燃煤烟气超低排放工艺路线与系统功能特性

肖育军，吴 林，易晓坚，邹毅辉，周雪斌

（中国能源建设集团华中电力试验研究院有限公司，湖南 长沙 410005）

2015年，国家环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中提出：东部、中部、西部地区分别在2017年、2018年、2020年实现超低排放，即烟尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。地方政府在国家标准的基础上制定更严的标准，如杭州在SO2、NOX、颗粒物的基础上，把SO3、雾滴、氨也纳入了地方《锅炉大气污染物排放标准》中。

为满足污染物排放浓度要求，在常规工艺技术的基础上，国内创新与发展了超低排放工艺路线，但目前仍缺乏对其工艺路线中各系统功能与特性变化的系统性介绍。文章在对烟气超洁净排放处理系统进行性能调整与测试试验的基础上，对比分析了超低排放工艺路线及其系统功能特性。

1 工艺路线

1.1 常规工艺路线

国内常规烟气污染物处理工艺路线见图1，包括：低氮燃烧器→选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）脱硝装置→除尘器→湿法烟气脱硫装置。其中在高负荷下，低氮燃烧器与SCR脱硝装置使烟气NOX排放浓度小于100 mg/m3。但在低负荷下，由于省煤器出口烟气温度低于SCR脱硝装置中催化剂的活性温度，导致SCR脱硝系统自动停运或催化效率低，使NOX排放浓度难以满足小于100 mg/m3的要求；国内成熟的电除尘器、布袋除尘以及电袋除尘工艺均能使烟气颗粒物排放浓度小于30 mg/m3；石灰石—石膏湿法与氨法烟气脱硫工艺可以通过控制系统运行参数，使SO2排放浓度小于100 mg/m3，同时，脱硫装置能对烟尘颗粒物进行进一步的净化，使其浓度为10～20 mg/m3，但烟气会夹带出喷淋浆液的雾滴，使烟囱处总颗粒物浓度增加到30～40 mg/m3。

1.2 超低排放工艺路线

烟气污染物浓度超低排放协同治理工艺路线，其典型路线见图2，包括：低氮燃烧系统→SCR脱硝装置→烟气冷却器→除尘器→湿法烟气脱硫装置→湿式电除尘器→烟气再热器。

图1 常规烟气污染物处理工艺路线

图2 烟气污染物超低排放协同治理典型工艺路线

2 功能特性

2.1 低氮燃烧系统

低氮燃烧系统由低氮燃烧器与低氮燃烧组成。低氮燃烧器是通过优化燃烧器的结构以及改变燃烧器的风煤比例，降低着火区温度与氧量浓度，从而抑制NOX的生成，对NOX的降低效率为35%～45%。低氮燃烧是通过控制锅炉内燃烧条件来降低NOX生成的技术，包括：低过量空气系数、空气分级与燃料分级燃烧等技术，对NOX的降低效率为20%～30%。如，某台600 MW前后墙对冲锅炉，上、中、下层磨煤机分别为D/A、C/E、B/F。在运行负荷为560 MW、6台磨煤机运行、磨煤机出力一致、中心风门全开、锅炉出口氧量为3.2%条件下，进行燃烧调整试验。调整方式与锅炉出口NOX浓度变化见表1，在不变负荷下，燃烧调整后，NOX的降低效率为28.6%。投下、中层磨煤机，停上层磨煤机在显著降低锅炉出口NOX浓度的同时还改善了锅炉燃烧的情况，而投上、中层磨煤机，停下层磨煤机则情况相反。

2.2 SCR脱硝

在氨氮均匀性混合调整与加装预备层催化剂的基础上，SCR脱硝装置能满足80%～90%的NOX脱除效率，使出口NOX浓度达到超低排放要求的同时，满足出口氨逃逸率浓度不超标的要求。然而，促进SCR脱硝工艺继续发展的压力依旧存在，如有研究表明：国内大气颗粒物表面的“结合水”在溶解大量NO2后能急速提升SO2的氧化速率，增加大气中二次气态污染物硫酸盐的产生，该研究提出：加强NOX的减排可以有效抑制硫酸盐的形成，达到间接“减速”重污染天气的形成。因此，NOX可能会成为优先控制的对象。

逃逸NH3与SO3生成的NH4HSO4容易增加空预器的区域性堵塞。试验结果与运行经验表明：氨逃逸浓度小于2 ppm时，空预器内NH4HSO4生成量很少；氨逃逸浓度在2～3 ppm时，空预器部分区域发生由NH4HSO4引起的堵灰，3个月内空预器阻力增加200～300 Pa；氨逃逸浓度大于3 ppm时，在空预器低温区域易发生由NH4HSO4引起的大面积堵灰，空预器阻力一个月内增加500～800 Pa。因此，在控制SCR实现NOX超低排放的同时，需加强对SCR装置内氨氮混合均匀性的测试与调整。

国内已有多种技术，可解决低负荷下脱硝系统投运与NOX浓度超低排放难题，其特征见表2，其中省煤器烟气旁路技术运用最为广泛。

表1 低氮燃烧调整对锅炉出口NOX浓度影响

表2 锅炉低负荷下，提升SCR入口烟温的技术及其特征

2.3 烟气冷却器与烟气加热器

为进一步提高除尘器对烟尘的净化效率与协同净化SO3，消除烟囱排放烟气时出现的白色“烟羽”，在空预器与湿电除尘器后分别增设烟气冷却器与烟气加热器。见图2，烟气冷却器与烟气加热器是一个循环的系统。

经过烟气冷却器后，烟气温度由90℃左右降低至酸露点以下5～10℃，SO3发生凝结，烟尘对冷凝的SO3产生吸附作用，并与之发生中和反应，在增加烟尘粒径的同时大大降低烟尘的比电阻，进而在下游的除尘器中被协同去除，去除效率达到75%左右，有效地降低了烟囱出口PM2.5的排放浓度，同时，烟气温度的降低，减小了除尘器的烟气处理量，进一步提升了除尘器的净化效率。而在常规工艺路线中，SO3在吸收塔内冷凝的硫酸气溶胶粒径很小，且脱硫浆液对SO3的吸收速率很低，导致吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳。

常规工艺路线烟囱出口白色的“烟羽”是由于湿法脱硫造成，脱除SO2的同时部分浆液被高温的烟气加热汽化成水蒸汽，导致脱硫出口50℃烟气中基本含有饱和水蒸汽（11%～12%），排出后与空气进行的热交换，导致水蒸汽冷凝成水雾，即形成烟囱出口白色的“烟羽”。超低排放工艺路线中，再热器把湿式电除尘器后的烟气由45℃左右加热到80℃左右，烟气温度的升高，使烟气的湿度饱和值增加（80℃时饱和水蒸气为46.7%），防止了烟气排放时水蒸汽的冷凝，即消除了白色的“烟羽”，同时也避免烟囱被腐蚀。

2.4 除尘器

成熟且广泛运用的除尘器技术包括：电除尘器技术、布袋除尘器技术和电袋除尘器技术。在烟气冷却器对烟气温度与烟尘比电阻降低的条件下，结合湿法脱硫与湿式电除尘技术，三类成熟的技术均能满足烟囱烟气颗粒物超低排放的需求。特征分别如下：

（1）电除尘器通过高频、三相、脉冲等高效电源技术与旋转电极式技术的发展，以及增加电场等措施，进一步提升常规电除尘器的效率，减缓了清灰时二次扬尘效应，使其出口颗粒物排放浓度从30～50 mg/m3降到15～20 mg/m3，但难以达到5 mg/m3。

（2）布袋除尘技术基本不受颗粒物含量高低和成分的影响，烟尘排放浓度可以长期稳定在20 mg/m3以下，且对微小颗粒物PM2.5的去除效率（99.5%）高于电除尘技术（85%～92%），但其1200 Pa左右的系统压降比电除尘器250 Pa左右的系统压降大很多，且滤袋需定时更换。

（3）电袋除尘器综合了静电除尘技术和布袋除尘技术的优势，前级采用静电除尘技术去除80%～90%的颗粒物，后级采用布袋除尘技术去除细颗粒物。除尘器出口排放浓度可以长期稳定在20 mg/m3以下，入口烟尘浓度低于10 g/m3时，甚至可达到5 mg/m3。

2.5 湿法脱硫

湿法脱硫因其高效的脱硫效率与成熟的技术、以及对颗粒物50%～70%的脱除率，正成为国内主流的运用技术。湿法脱硫技术包括：石灰石—石膏法、氨法、双碱法、氧化镁法，其中，石灰石—石膏湿法脱硫在大机组中运用最为广泛，氨法主要运用于化工行业的自备小机组。

石灰石—石膏湿法脱硫最初为常规的喷淋空塔，脱硫效率为90%～95%。为达到更高的SO2脱出效率，现已发展出托盘塔、旋汇耦合塔、文丘里塔、双回路吸收塔、串联塔等塔型结构，以及增效环结构。

其中托盘塔、旋汇耦合塔、文丘里塔都是在常规喷淋空塔的基础上设置一层或两层托盘、旋汇耦合器、文丘里棒结构，通过内部构件对喷淋空塔内烟气进行均匀性分布，增加塔内气、液接触的时间，并增加了塔内气相的湍流强度同时内部构件上截留部分浆液，增加了气、液接触的面积。通过加强上述功能达到促进SO2脱除的作用，内部构件上存在的液膜也增强了对颗粒物的捕集。

双回路吸收塔、串联塔把吸收区分成一级与二级吸收区，并对循环吸收区进行不同参数的控制，以达到增强SO2净化效果，如双回路吸收塔的一级吸收区浆液pH值控制在4.5～5.5间，在实现40%～80%脱硫效率的同时，能提高CaSO3的氧化率（在pH=4.5时，CaSO3的氧化率最高）、降低氧化空气系数，并提高石膏品质，使石膏含水率从10%降到6%；二级吸收区浆液pH值控制在5.6～6.4间，可以达到强化SO2吸收能力与降低循环浆液量的目的。

在吸收塔内靠近壁面区域的喷淋浆液密度较中心区域低很多，存在烟气“逃逸”的空档区域。600 MW机组常规吸收塔测试结果表明：经过喷淋层后，近塔壁面0.6 m区域内SO2浓度非常高，达到200～400 mg/m3，近塔壁面0.6～1.2m区域SO2浓度接近出口浓度60 mg/m3，而中间区域SO2浓度为0～20 mg/m3。为消除空档区域，在每层喷淋的下方设置增效环，增效环结构是一个倾斜固定在塔壁面上圆环面，在促使近壁面区域的烟气流向塔中间区域，消除出口近壁面区域高浓度SO2现象的同时，也消除了大量喷淋浆液沿壁面流动现象，进一步提升浆液的利用率。

2.5.2 氨法

目前，优化后的氨法脱硫塔运用两层托盘结构将吸收塔分割成三个循环区域，使区域间喷淋浆液彼此不混合，见图3。

图3 氨法脱硫吸收塔系统

一级循环区域设置一层喷淋，循环浆液中包含经氧化后的（NH4）2SO4与NH3，喷淋浆液对烟气进行预脱硫的同时，使烟气温度从92℃左右降为55℃左右（烟气温度的降低，是大量浆液被蒸发的结果），吸收塔内浆液中（NH4）2SO4浓度高时，循环泵能往（NH4）2SO4生产线提供原料，减少的浆液量由二级循环槽浆液补充。

二级循环区域设置三层喷淋，循环浆液包含（NH4）2SO4、NH4HSO4与高浓度 的 NH3， 是 SO2吸收的主要区域，为防止烟气携带的大量浆液雾滴进入三级循环区域，在喷淋层的上部设置一层屋脊式除雾器。

三级循环区域设置一层喷淋，循环浆液为工艺水，喷淋层下加装一层多孔填料，喷淋与多孔填料组合对烟气进行洗涤，达到减少气溶胶的排放，喷淋层的上部设置两层屋脊式除雾器，减少雾滴的排放。

在脱硫塔入口颗粒物浓度为5～8 mg/m3，SO2排放浓度10 mg/m3条件下，某氨法脱硫塔出口（NH4）2SO4颗粒物测试结果见表3，从表中可得：一级循环浆液内（NH4）2SO4浓度的高低与三级循环喷淋的停运，导致脱硫出口（NH4）2SO4气溶胶浓度是正常运行下的10～30倍。冷凝在采样管道中液态（NH4）2SO4浓度表明：采样滤筒不能全部拦截（NH4）2SO4气溶胶颗粒（玻璃纤维滤筒对0.5 μm颗粒物捕集率不低于99.9%，玻璃纤维滤膜对0.01 μm的颗粒物捕集率不低于 99%）。

表3 不同运行工况下，脱硫塔出口（NH4）2SO4颗粒物浓度范围

湿式氨法脱硫工艺易产生的气溶胶硫酸铵颗粒为亚微米级，0.07～0.70 µm粒径段最为明显，主要生成途径为：浆液挥发逸出气态NH3，NH3与SO2在高湿度、O2环境下通过气相 反 应 形 成 （NH4）2SO3、NH4HSO3、（NH4）2SO4等组分的气溶胶颗粒；高温烟气蒸发喷淋浆液，使（NH4）2SO4等固态晶粒析出，在高湿度环境下生成气溶胶颗粒。

2.6 湿式电除尘器

湿式电除尘器能对脱硫出口的烟尘、PM2.5、SO3酸雾、浆液雾滴以及水雾滴进一步去除，因其金属极板采用不间断液体冲洗工艺，不同于干式电除尘技术采用的振打或钢刷清灰，避免了二次扬尘的产生。

湿式电除尘器与干式电除尘器一样，可以通过Deutsch—Anderson方程来计算除尘效率，公式如下：

式中：η为除尘效率（%）；V为烟气量（m3/s）；A为集尘极面积（m2）；w为粉尘在电场中的理论驱进速度 （m/s）。

由于“水喷雾”的介入，改变了烟气中湿度、颗粒碰撞几率、颗粒粒径与电晕功率等，促使颗粒物在湿式电除尘器电场中的驱进速度变得更大，即使在收尘面积小的情况下，粉尘与PM2.5的去除效率不低于75%，SO3酸雾去除率不低于60%，出口浆液雾滴浓度不高于50 mg/m3。

3 运用实例

在烟尘、SO2、NOX排放排放要求为30、100 mg/m3、100 mg/m3时，某电厂2号机组烟气处理工艺为普通的SCR脱硝、电除尘以及石灰石—石膏湿法脱硫。为响应省环保局要求，某电厂2号机组实施超低排放工艺改造，包括：针对降低NOX的锅炉低氮燃烧器改造与增加SCR预留催化剂层，针对降低烟尘而增加冷却端管式热煤水烟气换热器（Media Gas—Gas Heater，MGGH）系统与电除尘（Electrostatic Precipitator，ESP）的脉冲电源，针对降低SO2而增加烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）均流板与一层循环喷淋，针对降低雾滴与烟尘而增加湿式电除尘（Wet Electrostatioc Precipitator，WESP）系统，以及针对消除白色“烟羽”而增加加热端MGGH系统。

改造前、后，各系统的污染物排放浓度见表4，改造后，各种污染物浓度均满足超低排放的要求，其中，NOX浓度降低了63.1%，烟尘浓度降低了91.1%，SO2浓度降低了66.2%。

表4 改造前后各系统污染物排放

4 结语

（1）低氮燃烧系统与SCR脱硝系统对NOX的脱除，使NOX的排放浓度满足超低排放50 mg/m3的要求，但仍需要加强对低氮燃烧与SCR脱硝喷氨量分布的调整，以达到更低NOX排放与消除区域NH3逃逸现象。

（2）烟气冷却器、除尘器、湿法脱硫塔、湿式电除尘器协同净化了烟气中颗粒物、SO3、SO2等污染物，烟气再热器消除烟囱的白色“烟羽”与腐蚀现象，但氨法脱硫工艺的运用仍需要考虑消除出料期间出口（NH4）2SO4颗粒浓度超标的现象。

（3）超 低 排放工艺 改 造 后，NOX、SO2、烟尘的排放浓度分别消减了63.1%、66.2%、91.1%，且排放浓度均满足超低排放要求。