摘要：国家对燃煤电厂污染物排放和总量有了更严格的控制，中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益的新工艺，燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线应运而生，利用深度脱硝、深度除尘、高效脱硫以及湿式电除尘多种先进技术高效结合，有效降低燃煤电厂污染物排放，实现近零排放，不仅具有显著的环境效益、经济效益和社会效益，同时也符合中国及电力行业减排市场的需要。
1.前言
在21世纪煤炭仍将在我国能源中占主导地位，而且其利用量随能源利用总量的增加也进一步增加。燃煤电厂仍然是耗煤大户，2012年，中国大陆电力行业耗煤量约占煤炭总消耗量的一半，耗煤总量约18.55亿吨，排放了SO2 883万吨、NOx 948万吨、粉尘151万吨。因此有效控制燃煤电厂SO2、NOx和粉尘排放量已迫在眉睫，势在必行。
国家和地方环保部门对燃煤电厂污染物排放和总量有了更严格的控制。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)的规定：NOx排放浓度限值为100mg/m3，SO2排放浓度限值为50mg/m3，烟尘排放浓度限值为30mg/m3[1]。同时提出了燃煤电厂主要污染物排放达到/超过国家天然气燃气轮机排放限值的要求，即NOx排放浓度限值为50mg/m3，SO2排放浓度限值为35mg/m3，烟尘排放浓度限值为5mg/m3，实现近零排放。
中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益，并能减少脱硫脱硝除尘系统运行成本的新工艺，燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线应运而生，利用深度脱硝、深度除尘、高效脱硫以及湿式电除尘多种先进技术高效结合(见图1)，有效降低燃煤电厂污染物排放，实现近零排放，不仅使用户一次投资永久受益，同时也符合中国及电力企业减排市场的需要。
2. 烟气深度净化工艺路线
2.1 深度脱硝技术
燃煤电厂烟气深度净化治理工艺将实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理，控制NOx排放浓度<50 mg/m³，达到燃气排放标准。合理选择开发出组合脱硝深度控制工艺，可在较低的成本下实现NOx的深度治理。烟气在锅炉内采用再燃脱硝技术，合理利用选择性催化还原脱硝技术(SCR)或者选择性非催化还原技术(SNCR)，以液氨、氨水或尿素为还原剂，实现燃煤电厂NOx污染物的高效、深度治理。
再燃技术采用空气和燃料分层燃烧的方法来达到较高的脱硝率，是实现经济高效的多层优化脱硝的又一个重要的技术手段(如图2所示)。其技术原理是：一次燃料喷入主燃区，在氧化气氛下剧烈燃烧，生成大量NOx的同时提高煤粉的早期燃尽;约15-20%的二次燃料在强还原气氛条件下燃烧，将来自主燃区的NOx还原成N2。再燃技术将低NOx燃烧器、燃料与空气的分级燃烧、以及锅炉性能等作为一个整体来考虑，运用冷态模型试验以及CFD模拟等先进技术，对锅炉进行传热计算，并且对空气管道、低氮燃烧器以及风箱进行CFD模拟，模拟其流场、温度场、浓度场等，NOx降低率约为50%-70%，适用于四角切圆、旋流燃烧器和“W”火焰燃烧的所有锅炉。
针对中国燃煤电厂烟气NOx浓度范围为200~800mg/m3，制定不同的烟气深度脱硝技术路线，可使燃煤电厂烟气NOx排放达到燃气排放标准，实现近零排放。
(1)再燃技术+SNCR技术路线(如图3所示)
应用范围：NOx 浓度150~250mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化，并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，实现脱硝最优的效果。
再燃改造后NOx排放浓度：<100 mg/Nm3
SNCR氨逃逸<10 ppm
再燃+SNCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3(2)再燃技术+SCR技术路线(如图4所示)
应用范围：NOx 浓度250~650mg/m3(再燃效率40%~50%，SCR效率65%~85%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SCR进口烟气分布均匀，达到脱硝最优的效果 。
SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%
再燃+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3
(3)再燃技术+SNCR+SCR技术路线(如图5所示)
应用范围：NOx浓度650~800mg/m3(再燃效率40%~50%，SNCR效率40%~55% ，SCR效率78%~85%)
技术效果：可使燃煤电厂排烟NOx含量小于50mg/m3
技术要求：
通过流场仿真，设计最合理的喷枪布置位置，使再燃燃料混合最优化、并保证SNCR反应在最佳温度窗口范围900-1000℃内，同时保证SCR进口烟气分布均匀，实现脱硝最优的效果。
SNCR氨逃逸<10 ppm、SCR氨逃逸<3 ppm、SO2/SO3转化率 ≤1%
2.2 深度除尘技术
再燃+SNCR+SCR脱硝后，烟气中NOx排放浓度：<50 mg/Nm3
袋式除尘器虽然除尘效率高，但存在压力降大、滤袋寿命短、运行成本高、旧滤袋无法达到资源化利用等缺点。而电除尘器已经有100多年的发展历史，具有除尘效率高、适应范围广、运行费用低、可靠性高、使用方便且无二次污染等独特优点，一直是燃煤电厂除尘设备的首选[2]。随着新标准的推行，这给电除尘器技术带来了挑战，也带来了机遇，为满足该标准，国内很大一部分燃煤电站现役电除尘器均需要提效改造，根据对相关资料的统计和推算，截至2013年4月，我国火电装机容量达8.3亿千瓦，但仍有约4亿千瓦燃煤机组的除尘器需要进行升级改造，折算成600MW机组，数量约为700余台套。因此，电除尘如何提效改造以及电除尘新技术的应用已成为行业内关注和研究的热点问题[3]。同时要满足低排放要求，大力发展和综合应用电除尘新技术作为除尘深度治理技术才是治本的关键，也是最佳的现实选择。
2.2.1 移动电极电除尘技术
移动电极电除尘技术收尘机理与常规电除尘器完全相同，只是改传统的振打清灰为清灰刷清灰，使极板始终保持干净，可清除高比电阻粉尘、粘性粉尘[4]。由于清灰是在无烟气流通的灰斗内进行，消除了因清灰造成的二次飞扬，而且可以克服反电晕的发生。该技术具有高效、节能、适用性广等优点，能实现除尘效率达到99.8%以上，出口粉尘浓度低于30mg/m3。局限性是结构复杂，对制造和安装工艺要求较高，运动构件位于烟尘中，维护复杂、可靠性差。国内已有数套300MW及以上机组应用，截至2012年底，已签订300MW及以上机组应用的合同装机容量超过18000MW，其中1000MW机组2套，600MW机组8套。
2.2.2 电凝并技术
含尘气体进入除尘器前，对其进行分列荷电处理，使不同粒径粉尘有效凝聚，形成大颗粒后进入除尘器;减少烟尘总质量排放，有效提高ESP除尘效率;显著减少PM2.5的排放，对PM2.5的捕集效率30～80%;并且有助于减少汞、砷等有毒元素的排放[5]。局限性为凝聚器的安装需要一定长度的进口烟道，故其使用受到一定限制;提效又受除尘设备出口排放和粉尘粒径影响，且其提效具有一定范围，不适用收集磨琢性强的粉尘。在国内中电投上海吴泾热电厂300MW机组、江阴苏龙热电135MW机组等取得了应用。
2.2.3 烟气调质技术
2.2.4 低低温电除尘技术
借助飞灰表面毛细孔的孔壁场力、静电力等力的作用，调质剂(如水汽或硫酸)首先被吸附并凝结在这些毛细孔内，继而扩展到整个飞灰表面，形成一层水膜。飞灰表层所含的可溶金属离子，将溶于形成的液膜中，而变得易于迁移。在电场力作用下，溶于膜中的离子以膜为媒介，快速迁移，传递电荷[6]。此外，通过改变飞灰的黏附性以及飞灰颗粒之间的作用力，增大飞灰的粒径，提高粉尘层间的粘附能力，减少二次扬尘。烟气调质技术应用灵活，高度集成，安装方便，但要注意不是所有的工况都适合使用，也会受烟气条件和粉尘性质的影响和制约。对煤种、烟气条件的适应性往往经过理论分析后，要再经过实际实验来确定比较有把握。
通过低温省煤器或GGH降低电除尘器入口烟气温度至酸露点以下，一般约为90℃。这样可使烟气中的大部分SO3在热回收器中冷凝，黏附在粉尘上并被粉尘中的碱性物质中和，烟气粉尘的比电阻大大降低，粉尘特性得到很大改善。这种方法可大幅提高除尘效率，同时可以去除烟气中大部分的SO3[7]。该技术具有提效除尘、脱硫的同时，可利用余热以节能、节水，解决了SO3腐蚀难题等优点，能实现烟尘排放浓度可低于30mg/m3甚至更低;节省标准煤耗1.0～3.5g/kWh。在国内福建宁德电厂600MW机组、大唐国际潮州发电有限公司宁夏水洞沟660MW机组;上海漕泾一期1000MW机组等取得应用。
2.2.5 新型电源技术
(1)高频电源技术
高频电源是把三相工频电源经三相整流成直流，经逆变电路逆变成几十千赫兹以上的高频交流电流，然后通过高频变压器升压，经高频整流器进行整流滤波，直流输出至电场[8]。该技术具有：提效、节能、适应性广等优点，能个实现除尘效率可达99.8%以上，烟尘排放浓度低于20mg/m3。
(2)脉冲高压电源技术
脉冲高压电源以窄脉冲(120μs及以下)电压波形输出为基本工作方式，其主要目的是在不降低或提高除尘器运行峰值电压的情况下，通过改变脉冲重复频率调节电晕电流，以抑制反电晕的发生，使电除尘器在收集高比电阻粉尘时有更高的收尘效率[9]。
2.3 高效脱硫技术
2.3.1 单塔双循环脱硫技术
在脱硫工艺中，已开发的脱硫法有很多，有干法、半干法、以及湿法;其中湿法技术又有许多，如氧化镁法、双碱法、Wellman-Load法、氨法、海水法和柠檬酸钠法等，但由于种种原因都无法与石灰/石灰石-石膏法竞争，工业占有率较低。石灰/石灰石-石膏法依然是如今应用最广泛，技术最成熟的脱硫工艺。为了满足燃煤电厂新排放标准，实现脱硫提标改造满足燃气标准，单塔双循环以及双塔双循环石灰/石灰石-石膏法脱硫新技术应运而生。
单塔双循环湿法脱硫技术脱硫反应原理与传统湿法脱硫一致，但其在整个脱硫工艺路线中与传统脱硫法具备更多的优势。工艺特点是将一个吸收塔分成上下两段，分别控制两段在不同的pH值下操作。上段(上循环)pH控制在6左右，下段(下循环)控制pH在4.5左右(见图10)。这样，在上循环段，高pH值的浆液有利于SO2的吸收，在下循环段，低pH值的浆液有利于硫酸钙和亚硫酸钙的溶解，利于亚硫酸钙氧化成为石膏。每个循环的控制都是独立的，并且易于优化和快速调整。对于一些不利的运行工况，比如燃料或负荷变化能够迅速反应。
由于双循环工艺使得上循环浆液中含有过量石灰石(约过量20%)，系统缓冲容量大。通过缓冲作用，系统地自动控制在一个稳定的最佳pH范围内，不会随气流及负荷的变化而波动。这样，在其他湿法工艺中所遇到的pH大幅度波动的情况在双循环工艺中能够得到避免。由于操作时pH稳定，从而避免了CaSO4过饱和波动引起的结垢及堵塞。由此特别的工艺特征，使该工艺系统不需频繁调整控制进料。所有操作有一套相对简单的控制系统来完成。由于集液斗导流板设计，使得塔内气体经集液斗后整流，少了塔中常遇到的死角、涡流现象，提高了塔的空间利用率，提高了整体的脱硫效率。
2.3.2 双塔双循环脱硫技术
双塔双循环脱硫技术是在单塔双循环技术上的延伸和发展，反应原理和单塔双循环类似，都是以石灰石或石灰作为脱硫剂，通过石灰石浆液吸收氧气中的二氧化硫从而达到净化烟气的目的，双塔双循环工艺中，一级循环吸收塔pH一般控制在4.5左右，在保证吸收效率的前提下，同时能改善亚硫酸盐氧化，促进石膏晶体生长;二级循环吸收塔pH控制在5.8左右，对二氧化硫的吸收效果显著[11](见图11)。
双塔双循环脱硫技术非常适应于高含硫煤和脱硫效率要求非常高的改造工程，能有效的利用原有装置，避免了重复建设和资源浪费;二级吸收塔建设期间，不影响原脱硫系统运行，缩短停炉改造时间。双塔双循环一级吸收塔和二级吸收塔循环系统彼此独立，能够分别控制两吸收塔浆液pH值，在保证脱硫效率的前提下，同时促进亚硫酸盐氧化和石膏晶体生长，提高副产物品质。工程实践证明，双塔双循环脱硫效率能达99%以上，脱硫石膏的含水率能达6%。副产物品质高，能够用做水泥缓凝剂、生成建筑石膏等。
2.4 湿式电除尘技术
常规电除尘器对粒径10μm以上颗粒脱除效率高达99% 以上，但对于10 μm (特别是2.5 μm)以下微细颗粒难以收集。这是由于微细颗粒子难以荷电，而且电极振打产生二次扬尘容易使已捕集的微细粒子逸出，从而导致脱除效率急剧下降，烟气中粉尘含量很难控制在20mg/m3，甚至30mg/m3。通过湿法脱硫，脱硫塔顶部经常出现白色水雾，甚至是“石膏雨”，很难有效达到现行排放标准。2013年9月25日，国家环保部颁布了《环境空气细颗粒物污染防治技术政策》中对工业污染源治理明确鼓励火电企业采用湿式电除尘(WESP)等技术，防止脱硫造成的“石膏雨”等污染，为了符合更为严格排放标准，在脱硫塔后设置湿式电除尘器，进行烟气深度净化势在必行。
WESP是在克服干式电除尘器及传统喷水除尘器弊端的基础上发展起来的。其工作原理为：悬浮粒子气溶胶荷电、带电粒子在电场里迁移和捕集，粉尘从阳极板(布)表面上清洗三个基本过程。其工作过程是：电晕放电，使雾滴荷电，含尘离子处于雾滴的“包围”之中，雾滴在向阳极板(布)移动的过程中与粉尘碰撞结合成较大荷电粒子，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极迁移并被收尘极捕集。在喷淋作用下，粉尘被冲刷清除[12]。WESP既消除了传统静电除尘器产生爆炸的隐患和电晕闭塞现象，又解决了反电晕和高压绝缘等问题;最重要是提高了除尘器的除尘效率达到了近零排放要求，同时消除了“石膏雨”。WESP具有煤种适应性好，高效捕集SO3气溶胶，可消除石膏雨，控制氨逃逸等优点，能够实现除尘效率达到99.9% 以上，出口粉尘浓度可控制在20mg/m³ 甚至5mg/m³ 以下，PM2.5的去除率高达95%以上。在国内湖南益阳300MW机组、福建上杭瑞翔纸业20t/h循环流化床锅炉及上海长兴岛第二发电厂15MW机组等取得了应用，效果良好。
3. 结论
“十二五”期间，我国新增2.5亿kW煤电机组，燃煤电厂是SO2、NOx、粉尘的主要排放源之一，为完成“十二五”减排目标，燃煤电厂污染物治理仍是重点。在国家对烟气排污的指标要求越来越严格，要求治理的污染物越来越多的宏观政策环境，中国的烟气减排市场企盼能够实现多效减排，带来减排收益的新工艺路线。燃煤电厂近零排放烟气深度净化工艺路线(深度脱硝技术+深度除尘技术+高效脱硫技术+湿式电除尘技术)具有脱硫脱硝除尘效率高;可实现全程自动化控制;各流程技术先进等显著优点。该技术工艺是实现燃煤电站主要污染物排放达到/超过国家天然气燃气轮机排放限值，实现近零排放的最佳工艺，环境效益、经济效益和社会效益显著;符合我国及电力行业减排市场的需要。
