燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线分析

与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗不同的是，湿式电除尘器是将水喷至集尘极上形成连续的水膜，流动水将捕获的烟尘冲刷到灰斗中随水排出。由于没有振打装置，湿式静电除尘器除尘过程中不会产生二次扬尘，并且放电极被水浸润后，使得电场中存在大量带电雾滴，大大增加亚微米粒子碰撞的机率。湿式静电除尘器可明显提高除尘和除SO3的效果。

低低温电除尘技术通过降低电除尘器入口烟气温度，从而降低烟尘的比电阻［8］，使除尘器性能提高，达到提高除尘效果的目的。低低温电除尘技术可以有效防止电除尘器发生电晕，同时烟气温度降低后烟气量降低，烟气流速也相应减小，在电除尘器内的停留时间有所增加，电除尘装置可以更有效地对烟尘进行捕获，从而达到更好的除尘效果［9］。

另外，温度降低到酸露点以下，烟气中的SO3以H2SO4的微液滴形式存在，可以吸附于烟尘并与烟尘一起收集至集尘板，从而除掉大部分的SO3，同时烟尘中的碱性物质可以中和H2SO4微液滴。湿式、低低温电除尘在国内尚处于起步阶段，但在日本、美国等发达国家已经成熟运用较长时间，技术成熟可靠。

平均除尘效率由1985年的90.6%提高至2014年的99.8%；每千瓦时烟尘排放相应地由1985年的10.50g降至2014年的0.23g。

1.2 SO2污染物排放控制

燃煤电厂SO2污染物控制技术主要有石灰石-石膏湿法、海水法、烟气循环流化床法和氨-硫铵法等脱硫技术，其中石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前世界上最为成熟、应用最多的脱硫工艺，单机容量可达1000MW，吸收塔脱硫效率最高可达到99%。一般采用4层喷淋层，外加双托盘的吸收塔配3级屋脊式除雾器，使得脱硫系统脱硫效率大大提高。因此，通过适当控制燃煤含硫量，在燃煤电厂湿法脱硫装置上使SO2排放值低于35mg/m3是可以实现的［10］。

SO2控制方面，2005年以来的近10年间，电站锅炉脱硫装机比重接近100.0%，其中烟气脱硫装机比重91.5%(比美国高约30百分点)；每千瓦时排放量由2005年的6.40g降至2014年的1.49g。

1.3NOX污染物排放控制

目前国内外能够实际应用于电厂燃煤锅炉的NOX减排技术包括低NOx燃烧技术、选择性非催化还原(SNCR)烟气脱硝技术、SCR烟气脱硝技术和SNCR—SCR联用脱硝技术等，其中SCR烟气脱硝技术在我国已投运燃煤脱硝机组中占95%以上，其脱硝效率在60%以上。

低氮燃烧技术因其投资少、运行费用低、无二次污染等优点，我国将其作为首选技术，但当前的低氮燃烧技术水平仍难以达到最新的GB13223—2011,关于NOX的排放指标以及超低排放要求，在低NOx燃烧技术的基础上，采用SCR或SNCR—SCR烟气脱硝技术，实现80%以上的脱硝效率，并通过向烟气中添加活性组分，使烟气中未反应的NO转化为NO2。

在后续脱硫塔中进一步吸收脱除NOx，使总脱硝效率提高到90%以上，NOx排放质量浓度可达35mg/m3(标准状态下，下同)以下，可满足天然气燃气轮机组NOx的排放限值［11］。

截至2014年底，仅5年时间，煤电机组脱硝比例达到82.5%(比美国高约33百分点)；每千瓦时NOx的排放量由2005年的3.60g降至2014年的1.49g。

1.4Hg等污染物协同控制

在烟气Hg治理方面，主要是通过除尘、脱硫、脱硝装置协同控制，使排放浓度能够满足排放限值要求。

Hg等污染物协同控制方面，脱硫塔前一级除尘装备本身可协同控制一部分吸附在颗粒上的Hg、SO3等污染物，而通过对SCR脱硝催化剂配方改性及向烟气中添加活性组分，可以将大部分单质Hg0氧化成Hg2+，以利于在后续的脱硫塔内吸收脱除并固定于脱硫副产物中；

而脱硫后的WESP可高效脱除PM2.5的同时，协同脱除塔后烟气中携带的SO3酸雾、细小浆液滴等多种污染物，脱汞效率可达85％以上，Hg排放浓度小于0.002mg/m3。SO3酸雾去除效率可达80％以上，能有效解决蓝烟、黄烟、石膏雨以及Hg、雾滴排放等污染新问题。

通过以上控制措施，虽然2014年燃煤发电量比1980年增长了16倍，但电力烟尘排放量由年排放400万t下降到了98万t，下降75.4%；电力SO2排放量从2006年1350万t的降至620万t，下降54.1%；NOx排放量比2011年峰值下降了38.2%。

2超低排放技术应用

据报道[12-15],超低排放技术已经在中国东部多个煤电机组应用，详见表1。

表1超低排放技术的应用情况

从表1可知，目前在中国已经实现超低排放的燃煤机组，其SO2、NOX和烟尘排放质量浓度分别在2.9~28.8、20.5~38.6、1.6~3.1mg/m3,分别满足SO2、NOX和烟尘排放浓度35、50、5mg/m3的排放要求，说明超低排放技术在中国燃煤机组的应用在某些地区是可行的［16］。

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