国内燃煤电厂烟气协同治理技术路线

廖治敏，姜健华，彭芬芬

（浙江巨化股份有限公司，浙江 衢州324004)

燃煤电厂生产运行过程中会产生大量烟气，对环境空气造成污染，所以开展烟气协同治理很有必要，符合环保理念的首要条件。近几年国家更加重视环保，燃煤电厂必须要遵循环保管理相关要求，积极开展烟气协同治理工作，既要取得良好环保成效，也要促进产业结构优化升级。烟气中的主要污染物SO2、NOx、烟尘等含量和产业技术水平有很大的关系，以往由于技术落后等问题，烟气协同治理效果不佳，产业结构比较落后。通过不断引入新工艺、新技术，有效解决所面临的问题，有助于改善烟气协同治理效果，最后促进燃煤电厂可持续发展。如果烟气问题得不到解决，势必会对发展会产生影响，所以要重视烟气协同治理，兼顾经济效益和环保效益，保证长远发展。因此燃煤电厂烟气协同治理具有重要意义[1]。

1 存在的问题

1.1 没有考虑到设备之间协同效应

现阶段采用的烟气治理技术忽视了设备间的协同效应，例如湿法脱硫装置，在设计的时候，没有考虑到脱硫塔的除尘效果，所以运用效果不是很好。从国内整体情况来看，湿法脱硫的除尘效率在50%左右，一般情况下，装置会携带石膏浆液，经常会出现出口烟尘含量大于入口的情况，与治理要求不相符合。

1.2 成本高

一方面，大部分燃煤电厂已有的烟气治理技术路线降低排放烟尘含量，主要采用提高除尘器除尘效率的方式，常规除尘器应用是比较普遍的。但是实际运用时发现存在着一系列问题，严重影响到治理效果，还需要改进。为了保证达到出口较低的烟尘含量限值要求，原电除尘器要增加集尘面积和电场数量，成本投入较高，而且会占用很大空间，对空间有限的机组来说是不小的挑战。

另外目前国内主流的SNCR脱硝技术，该技术需要的反应温度较高，一般在900～1 100 ℃，所以温度成为影响SNCR技术脱硝效率的一个重要因素。温度过高会导致NH3被氧化成NO，而温度过低则会导致氨气逃逸，这2种情况均会造成还原剂的损失，降低NOx的还原率，进而增加运行成本，影响脱硝效果[2]。

再有，目前国内主流的烟尘超低排放改造方法为在湿法脱硫系统吸收塔后设置湿式静电除尘器，但该改造路线系统复杂、投资运行成本高，且由于湿式静电除尘器的颗粒物捕集原理与传统的干湿静电除尘器相同，对粒径0.1～1 μm颗粒物脱除效果较差，即存在穿透窗口。这部分颗粒物粒径小、比表面积大，更易富集Hg、多环芳烃（PAHs）等有害物质，且在大气中的停留时间更长，对生态环境和人体健康造成严重的危害。

1.3 无法达到“超低排放”要求

常见的常规电除尘、布袋除尘、电袋复合除尘技术、SNCR脱硝技术等，都无法直接满足超低排放要求，主要原因是技术问题及处理统间的协同问题，限制了作用发挥。为了解决上述问题，需要从烟气协同治理的角度出发，不断创新技术，发挥出各污染物脱除设备之间的协同作用，保证烟气治理可以达到规定要求[3]。

2 技术路线分析

烟气协同治理系统重点在于协同，进一步改善设备脱除污染物的性能，确保满足排放标准要求。针对于燃煤电厂而言，协同治理系统要考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同关系，各设备对主要目标污染物脱除后，可以协同其他设备完成对其他污染物的脱除，从而达到协同治理目的。因此笔者针对燃煤电厂协同治理技术提出方案：催化还原（SCR）脱硝+布袋除尘器+湿法脱硫+相变凝聚除尘。

2.1 脱硝系统

采用SCR 脱硝方式替代传统的SNCR 脱硝技术。在SNCR脱硝基础上增加催化反应器，将反应温度从900～1 100 ℃降低到280～400 ℃。解决了温度过高会导致NH3被氧化成NO，或者温度过低导致氨气逃逸，以降低NOx的还原率的问题；同时SCR 脱硝过程中由于催化剂作用达到协同脱汞效果。虽然SCR 装置不能直接脱汞，但是可以提高烟气中Hg2+的比例，能为后续湿法脱硫装置脱汞创造有利条件，可以有效提高后续除尘和脱硫设备的吸附、吸收脱汞效率[4]。

SCR 脱硝系统主要由SCR 催化剂装置、氨气注入系统、烟气旁路系统、氨的储存与制备系统等组成。SCR 催化反应器的布置方式，目前国内一般采用高尘布置方式，即布置在省煤器与空预器之间的高温烟道内。在该位置，烟气温度能够达到反应的适宜温度（280～400 ℃）。在烟气进入催化剂层前设置氨气注入系统，烟气与氨气进行充分混合后进入催化剂反应器，还原剂（液氨）与烟气中的NOx反应生成无害的氮与水，从而去除烟气中的NOx。

巨化集团有限公司热电厂现有锅炉烟气均采用SCR 脱硝工艺，从其现有锅炉在线监测数据来看，脱硝效率在85%以上，脱硝装置运行总体正常，均能够满足超低排放要求。

2.2 脱硫系统

采用湿法脱硫法即石灰石-石膏法对燃煤烟气有较高的协同脱汞效率，主要是脱硝催化剂氧化了烟气中汞；湿法脱硫还对烟气中的颗粒物、SO3具有一定的协同脱除能力，同时也提高了湿式相变凝聚除尘效率。石灰石-石膏法是目前国内绝大部分电厂主流脱硫技术，脱硫效率可达≥98%。

湿法脱硫法以石灰石（CaCO3）磨成的细小粉末与水混合制成石灰石浆液作为SO2的吸收剂，含SO2的烟气与含CaCO3的浆液在脱硫塔内充分接触。在此过程中，SO2气体被溶解、吸收，生成亚硫酸钙。在搅拌器作用下，吸收过程中生成的亚硫酸钙与鼓入的空气充分接触，使其强制氧化为硫酸钙。该技术成熟可靠、脱硫效率高、吸收剂原料成本低廉且利用率高[5]。

从浙江省电厂运行结果来看，采用石灰石-石膏法脱硫公司可以达到超低排放要求。巨化集团有限公司热电厂现有机组也是采用该脱硫工艺，运行总体正常，脱硫除率可以达到99.5%以上，能够满足超低排放要求。

2.3 除尘系统

采用布袋除尘器+相变凝聚除尘的方法，在脱硝系统后设置布袋除尘器，先进行除尘处理，避免烟尘对后续的湿法脱硫石灰石浆液进行污染，影响脱硫效果。再在脱硫处理后增设相变凝聚除尘装置，实现对粒径0.1～1 μm 颗粒物、SO3和痕量元素协同高效控制，最终实现超低排放的目标。

1)布袋除尘。经脱硝处置后的烟气进入布袋除尘器，颗粒大、密度大的粉尘，由于重力的作用而沉降下来，落入灰斗，含有较细小粉尘的气体在通过滤料时，粉尘被阻留，使气体得到净化。袋式除尘器技术适应性较强、占地面积小、控制系统简单等特点,除尘效率基本不受燃烧煤种、烟尘比电阻和烟气工况变化等的影响，但不适用于高温、高湿气体。

2)湿式相变凝聚除尘。利用湿法烟气脱硫后烟气处于或接近饱和状态的特点，通过控制烟气适度降温，实现烟气中水蒸气的冷凝，在此过程中，通过布朗扩散、热泳、扩散泳和雨室洗涤等作用，结合密布错列管排扰流，可有效促进颗粒物长大、团聚，最后在重力作用下，随着流动的液膜被收集。颗粒物脱除过程中通过控制装置内部冷凝管壁面的温度，进一步控制饱和湿烟气的相变程度，结合了湿式相变冷凝、凝聚、惯性等多重除尘机制，实现SO3和痕量元素协同高效控制，并回收大量烟气含水和汽化潜热。

该技术已在内蒙上都电厂600 MW 机组、京能（赤峰）能源发展有限公司2×480 t/h 超高压再热循环流化床锅炉、沂源县源能热电有限公司4×130 t/h高温高压循环流化床锅炉、巨化集团热电厂现有工程8号锅炉也采用了相变凝聚除尘技术。

根据巨化热电锅炉烟囱排放口在线监测数据，除尘设施达标率可以达到99.5%以上，排放烟尘的质量浓度可稳定在5 mg/m3以下，均能够满足超低排放要求。

3 结束语

本文阐述的烟气协同治理技术路线具有很强可行性，优势非常明显，具有较高使用价值。该路线不同模块间协同性能较高，根据排放要求实现有效组合，不同模块在实际中运用过程中均取得良好成效；该路线适应性较强，可用于新建或者改造机组，可以在原有设备基础上根据原有路线的特点对其中部分模块进行改造，成本投入比较低，具有良好经济效益。

目前燃煤电厂烟气协同治理技术还处于发展阶段，在很多方面还不是很完善，所以要加强研究力度，提升技术应用水平，改善烟气治理效果，为燃煤厂发展提供保障。