摘要：随着我国经济不断发展，电力需求持续增大，电力行业面临环保形势严峻。地方政府、电力企业纷纷提出“超低排放”、“近零排放”、“达到燃机排放标准”的建设或改造要求。为积极探索火电厂“超低排放”技术，特别是为保证机组低负荷状态下脱硝装置仍能不退出系统，提高烟气脱硝系统的投运率，本文认真研究了烟气脱硝系统的设计方案，找到了提高烟气脱硝系统投运率的技术路线，本文还对燃煤高灰、高硫情况下实现高效除尘、高效脱硫的技术方案进行了研究。
引言
山西某2×350MW工程为低热值煤发电项目，工程建设规模为：2×350MW 超临界空冷机组。工程属于坑口电厂性质，利用当地煤矿产生的丰富煤矸石、煤泥等作为燃料，该工程煤质见表1：
该工程燃煤属高灰、高硫、低热值燃煤，实现超低排放非常困难，本文经过对多种先进环保技术方案比较论证后，提出了采用循环硫化床锅炉+低氮燃烧+SNCR＋SCR脱硝、布袋除尘器、高效湿法脱硫装置、湿式静电除尘器相结合，形成一体化的烟气污染治理流程，最终可以实现超低排放的目标。
1国内外燃煤电厂污染物排放指标
1.1国外部分发达国家污染物排放标准
国外部分发达国家300MW级燃煤电站污染物的排放限值见表2：
1.2国内排放标准
我国最新环保标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中对燃煤电厂(重点地区)的排放限值见表3，比主要发达国家的标准都要严格许多。
2降低PM10排放技术
除尘器的型式按照结构型式区分主要有机械式、水膜式、静电式、过滤式等几大类型。满足现行国家和地区环保要求，并且适合350MW以上燃煤机组使用的除尘设备主要有静电式除尘器和滤袋式除尘器两种。
对于燃煤电厂，影响静电除尘器收尘效率的主要因素有烟气流速、比集尘面积、电场参数自动控制水平、粉尘特性等。
对于燃煤电厂，影响袋式除尘器收尘效率的主要因素有滤袋品质、破损率、清灰方式。
目前，静电除尘和袋式除尘的技术日渐成熟，通过优化设计均能将除尘器出口的烟尘浓度控制到30mg/m3以下，袋式除尘还有能力将除尘器出口的烟尘浓度控制到20mg/m3以下。
尽管高效除尘器能将除尘器出口的烟尘浓度控制到较低的水平，但要做到超低排放还有一定差距。目前，最可靠地实现烟尘超低排放的措施就是在高效除尘、湿法脱硫后加湿式电除尘器（WESP）。
据统计，截至2003年至少已有50余套不同类型的WESP应用于美国、欧洲及日本的电厂，其中容量最大的是日本的碧南电厂，共3×700MW+2×1000MW机组，均安装了WESP，其中3台700MW使用的是日本三菱重工的WESP技术，2台1000MW机组使用的是日本日立的WESP技术，碧南电厂的烟尘排放长期稳定在2～5mg/m3。WESP虽然在去除酸雾、细颗粒物和重金属等方面优于传统的干式静电除尘器，但其价格较高，因此，在发达国家的使用并不十分普遍，主要是用于人口稠密、环境敏感的地区。
2.2国内WESP的应用与效果
WESP在国内冶金行业、硫酸工业等已有多年成功的运行经验，是一项成熟技术。
湖南益阳电厂300MW燃煤机组于2001年12月投入运行，采用三电场静电除尘器，设计除尘效率为99%，同时建有石灰石-石膏湿法脱硫系统，无GGH。因烟尘排放浓度较高，在136mg/m3左右，且“石膏雨”现象较为严重，除尘器改造缺乏场地。因此，决定在湿法脱硫塔后，加装柔性电极WESP。该WESP工程由国电科学技术研究院总包，是中国国电集团公司的示范工程，于2012年7月开工建设，2013年初投入正常运行。
2013年3月14日～19日的测试结果表明，该WESP对脱硫后的烟气中固体（包括烟尘、石膏）去除率为86.4%，对液滴的去除率为91.3%，对气态汞的去除率为57.4%。在解决了“石膏雨”问题的同时，能够稳定实现烟尘达标排放。对烟气中不同粒径的颗粒物去除效果见表4。
由表1可知，WESP对不同粒径的颗粒物，其去除效率是不同的。
3高效脱硫技术方案
本工程设计煤种含硫量2.65%、校核煤种含硫量2. 31%，为实现超低排放，控制SO2的排放浓度不高于35mg/Nm3，本工程综合脱硫效率需在99.7%以上。单纯采用湿法烟气脱硫要实现如此高的脱硫效率尚没有脱硫承包商敢于承诺，因此，本工程设计中采用了炉内脱硫效率85%+炉后高效湿法脱硫效率98%的脱硫方案。
我国主要的锅炉制造商均能实现循环流化床锅炉炉内脱硫85%的指标，在此不再赘述。
炉后高效湿法脱硫技术有：在常规的脱硫塔基础上增加喷淋层数量和浆池容量、双回路吸收塔技术、托盘技术、液柱塔技术等，具体方案可在下一阶段脱硫系统承包商确定后确定。
双回路循环塔的实质是将喷淋空塔中的SO2吸收氧化过程划分成两个阶段，采用两级吸收氧化串联使用，两级循环分别设有独立的循环浆池和喷淋层，根据不同的控制参数和功能，每个循环阶段具有不同的运行参数，两个阶段各自形成一个回路循环。
第一阶段起预吸收作用，去除粉尘，HCl和HF，部分去除SO2，使第二阶段不需面对HC1，HF和粉尘对吸收过程的有害效应。第一阶段回路中，循环浆液pH值控制在4.0～5.0，最佳PH值控制在4.5左右。主要功能是保证充分的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间。
第二阶段实现SO2吸收，保证脱硫效率。pH值应控制在较高的水平，一般在5.8～6.4，最佳pH值控制在6左右。
双回路吸收塔的特点是石灰石利用效率高，反应处于最佳pH值要求。因为两个循环过程的控制是独立的，避免了各个参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，该塔型可以较快地适应煤种变化和负荷变化，同时保证较高的脱硫效率。
托盘吸收塔技术的是美国巴威公司，在喷淋空塔的基础上，设置一层或两层塔板，塔板位于吸收塔浆液喷咀下部，塔板上按照一定的开孔率布满小孔，吸收剂浆液在塔板上形成一定厚度的液层，因此称塔板为多孔托盘。烟气从吸收塔底部进入，气液两相逆相通过托盘上的小孔，烟气在托盘上被分散成小股气流（托盘实际上是布风装置）、均匀分布到整个吸收塔截面、气流在液层中鼓泡，流体剧烈湍动，形成气液接触界面，液体则直接由小孔下落，在此过程中完成SO2的吸收过程。托盘上的液层高度靠烟气托住。托盘塔的特点是造价较高，操作性能好，液气比较低，吸收塔的脱硫效率高，结构比较复杂，塔高度小，处理能力大，吸收塔内部表面及托盘无结垢、堵塞问题。托盘可同时用作维修喷咀的平台。
液柱吸收塔为日本三菱重工开发的吸收塔型；液柱吸收塔为无填料空塔，吸收剂浆液自塔底向上垂直喷射，形成液柱，故称液柱塔。根据脱硫效率的不同要求，液柱塔可以分为单液柱塔和双液柱塔（U型塔）。
烟气自上而下通过双液柱塔的逆流段，与向上均匀喷射呈柱状的石灰石浆液逆向进*液两相接触传质，并与喷射后淋落的高密度细微液滴同向降落，继续进行传质和化学反应。在反应池上部空间，烟气经90°折转，自下而上通过双液柱塔的顺流段，与向上喷射的液柱及向下淋落的微细液滴又一次进*液两相高效接触，完成第二次脱硫过程。
4高效脱硝技术方案
目前，国内火电厂的脱硝多采用炉内低NOx燃烧加炉后催化还原（SCR）技术，该技术在锅炉负荷较高的情况下，可满足当前的大气污染物排放标准要求。
然而，在电厂实际运行中，SCR系统在烟温低于一定程度就要停止喷氨，虽然烟温还在催化反应的允许温度，但是考虑到下游空预器硫酸氢铵凝结段上移，因此在锅炉低负荷时要停*硝反应。随着环保要求提高，可能以后会要求机组低负荷下也要运行SCR，这时候需要采取一些针对性的措施以实现更低烟温下运行SCR，使机组在各种负荷工况下均可达标排放。
4.1 低NOx燃烧技术
随着环保标准的提高，为降低SCR的投资和运行费用，各主机厂都十分重视对于低氮燃烧的研究。国华锦界电厂经低氮燃烧改造后，炉膛出口NOx浓度低于150mg/Nm3。
多年来各大锅炉厂开发积累了多种低NOx煤粉燃烧技术，目前采用最多的是第3代高级复合空气分级低NOx燃烧系统。
4.2选择性非催化还原（SNCR）技术
SNCR技术应用在大型锅炉上一般能达到30％左右的NOx脱除率，对于CFB锅炉，由于旋风分离器混合效果很强烈，通过旋风分离器将还原剂和烟气的充分混合作用，脱硝效率可达到60%以上。
4.3 选择性催化还原（SCR）技术
SCR系统的限制因素因运行环境和工艺过程而变化。这些制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。
SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、旁路系统、检测控制系统等组成。
对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨则被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为80～90%。
4.4 全负荷脱硝技术方案
为满足各种负荷工况下，脱硝系统可正常运行，目前可以采用的主要方案有省煤器入口加装旁路烟道、设置省煤器水侧旁路、省煤器分级布置等。下面对上述三个方案进行简单介绍：
（1）省煤器入口加装旁路烟道
原理：在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤气出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝反应窗口温度下限值以上。旁通烟道上需设置调节和关断的双挡板门，锅炉在高负荷运行时通过关闭关断门确保旁通烟道的密闭性，在低负荷时通过调节挡板门无极调节烟温，满足低负荷SCR投运对烟温的要求。
优点：方案实施较为简单，在较低负荷下仍能满足脱硝运行的条件。
缺点：
1）这种方案会影响省煤器换热量，增加炉水欠焓，当控制系统不改变煤水比的时候，可能会导致蒸发量减少或者主汽汽温偏低。
2）如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩。
3）当旁路挡板打开时，会使得排烟温度升高10～20℃，影响机组经济性（热效率可能降低0.5～1%）。
4）投资比较高。
（2）省煤器水侧旁路改造
原理：在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至悬吊管，减少给水在省煤器中的吸热量，以达到提高省煤器出口烟温的目的。
由于水侧传热系数极大，减少工质流量无法有效降低出口烟温，即减少水流量，省煤器的总换热量基本不变，出口烟温也基本不变，只是提高了省煤器出口水温。当负荷较低时，需要的旁路流量较大，将会产生省煤器中介质超温现象，威胁到机组的安全性。
（3）省煤器分级
原理：在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在脱硝反应窗口温度下限值以上的目的，以保证SCR可以在最低稳然负荷以上所有负荷正常运行。
优点：能在不影响锅炉整体效率的情况下提高SCR入口烟温，同时还能降低排烟温度，提高锅炉效率，具体布置方案需要根据实际情况进行设计。
缺点：受SCR最高允许温度的限制，分配到SCR之后的省煤器受热面积也不能太多，相应的在低负荷下能提高SCR入口烟温的幅度有限，而且SCR入口烟温没有调节手段。不过可以设置成两级省煤器流量分配可调的话，就可以控制SCR入口烟温，下级省煤器只要保证有一定最小流量带走热量防止汽化就可以。在具体实施时，一般锅炉的竖井高度可能较为紧张，布置上会紧张一些；但是塔式锅炉垂直烟道较长，布置上较容易实现。
（4）提高低负荷给水温度
据了解，外高桥三期工程在原设计条件下，脱硝装置控制在入口烟气温度320℃以上运行，机组约能在550MW及以上负荷投运喷氨装置。电厂经技术改造，提高了给水温度以及脱硝装置入口烟气温度，能够实现在最低稳燃负荷以及低负荷投运。浙江台二、江苏沙洲二期、国电泰州二期等工程在设计阶段通过提高给水温度，已经基本实现了在最低稳燃负荷以上投运脱硝，即全负荷脱硝技术。
（5）选用脱硝温度窗口更合适的脱硝催化剂
当前我国火电厂脱硝所用的催化剂主要是VWTi型催化剂，对该类型的催化剂的研究已经比较完备。VWTi型催化剂在其窗口区间300-400℃有很好的催化还原效果，电厂正常运行时脱硝反应区也刚好可维持在这个温度区间，这也是众多电厂选用VWTi型催化剂的原因，但值得注意的是火力发电锅炉在低负荷运行时不采取有效措施，就不能将脱硝反应区维持在300-400℃这个温度区间，烟气温度低于300℃时， VWTi型催化剂脱硝效率快速降低，影响到电厂的达标排放。为保障火电厂氮氧化物能达标排放，最近几年脱硝催化剂厂家深入研究了多种催化剂在脱硝过程中的特性，目前，已经找到了脱硝窗口在250-400℃区间的VMoTi型催化剂，火电厂若能改用这种催化剂就基本能做到各种工况下氮氧化物达标排放。
4. 5 本工程脱硝方案选取
以上高效脱硝技术是对电厂全流程不同位置的优化，可多种技术方案同时采用。为满足燃气轮机排放标准中NOx排放浓度不超过50mg/Nm3的要求，本工程拟采用炉内低NOx燃烧+SNCR+SCR脱硝技术，实现各种工况下的全负荷脱硝，达到NOx超低排放。
5结论
本工程拟采用锅炉低氮燃烧+SNCR+SCR脱硝技术、布袋除尘器+一级湿式静电除尘器相结合的除尘技术，常规五层喷淋空塔脱硫装置，并考虑省煤器入口加装旁路烟道、省煤器分级等保证低负荷时脱硝系统正常投运的措施，形成一体化全负荷条件下的烟气污染治理系统。最终主要大气污染物的排放可控制到烟尘排放浓度≯7.2 mg/m3，SO2排放浓度≯30.6 mg/m3，NOX排放浓度≯30 mg/m3，低于重点地区燃煤电厂排放限值，也低于山西省超低排放限值，实现了超低排放。
参考文献：
1、莫华、王圣.火电减排遭遇五大挑战[N].北京:中国环境报,2013-4-10
2、朱法华、王圣.煤电大气污染物超低排放技术集成与建议 环境影响评价 2014第5期
（作者：马继军1，蒋安1，韩炜1，赵斌1--1中国电力工程顾问集团西北电力设计院，西安710075）
