硝设施自身脱除效率来实现，目前非脱硫脱硝类设备基本不具有或只有较低的协同脱除效果，设备出口污染物浓度与排放浓度基本一致。

脱硫主要是改变流场的化学场或流场进一步提高传统一次循环的脱硫效率，以实现超低排放，

例如旋汇耦合脱硫除尘一体化、湍流管栅、沸腾泡沫等改变流场的技术，以及单塔双循环、双塔双循环、单塔双区等改变化学场的技术。脱硝主要是通过提高低氮燃烧技术，并增加脱硝催化剂的层数以进一步提高脱硝效率。而中国燃煤电厂一次除尘技术和二次除尘技术一方面通过技术发展和创新，另一方面进一步强化协同脱除效果，主流技术包括电除尘技术(低低温电除尘技术、湿式电除尘技术等)、电袋复合除尘技术和袋式除尘技术。

上述脱硫、脱硝、除尘超低排放的组合使用，为实现燃煤电厂超低排放提供了多种技术方案和路线选择。

2 燃煤电厂SO3 排放与控制

燃煤电厂中由于选择性催化还原(SCR)和湿式烟气脱硫(WFGD)的广泛使用，SO3 扩散或其水合式H2SO4 问题(蓝色羽烟)越来越引起关注。

2.1 燃煤电厂SO3 的产生

燃煤电厂排放的烟气中，SO3 主要来自两方面：

(1)燃烧过程中，煤中可燃性硫燃烧生成SO2，部分SO2 进一步氧化成SO3。在煤燃烧过程中，所有的可燃硫都会受热被释放出来，在氧化性气氛下会被氧化生成SO2，当过量空气系数大于1 时， 会有0.5%～ 2.0% 的SO2 进一步转化成SO3。

(2)在SCR 脱硝过程中，烟气中部分SO2 被SCR 催化剂催化氧化为SO3。一般燃煤电站采用选择性催化还原(SCR)技术进行脱硝，使用钒、钨、钛系列催化剂。V2O5 对SO2 的氧化过程具有强烈的催化作用。烟气每经过一层催化剂，SO2 的氧化率在0.2%～0.8% 之间。

目前部分地区开始开展燃煤电厂“ 消白” ，安装水媒式换热系统MGGH 后，烟气中的飞灰会积聚在MGGH 的换热元件上，飞灰中的重金属会起催化剂的作用，也会将烟气中的部分SO2 转化为SO3。

2.2 燃煤电厂SO3 的危害

SO3 的毒性是SO2 的10 倍左右，极易溶于水形成硫酸雾，对人的呼吸道容易产生严重的损害，同时还容易造成酸雨。

目前燃煤电厂建设的脱硫、脱硝、除尘设施对烟气中的SO3 的脱除能力有限，并且SCR 脱硝运行后， 在一定程度上增加了烟气中SO3 的浓度。SO3 是电厂设备腐蚀、堵塞、蓝烟的主要原因，不仅容易造成环境污染，还容易危及机组的安全运行。

此外，由于烟气中SO3 浓度的增加，对燃煤电站SCR 及下游设备的影响也日益突出，有明显的负作用，主要包括：(1)由于SO3 使露点抬高而降低发电热效率和增加下游设备的腐蚀;

(2)由于SO3 与氨的反应使空气预热器和SCR催化器结垢等。

2.3 燃煤电厂SO3 的控制

结合近年来燃煤电厂大气污染物“ 超低排放”的要求，形成了以下可行的SO3 控制技术。

(1)尽量燃烧低硫煤。电厂使用低硫煤、混煤是降低烟气中SO2、SO3 最直接的方法。燃烧低硫煤可降低烟气中SO2 的浓度，从而减少在炉膛内或SCR 反应器中生成的SO3 的量。当全部更换为低硫煤比较困难时，可进行不同比例的低硫煤掺烧。

(2)环保设施协同控制。湿式静电除尘器不仅能去除微细颗粒物[，还可以通过相变凝聚脱除SO3。美国Bruce Mans-field 电厂安装管式湿式静电除尘器后， 细颗粒物脱除效率为9 6 % ，SO3 脱除效率为92%[。但无法缓解对烟气脱硫前设备的不利影响，如SCR 催化剂、空气预热器等。另外，研究表明低低温电除尘对于SO3 的脱除效率高于80%。

(3)末端治理技术。燃煤电厂SO3 末端治理技术主要是向炉内喷射碱性吸收剂，以及向炉后喷碱性吸收剂。这些新技术正在研发并进行示范。

3 燃煤电厂氨排放与控制

随着燃煤电厂NOx 控制指标的不断提高，也带来了一些问题[19-20]。燃煤电厂超低排放NOx 排放控制指标为50 mg/m3，燃煤电厂为了实现超低排放，SCR 催化剂基本经历了增加备用层，更换运行层等措施，这个过程中氨逃逸成了普遍的问题。

3.1 燃煤电厂氨的产生

燃煤电厂烟气中氨产生的原因较多，基本都是在运行中产生的，与煤的燃烧基本没有关系。

3.1.1 自动调节性能不好，导致喷氨量失衡

机组在变负荷运行、启停制粉系统时，自动调节性能不好，喷氨量不能适应负荷和脱硝入口NOx 的变化，导致脱硝装置出口NOx 波动太大，瞬时喷氨量相对过大，引起氨逃逸增加。

脱硝装置入口NOx 分布不均匀，与喷氨格栅(ammonia injection grid，AIG)每个喷嘴的喷氨量不匹配，导致脱硝装置出口NOx 不均匀，从而使脱硝装置局部氨逃逸高[21]。同时，喷氨格栅喷氨不均匀，导致脱硝装置出口NOx 不均匀，致使局部逃逸氨较高。

3.1.2 测量系统不精确，导致喷氨量失衡

一般SCR 装置左右侧出入口各装一个测点，在测点发生表管堵塞、零漂时， 测量系统不准确，测量数据不具有代表性，导致自调系统喷氨过量，从而引起氨逃逸升高。包括NOx 测点、氧量测点、氨逃逸测点在内的测点位置不具代表性，或者测点数量过少，不能随时比对，当发生表管堵塞、零漂时不能及时发现等会导致测量不准，从而引起氨逃逸升高。

测点故障率高，当测点故障时，指示不准，引起自动调节切除，只能手动调节，难以适应自动发电控制(automatic generation control，AGC)负荷随时变动的需求。

3.1.3 运行状况变化，导致喷氨量失衡

在机组变负荷和启停制粉系统时，脱硝装置入口NOx 浓度波动大， 从而引起脱硝装置出口NOx 浓度波动大，喷氨量波动大，引起氨逃逸增加。在实际运行中，尤其在大幅变负荷时，脱硝装置入口NOx 变化较大，会加大脱硝装置自动调节的难度。

AGC 投入时，机组变负荷时普遍速率较快。为了响应负荷的快速变化，燃料量变化太快，风粉配比不能保证脱硝装置入口NOx 稳定。

烟气温度变化幅度大。机组在低负荷运行时，烟温下降，局部烟温较低，会引起催化剂活性下降，从而引起氨逃逸升高。

3.2 燃煤电厂氨的危害

氨逃逸是指SCR 脱硝系统由于种种原因，会造成脱硝催化剂后的烟气中氨气的浓度超标。这会带来一系列严重后果，其中下游设备的堵塞是主要危害。

催化剂堵塞。由于铵盐和飞灰小颗粒在催化剂小孔中沉积。阻碍了NOx、NH3、O3 到达催化剂活性表面，引起催化剂钝化。钝化后，脱硝效率下降，为了保证NOx 稳定达标排放，会喷更多的氨，这将引起恶性循环。

空气预热器堵塞。铵盐沉积在空气预热器冷端， 引起空气预热器堵塞， 进一步增加系统阻力，增加风机电耗，高负荷时风量不能满足运行要求，引起空气预热器冷端低温腐蚀。

SCR 装置出口CEMS 过滤器堵塞。SCR 装置出口CEMS 一般采用抽取式，伴热温度为120℃，铵盐容易沉积堵塞过滤器和取样管，引起测点不准确以及自动调节失灵，大气污染物排放超标。

电除尘极线积灰和布袋除尘器糊袋。氨逃逸容易引起电除尘极线积灰，阴阳极之间积灰产生搭桥现象导致电除尘电场退出运行。氨逃逸过大会造成铵盐糊在布袋上， 引起布袋除尘器压差高，从而导致吸风机电流高，严重时影响风量、引起出力受阻。

系统堵塞后会引起送风机、一次风机、吸风机失速、抢风，出力受阻，排烟温度失控，甚至引发保护停机等事故。

氨逃逸过量进入大气环境，会对人体健康产生影响。氨被吸入肺后容易通过肺泡进入血液，与血红蛋白结合，破坏运氧功能。

3.3 燃煤电厂氨的控制

针对上面分析的燃煤电厂氨产生的原因，主要从以下3 个方面解决问题。

(1)一次系统的优化改造，如流场、喷氨设备的均匀性调整等。

开展燃烧优化试验，做到在任何负荷下，喷

氨格栅断面NOx 均匀。例如：可以重新确定各荷下的氧量控制范围，降低脱硝装置入口NOx 数值和波动幅度。可以增加锅炉自动投切粉、自动启停磨煤机逻辑，判据除了引入氧量、负荷、粉量、煤量外，还可以引入脱硝装置入口NOx 作为前馈，使锅炉在大扰动的情况下，保证脱硝装置入口NOx 变化最小。

结合实际工况进行流场模拟设计，对喷氨格栅或涡流混合器进行分区优化，运行时实现全截面多点测量与喷氨分区优化及反馈，确保SCR 系统温度场、浓度场、速度场满足反应要求，实现系统稳定运行。

开展准确的烟道烟气流场试验和烟道喷氨格栅均布试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面喷氨均匀，催化剂断面烟气流速均匀，与烟气量匹配。提高喷氨格栅均匀性，利用网格法实时监控喷氨格栅的均匀性。

(2)脱硝控制系统的优化，如自动调节系统的适应性和平稳性、测点的可靠性等。

提高自动调节系统的适应性，保证在任何工况下都能满足要求，将波动幅度控制到最小，尤其在大幅升降负荷和启停制粉系统时，避免NOx长时间处于较低的状态。

提高CEMS 测点的可靠性，可以通过增加测点数量或者提高维护质量来提高测点的可靠性。尽量降低由于测点故障引起的自动调节功能失效时间。

控制脱硝装置入口烟温在合理范围，保证催化剂工作在最佳工作温度，过高容易烧结，过低脱硝效率不高，容易中毒和失去活性。

(3)锅炉燃烧调整的优化，如燃烧自动调节系统对NOx 的兼顾和前馈等。

优化燃烧调整自动调节特性，在燃烧自动调节中考虑风粉自动调节对脱硝装置入口NOx 的影响，使脱硝装置入口NOx 在负荷波动和其他扰动下波动幅度最小，降低脱硝自动调节的难度。

优化脱硝测点反吹期间的控制策略。在自动调节逻辑中引入脱硝装置入口NOx 前馈信号和净烟气NOx 反馈信号。在反吹期间合理选择被调量，在反吹结束后，再切回原来的被调量，保证在反吹结束后NOx 参数平稳，不出现大幅跳变。

合理调整反吹时间和时段。杜绝两点和三点测点的同时反吹。当由于反吹时间间隔不同而出现同时反吹时，其中一点反吹时间自动提前或后延10 min，避免同时反吹。

合理确定AGC 响应速度。长期的负荷波动，给设备带来交变应力，大大降低使用寿命，对于环保参数的控制也极为不利。

4 燃煤电厂重金属排放与控制

随着燃煤电厂超低排放的推进并接近全面完成，从排放角度，燃煤电厂重金属污染越来越成为关注的重点。从环境角度，燃煤对大气、天然水体的重金属污染也越来越受到重视。所以专门对燃煤进行重金属的分析、分布研究，进而进一步采取控制措施很有必要。

4.1 燃煤电厂重金属的产生

燃煤电厂烟气中重金属产生的原因主要是来自于煤种，不同煤种的重金属分布不一样[。其中，砷、汞、铬、镉、钴、镍、锡、锌、铅和钒等是煤的燃烧中最值得关注的10 种对环境和人类健康造成危害的痕量重金属元素。

国内外学者对中国燃煤电厂2 0 0 5 — 2 0 1 0 年产生的部分代表性重金属排放量进行了研究，得到As 大约排放量在236.1~550.08 t，Se 大约排放量在543.8~786.8 t， Sb 在32.9~211.8 t， Pb 在4 556 t 左右。进入2015 年之后，重金属排放量会随着超低排放全面展开而大幅下降。

4.2 燃煤电厂中重金属的危害

燃煤电厂中重金属的危害，主要不是对电厂系统自身的危害，而是对社会环境的危害。重金属的危害在于它不能被微生物分解且能在生物体内富集形成其他毒性更强的化合物。在环境中重金属经历地质和生物双重循环迁移转化，最终通过大气、饮水、食物等渠道，以气溶胶、粉尘颗粒或蒸汽的形式被人吸入体内。

重金属不仅危害人体的呼吸系统，甚至随着血液循环，在体内长期积蓄，有的会与体内某些有机物结合并转化为毒性更强的金属有机化合物。

4.3 燃煤电厂中重金属的控制

目前燃煤电厂针对重金属进行控制的只有汞及其化合物，其余重金属没有系统提出控制措施和排放标准，也都是在除尘、脱硫、脱硝中进行协同控制。

仅以汞的控制进行说明。燃煤电厂汞污染防治技术可分为3 类：燃烧前控制、燃烧中控制和技术，燃烧中控制主要通过改变优化燃烧和在炉膛中喷入添加剂氧化吸附等方式，结合后续设施加以控制。

燃烧后控制主要有3 种：一是基于现有非汞控制设施的协同控制技术，利用现有非汞污染物控制设施(包括SCR、ESP、FGD 等)对汞的协同控制作用[28];二是基于现有设施改进的单项控汞技术，如改性SCR 催化剂汞氧化技术、除尘器前喷射吸附剂(如活性炭、改性飞灰、其他多孔材料等)、脱硫塔内添加稳定剂、脱硫废水中加络合(螯合)剂等技术，实现更高的汞控制效果;三是通过专门的多污染物控制技术(等离子、臭氧、活性焦、有机胺、双氧水等) 及装备实现汞、硫、氮等多污染物联合脱除。此外，汞的监测和检测技术发展迅速，既可以在线监测，又可以手工采样监测。

5 燃煤电厂非传统大气污染物控制政策建议

由于国家层面当前还没有出台燃煤电厂SO3、氨、重金属等非传统大气污染物系统的控制政策与技术，所以针对燃煤电厂上述非传统大气污染物的控制，建议尽快加大研究力度，尽快加大工程示范。

5.1 尽快出台防治技术政策

结合全国煤种分布、燃煤电厂区域分布以及排放情况，尽快研究制定出针对地方SO3、氨、重金属的控制技术政策，分别出台《火电厂三氧化硫污染防治技术政策》、《火电厂氨污染防治技术政策》、《火电厂重金属污染防治技术政策》，为全国火电行业SO3、氨、重金属等非传统大气污染物的污染防治以及相关的大气污染物协同治理的技术选择，环境管理部门的监管，以及企业污染防治工作提供宏观的技术政策支撑。

5.2 尽快出台排放控制标准

针对包括燃煤电厂锅炉在内的锅炉排放标准，目前国内已经有北京、上海、天津、广东、山东等省市出台，包括河北、陕西在内的部分省份尚在征求意见。杭州也出台了《锅炉大气污染物排放标准》(征求意见稿)，在全国范围内首次提出了包括现有、新建的燃煤锅炉(包括燃煤发电锅炉)、燃油锅炉、燃气锅炉、燃生物质锅炉、掺烧垃圾污泥的锅炉的SO3、氨的控制。

建议结合当前生态环境的形势，在充分的技术经济性调研基础上，向国家环境保护主管部门提出相关控制政策建议以及对应的环保经济政策。建议全国尽快出台相关排放控制标准， 把SO3、氨、部分重金属作为重点大气污染物纳入标准控制体系，在火电厂大气污染防治从政策、标准，到技术路线形成一个完整的体系。

5.3 尽快出台控制技术路线

在出台相关排放控制标准的同时，积极组织相关科研院所、高校等技术力量，全面调研与评估全国不同地区火电行业SO3、氨、重金属的排放水平。在此基础上，以燃煤电厂SO3、氨治理为重点，同时考虑重金属的污染防治，兼顾其余相关的污染物协同控制与治理， 对中国火电厂SO3、氨、重金属等污染治理措施进行系统梳理与研究，特别是燃煤电厂SO3、氨的达标排放可行技术路线研究，结合当前中国宏观的环境管理战略要求，进一步提出引领火电行业非传统大气污染物污染防治技术的技术路线与发展方向。

5.4 尽快开展相关工程示范

结合上述从政策、标准到技术路线的建议，需要同步开展相关工程示范。由于中国部分电力行业科研院所，以及部分重点高校，已经针对煤炭燃烧过程中产生的SO3、氨、重金属等非传统大气污染物进行了重点研究，在治理技术上也有了很多技术储备，有些甚至已经形成了成果，所以需要从国家层面，尤其是科技部、生态环境部等政府层面，以重点科研项目的形式和途径，尽快立项开展工程示范工作。