燃煤烟气污染物超低排放技术综述及排放效益分析

3.3脱硫技术

燃煤电厂采用的脱硫技术主要有湿法脱硫和干法脱硫，以及半干法脱硫。高效稳定运行的脱硫系统在脱硫的同时也能够发挥协同除尘作用，对粉尘的脱除效率可达30%～60%[18]。

3.3.1湿法脱硫技术

目前世界范围内应用最广的脱硫工艺是湿法脱硫技术。因其工艺路线成熟、运行成本低、脱硫效率高成为众多燃煤电厂的首选。为了满足超低排放标准SO2排放浓度小于35mg/m3的要求，改造過程需要从影响脱硫效率的各个因素着手，主要有石灰石品质、液气比、钙硫比、浆液pH值、氧硫比、气液分布和传质情况等因素[12]。进一步提高湿法脱硫装置的效率成为湿法脱硫技术的改造方向。

3.3.2干法脱硫技术

干法脱硫技术的核心是循环流化床技术，工作原理是利用反应塔入口的文丘里装置加速烟气，使塔内的脱硫剂从颗粒状变成流化状态，与烟气中的SO2充分接触。在喷入雾化水的情况下脱硫剂与SO2产生反应，生成硫酸钙（CaSO4）或亚硫酸钙（CaSO3），从而实现脱除SO2等污染物。干法脱硫技术要求脱硫塔内有稳定的烟气流量，确保循环流化床良好运行，保证脱硫系统高效的运行[19]。

超低排放改造时需对反应塔内气、固、液三相反应机制和环境进行优化。根据不同工况调整吸收塔的床层压降，控制烟气回用量和喷入的水量[20]，滤袋更换为超细材质滤袋，可实现SO2超净排放。并且这种改造方案是在原有系统上改造，改造工程量小，投资少，同时烟囱不需防腐处理[21]。

3.3.3半干法脱硫技术

目前半干法烟气脱硫的超低排放技术只适用于低硫燃煤锅炉和高钙灰锅炉。

半干法脱硫技术是以循环流化床原理为基础，通过实现脱硫剂的多次循环，增加脱硫剂与烟气接触时间，保证脱硫剂的有效使用，从而提高脱硫效率。在反应过程中，脱硫剂会同时除去烟气中的CO2和HF等酸性气体，其中SO3和HCl的的脱除率达95%，远大于湿法脱硫工艺中的SO3和HCl脱除率[22]。

在循环流化床脱硫工艺运行过程中，可以通过调节脱硫塔内的固气比，控制送回反应的再循环干灰量来实现流化床的正常运行；通过控制脱硫塔出口处的烟气温度，确保反应塔内的温度处于最佳的反应温度范围内；床层压力可以保证塔内的烟气流动速度，防止塌床现象的发生。可以通过调节循环烟气量来管制脱硫塔内的床层压力，保证脱硫工艺正常运行[23]。

4超低排放改造的效益分析

4.1对汞的脱除协同效益分析

对燃煤电厂烟气处理设施进行超低排放改造后，烟尘、SO2、NOX等污染物均可实现达标排放，同时有利于汞的去除。相关监测数据显示[24]，经超低排放改造后的某燃煤机组汞排放浓度保持在0.65μg/m3～4.60μg/m3，河北部分燃煤电厂烟气中汞排放浓度在3.71～7.32μg/m3，基本都低于0.03mg/m3的排放标准。

4.2经济效益分析

浙江省某燃煤电厂超低排放改造后单位治污成本增加，导致发电成本有所增加，达到0.48元/（kW˙h）。该省天然气发电成本为0.904元/（kW˙h）、风电发电成本为0.8元/（kW˙h）、太阳能发电成本为1元/（kW˙h）。通过综合对比分析可知，在环境治理和用电需求的矛盾中，燃煤机组烟气净化设施升级改造仍然是“性价比”最高的选择[25]。

4.3环境效益分析

燃煤电厂超低排放改造，可以有效减少PM2.5排放。山西省煤电行业的大气污染物排放占到全省排放总量的将近50%，利用Calpuff模型对现役机组执行超低排放空气质量改善效益进行模拟。结果显示在原标准下现役燃煤发电机组对11个设区市市区的空气质量浓度贡献较大，现役燃煤发电机组执行超低排放后，11个设区市市区现役燃煤发电机组的空气质量浓度贡献值有明显的下降[27]。因此实行超低排放对改善环境空气质量十分有效。

5结语

燃煤电站是可吸入颗粒物的重要来源，高浓度的细颗粒物，对人体健康和大气环境的危害显而易见。通过燃煤电站超低排放技术改造可显著降低大气污染物排放水平[28]。燃煤电厂进行超低排放改造前，应根据现有设备、工艺、场地等条件拟定合理的改造方案，经过充分论证确定最优技术路线。超低改造过程中，需要对基础设施建设、设备安装、运行和维护等各个环节严格把关，确保环保设施长期高效稳定运行，以满足污染物超低排放的要求。

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