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30mg/Nm3不是高不可及

新技术填补20年的奖项空白，国产化后可大幅降低投资

“从各项污染物的达标可行性来看，最难的是烟尘，其次是二氧化硫和氮氧化物。”王圣说。早在这一标准讨论期间，30mg/Nm3的烟尘排放限值就成为焦点。因为煤质多变、电除尘器电场余量不够等原因，很多人开始担心普通电除尘技术的减排效果，电改袋的讨论沸沸扬扬。

30mg/Nm3真的会成为电除尘器迈不过去的一道坎?答案是否定的。

不久前，空缺20年之久的福建省优秀新产品特等奖今年被龙净环保开发的BEH高效节能型电除尘器获得。

龙净环保副总经理郭俊说:“龙净的产品之所以能获奖，主要是因为我们拥有核心技术。”据他介绍，这一产品是多项新技术的组合，采用了新型双区技术、高频电源、节能型电晕线、机电一体化技术等，是高效率、低能耗、低投资的新型电除尘设备。

目前，燃煤电厂除尘方式主要有电除尘、袋式除尘和电袋除尘。王圣告诉记者，电厂除尘方式的选择取决于煤质、灰分和排放要求，也取决于后续的脱硫方式，实际就是对湿法脱硫洗涤除尘效果的确认。“现在一直认可的是湿法脱硫除尘效率为50%，随着新标准对二氧化硫排放浓度要求的进一步严格，湿法脱硫的脱硫效率也要进一步提高，这样湿法脱硫对尘的洗涤效果会更好。日本认可的湿法脱硫除尘效率为80~90%，我个人建议国内可以提高到60~70%。”

在龙净公司实验大厅，与会多位电力企业负责人都对湿式电除尘器感兴趣。湿式电除尘器主要用在湿法脱硫后面，可以有效去除三氧化硫酸雾、汞、细颗粒物等，采用一个电场就能达到98%的除尘效果。2011年12月，国内首台燃煤锅炉湿式电除尘器被安装在福建上杭瑞翔纸业的20t/h循环流化床锅炉上，对尾气进行终端处理，只用一个电场，就能达到98%的除尘效率。

采访中，一位电力企业负责人告诉记者，他之所以对这项技术感兴趣，是因为这一设备可以加在湿法脱硫之后，电厂之前的除尘设备也不会浪费。

“湿式电除尘器技术主要掌握在欧美日等国家企业手中，龙净目前已经实现了技术国产化，做成了中试样机。湿式电除尘器推广中最大的担心是投资、运行、运行费用和腐蚀问题。中试结果表明，烟尘浓度降低到10mg/Nm3以内，成本是可以接受的。”郭俊透露，日本三菱公司对百万机组四电场电除尘的后面加湿式电除尘器的报价是8000万元，龙净将技术完全国产化后，报价可以降低2000万元左右。

此外，华能等国内多家电力企业也都到日本等地对湿式电除尘器进行调研，认为这是未来在重点区域具有很大发展潜力的技术。

在30mg/Nm3的标准限值确定之后，电袋复合除尘技术备受关注。郭俊认为，这是一项理论研究落后于工程应用的技术。电袋除尘实际上是荷电粉尘的过滤，是把静电除尘、过滤除尘、粉尘荷电、粉尘凝聚等几种机理结合，形成一种新的除尘机理。

为提高除尘效果，包括龙净环保在内的国内环保企业不断加大技术研发力度，掌握了多种核心专利。高频电源、旋转电极、烟气调质等技术的采用，可有效提高电除尘的除尘效率，其应用前景也被业内专家看好。

据郭俊介绍，他和同事曾到国外企业参观，希望能够引进高频电源技术，但被对方拒绝了。回国后，龙净环保联合国内专家用4年时间开发出了自己的高频电源。

“目前，龙净高频电源技术已达到国际先进水平。高频电源工作在电除尘第一电场，可以提高电压15%并将电流提高一倍，还能有效提高对高比电阻烟尘的除尘效率，在运行中平均节能20%。”郭俊说，在龙净的产品推出之后，国内高频电源价格大幅下降，性价比大大提高。

脱硫脱硝工艺如何选择?

低氮燃烧技术是基础，燃煤硫分控制是关键

记者在与参会电力企业代表的交流中了解到，一些没有脱硝设施的电厂正在着手机组改造，基本都选择了SCR工艺。与会专家提醒，火电厂氮氧化物控制应该以低氮燃烧技术为基础。

“对于氮氧化物执行100mg/Nm3的排放限值，从当前控制技术来看是没有难度的，关键在低氮燃烧阶段要控制初始产生浓度。所以，对于很多燃煤电厂而言，要实现达标排放，除了要建设SCR之外，低氮燃烧改造也是最重要的环节之一。”王圣说。

据他介绍，浙江北仑电厂600MW机组的低氮燃烧改造取得了巨大成功，可以将氮氧化物浓度从650mg/Nm3以上降至300mg/Nm3甚至更低。

对于不同的机组，该如何选择脱硝工艺?王圣给出了自己的建议:2003年12月31日以前通过环评的电厂(即2005年及以前投运的电厂)，氮氧化物排放浓度较高的，应首先进行低氮燃烧技术改造，改造后根据排放浓度情况，选择SNCR或SNCR+SCR，有场地条件的电厂改造也可选择SCR;2004年1月1日以后通过环评的电厂，由于预留了烟气脱除氮氧化物装置空间，因此可直接加装SCR。

由于低温燃烧的特性，循环流化床锅炉可有效控制氮氧化物的生成。迄今为止，国内尚无大型循环流化床机组脱硝的运行实例。新标准实施后，不少业内人士认为这项技术被“打死”了。根据国外相关资料，循环流化床锅炉采用SNCR的脱硝效率可以达到50%~70%。为此，环境保护部环境工程评估中心专家莫华建议，在循环流化床锅炉氮氧化物浓度大于100mg/Nm3时，可考虑采用SNCR脱硝等方式，以满足新标准要求，但需做好相关设计。郭俊表示，在循环流化床锅炉后面加一套循环流化床干法脱硫除尘一体化设备也是一种很好的选择，飞灰中的氧化钙可以再利用。目前，已有一些电厂进行这样的尝试。

截至2010年底，全国投运的燃煤脱硫机组共2158台，总装机容量5.78亿千瓦，远超过“十一五”规划的目标3.55亿千瓦，烟气脱硫机组装机容量占全部火电机组的比重由2005年的12%提高到82.6%。

新标准实施后，燃煤锅炉二氧化硫排放浓度从400~1200mg/Nm3调整为100~200mg/Nm3，重点地区要执行50mg/Nm3的特别排放限值。目前，为满足新标准要求，很多电厂的脱硫设施都面临改造问题，甚至部分地区电厂的脱硫效率要达到97%。

莫华说:“燃煤硫分控制是关键，煤的来源要保证，配煤设施要配套，脱硫设施的设计水平要提高。”据她介绍，从目前所获取的资料来看，石灰石—石膏法、海水脱硫法、氨法脱硫等工艺通过优化设计可满足新标准排放要求，有机胺法脱硫技术也在开展。“如果这种工艺示范成功，将为西南地区高硫煤脱硫开辟一条新路。”

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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