【技术分析】燃煤电厂烟气超低排放技术路线研究-北极星火力发电网

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针对我国燃煤电厂烟气超低排放要求，可采用的技术路线有：以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线和以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线。本文从关键设备主要功能、污染物协同脱除作用、适用条件、国内外工程应用等方面对上述技术路线进行了简要分析，提出超低排放技术值得关注的问题及建议。本文可为我国燃煤电厂烟气治理提供一定的借鉴作用。

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1 引言

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)进一步降低了燃煤电厂大气污染物的排放限值，其中重点控制地区，要求烟尘排放限值20mg/m3。由于环境容量有限等原因，江苏省、浙江省、山西省、广州市等地已出台相关政策，要求燃煤电厂参考燃气轮机组污染物排放标准限值，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。国家发改委、环保部和国家能源局三部委联合于2014年9月颁发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》，要求东部地区新建燃煤机组排放基本达到燃气轮机组污染物排放限值，即基准氧含量6%条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，对中部和西部地区及现役机组也提出了要求。

燃煤机组排放达到或基本达到燃气轮机组标准排放限值被业内称为超低排放。针对我国日益严峻的大气污染形势及国内燃煤电厂使用的除尘设备80%左右为电除尘器这一现状，同时借鉴发达国家的先进电除尘技术，为实现燃煤电厂烟气超低排放，可采用“以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”或“以湿式电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线”。

2 以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线

我国燃煤电厂现有烟气治理技术路线在实施过程中注重的是单一设备脱除单一污染物的方法，未充分考虑各设备间协同效应，在达到相同效率情况下，系统相对复杂，投资和运行成本较大，且在当前实际情况下，常规除尘设备较难达到超低排放的要求。

以低低温电除尘技术为核心的烟气污染物协同治理路线是在充分考虑燃煤电厂现有烟气污染物脱除设备性能(或进行适当的升级和改造)的基础上，引入“协同治理”的理念建立的，具体表现为综合考虑脱硝系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同关系，在每个装置脱除其主要目标污染物的同时能协同脱除其它污染物，或为其它设备脱除污染物创造条件。

以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理典型技术路线为：脱硝装置(SCR)→热回收器(WHR)→低低温电除尘器(低低温ESP)→石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置(WFGD)→湿式电除尘器(WESP，可选择安装)→再加热器(FGR，可选择安装)。

当燃煤电厂污染物需达到超低排放的要求时，可采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，如图1所示。

当烟尘排放限值为5mg/m3，且不设置WESP时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于20mg/m3，湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。

当烟尘排放限值为10mg/m3，且不设置WESP时，低低温电除尘器出口烟尘浓度宜小于30mg/m3，湿法脱硫装置的除尘效率应不低于70%。

注：当不设置再加热器(FGR)时，热回收器处的换热量按上图①所示回收至汽机回热系统;当设置再加热器(FGR)时，热回收器处的换热量按上图②所示至再加热器(FGR)。

2.1 关键设备主要功能

1)脱硝装置(SCR)

主要功能是实现NOx的高效脱除，若通过在脱硝系统中加装高效汞氧化催化剂，可提高元素态汞的氧化效率，有利于在其后的除尘设备和脱硫设备中对汞进行脱除。

2)热回收器(WHR)

主要功能是使烟气温度降低至酸露点以下，一般为90℃左右。此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度高，比表面积大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热烟囱前的净烟气。

原标题：燃煤电厂烟气超低排放技术路线研究

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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