燃煤电站污染物控制技术发展趋势及策略研究

1、发展现状

我国能源资源的禀赋决定了以煤为主的能源结构将长期存在，燃煤发电无论在装机容量，还是发电量占据绝对优势的格局不会发生根本性改变。为此，电力工业在安全经济发展的同时，持续深化绿色和谐发展，积极应对生态文明建设的国家需求。电力工业在“十一五”大气污染物控制取得巨大成就，烟尘、二氧化硫控制达世界先进水平，在超额完成国家节能减排任务的基础上，面临世界上最严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。该标准与美国、欧盟和日本相比，无论是现役机组还是新建机组，烟尘、SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平，科学分析，积极应对，正确处理法规标准、经济政策和实用技术与先进技术的关系，充分发挥最佳可行技术，积极培育新兴技术，健康发展新兴产业，进一步完善脱硝、除尘和脱硫相结合的综合集成技术，实现大气污染物的有效控制，以科技进步和产业升级，促进绿色和谐发展。“十二五”前2年电力工业在大气污染控制方面迈出新步伐，取得新成就。截止2012年底：

(1)除尘：99%以上的火电机组建设了高效除尘器，其中电除尘约占90%，布袋除尘和电袋除尘约占10%。烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh，下降到151万吨和0.39g/kWh。

(2)脱硫：脱硫装机容量达6.8亿kW，约占煤电容量90%(比2011年的美国高约30个百分点)，其中石灰石-石膏湿法占92%(含电石渣法等)、海水占3%、烟气循环流化床占2%、氨法占2%。SO2排放总量和排放绩效分别由2010年的926万吨和2.70g/kWh，下降到883万吨和2.26g/kWh(低于美国2011年的2.8克/kWh)。

(3)脱硝：约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2.3亿kW，约占煤电容量28.1%，规划和在建的脱硝装机容量超过5亿千瓦，其中SCR法占99%以上。NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh，下降到948万吨和2.4g/kWh(高于美国2010年的249万吨、0.95克/kWh)。

2、控制技术发展趋势

随着GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》及特别排放限值、GB3095-2012《环境空气质量标准》、《大气污染防治行动计划》等极度严厉的环保法规标准的实施，火电行业要坚持“创新驱动”和“推广应用”并重的方针，一方面要创新发展国际先进水平的环保技术，构建绿色环保型“增量”机组;另一方面要以“增量”的技术创新驱动“存量”技术的升级，持续提高现役机组“存量”的环保技术水平，并把先进的环保技术尽快转化为现实生产力，全面推动除尘、脱硫和脱硝技术及其装备的进步和升级，实现火电由烟尘、SO2、NOx治理阶段向综合治理(包括PM2.5、重金属、SO3和CO2等)、循环经济和可持续方向发展。

总体而言，火电大气污染控制技术发展趋势主要体现在两个方面：一是脱硝、除尘、和脱硫单元式控制技术向高性能、高可靠性、高适用性、高经济性方向发展;二是由先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式控制向常规大气污染物加重金属、气溶胶等深度一体化、综合治理、协同控制技术发展。实现“存量”环保技术的单元性向系统性协同化转变、反应的单一性向交叉性转变，推动多种烟气污染物共同去除方面具有导向作用的重大技术产业化，培育和发展火电行业相关的节能环保战略性新兴产业链，并最终从长期目标上实现火电机组更低的大气排放。

3、控制技术路线及相关技术

为有效应对史上最严厉的环保法规，实现烟尘20-30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火电行业已在现役先进的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，积极研发、示范、推广可行的新技术、新工艺和创新技术，并有机结合技术和管理等因素，“建设好、运行好”烟气治理设施，持续提高火电大气污染物的达标能力。对于“增量”机组在新建环保设施时，可采用以下2条综合控制火电烟尘、SO2和NOX的技术路线：一是低氮燃烧+选择性催化还原脱硝设施(SCR)+静电除尘器(ESP)(其出口烟尘浓度应<50-100mg/m3)+湿法烟气脱硫(可取消GGH)+烟气深度净化设施(如湿式电除尘器等);二是低氮燃烧+SCR+袋式除尘器或电袋复合除尘器(其出口烟尘浓度应<10-20mg/m3)+湿法脱硫(需设GGH)。

对于“存量”机组在对现役环保设施进行技术改造时，应综合考虑工程技术和管理技术等因素，采用诊断评估、优化调整和技术改造并重的方针：

一是要组织专家对环保设施的运行状态进行诊断，科学、合理地找出实现标准要求的差异和存在问题，提出相应的对策;

二是结合状态诊断结果，采用先进的优化调整技术，对环保设施进行最优调整;

三是如优化调整后仍达不到排放要求，则用采用“增量”机组先进的环保技术进行改造，并形成“五位一体”，即状态评价明现状、分析诊断找差距、优化调整挖潜力、技术改进提性能、监督管理形体系的全过程闭环管理。

3.1、氮氧化物控制技术火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。

(1)低氮燃烧：技术成熟、投资和运行费用低，是控制NOX最经济的手段。主要是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量(约200-400mg/m3)，但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。

(2)SCR：技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施。其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将NOx还原为N2。此工艺反应温度在300-450℃之间，脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60-90%。与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。其主要问题是空预器堵塞、氨逃逸等。

(3)SNCR：在高温条件下(900-1100℃)，由尿素/氨作为还原剂，将NOx还原成N2和水，脱硝效率为25%～50%。氨逃逸率较高，且随着锅炉容量的增大，其脱硝效率呈下降趋势。

(4)正在研发的新技术

脱硫脱硝一体化技术：针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征，国电科学技术研究院开展了“大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范”研究，旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上，耦合研究开发的脱硝液、抑制剂、稳定剂等，在不影响脱硫效率的前提下，实现氮氧化物的联合控制。

低温SCR技术：其原理与传统的SCR工艺基本相同，两者的最大区别是SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温(300-450℃)、高尘(20-50g/m3)端，而低温SCR法布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、FGD前的低温(100-200℃)、低尘(<200mg/m3)端，可大大减小反应器的体积，改善催化剂运行环境，具有明显的技术经济优势，是具有与传统SCR竞争的技术，是现役机组的脱硝改造性价比更高的技术。目前，国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究，正在开展热态中间放大试验。

炭基催化剂(活性焦)吸附技术：炭基催化剂(活性焦)具有比表面积大、孔结构好、表面基团丰富、原位脱氧能力高，且具有负载性能和还原性能等特点，既可作载体制得高分散的催化体系，又可作还原剂参与反应。在NH3存在的条件下，用炭基催化剂(活性焦)材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2。

3.2、烟尘控制技术火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主(90%)，日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。为适应新标准要求，更高性能的除尘技术的正处于研发、示范、推广阶段。

(1)电除尘技术：应用广，国际先进，同时涌现了一些改进技术，如高频电源、极配方式的改进、烟尘凝聚技术、烟气调质技术、低低温电除尘技术、移动电极电除尘技术等。

(2)袋式和电袋复合除尘技术：近5年快速发展起来的除尘技术，正处于总结应用经验、规范发展的阶段。

(3)湿式电除尘技术：其工作原理与传统干式电除尘相似，依靠的都是静电力，所不同的是工作环境为一“湿”一“干”，其装置通常布置在湿法脱硫设施的尾部。由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气，在扩散荷电的作用下，能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物(SO3、NH3、SO2、NOX)、石膏液滴、酸性气体(SO3、HCL、HF)、重金属汞等，实现烟尘≤10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。目前，国电科学技术研究院已开发了该技术，并建立了300MW、600MW的示范工程。

3.3、二氧化硫控制技术

火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主(92%)的技术路线。通过近10年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，在脱硫效率、运行可靠性、运行成本等方面有很大的提升，对电厂运行的影响明显下降，运行、维护更为方便。目前，正处于高效率、高可靠性、高经济性、资源化、协同控制新技术的研发、示范、推广阶段。

对新建的“增量”机组，新标准要求SO2排放限值为100mg/m3、重点地区为50mg/m3。要实现该限值，单靠传统的湿法脱硫技术难于实现，需采用新技术，如已得到应用的单塔双循环、双塔双循环技术，正在开发的活性焦脱硫技术等。对现役的“存量”机组，要求的排放限值为50-200mg/m3、高硫煤地区为400mg/m3，且于2014年7月1日开始实施。由于脱硫设施“十一五”期间非常规的井喷式发展，无论是技术本身，还是工程建设、安装调试、运行维护等均需要适合国情的调整、改进和优化过程。如核心技术的消化、复杂多变工况的适应能力;因建设工期紧造成设计投入力度低，缺乏对个案分析，简单套用成功案例;受低价竞争影响，大多按400mg/m3设计，设计裕度小，关键设备、材料的质量达不到工艺要求;系统调试不充分，缺乏优化经验;运行管理水平还达不到主机水平;电煤质量不可控，硫份大多高于设计值等。因此，超过90%按照2003年版标准建设的现役脱硫设施，要满足新标准要求，需要优化调整、技术改造、甚至推倒重建。

3.4 PM2.5控制技术火电行业对PM2.5的控制主要体现在3个方面：

(1)利用ESP、BP和电袋等高效除尘设施，最大限度地减少PM2.5一次颗粒物的排放;

(2)利用高效脱硫设施和脱硝设施，最大限度地减少易在大气中形成PM2.5的前体污染物(如SO2、NOX、SO3、NH3等);

(3)在湿法脱硫设施后建设烟气深度净化设施(如湿式电除尘器等)，对燃煤烟气排放的烟尘、SO2、NOX、SO3等多污染物进行末端协同控制，实现烟尘排放≤10mg/m3、SO2≤50mg/m3、NOX≤100mg/m3。

4、结语

电力工业是重要的基础性行业，也是社会经济持续发展的重要条件和保证，面对资源约束趋紧、环境污染严重、生态退化的严峻形势，以及生态文明建设的国家需求，必将按照国家大气污染防治行动计划，长期承担大气污染物控制的减排重任。为此，火电行业本着创新驱动和推广应用并重的方针，以科技创新为动力，以先进环保技术为依托，以削减大气污染物排放量为根本，遵循“高效清洁燃烧-污染物协同控制-废物资源化”为一体的控制路线[8]，持续研发、应用低能耗、低物耗、低污染、低排放，资源利用率高、安全性高、经济性高、环境性高的先进的环保技术，“建设好、运行好”环保设施，既构建绿色环保型“增量”机组，又全面提高现役机组“存量”的环保技术水平，在保障电力安全、可靠和有效供应的前提下，以科技进步和产业升级，实现电力工业绿色发展、循环发展和低碳发展。