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| 火電行業大氣污染控制現狀、趨勢及對策 |
| （時間:2015-6-26 10:31:42） |
電力工業在“十一五”大氣污染物控制取得巨大成就，煙塵、二氧化硫控制達世界先進水平，超額完成國家節能減排任務的基礎上，面對世界上最嚴排放標準《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)，該標準與美國、歐盟和日本相比，無論是現役機組還是新建機組，煙塵、SO2和NOx排放限值全面超過了發達國家水平。“十二五”前2年電力工業在大氣污染控制方面邁出新步伐，取得新成就：
(1)除塵：99%以上的火電機組建設了高效除塵器，其中電除塵約占90豫，布袋除塵和電袋除塵約占10豫。煙塵排放總量和排放績效分別由2010年的160萬噸和0.50g/kWh，下降到151萬噸和0.39g/kWh。
(2)脫硫：脫硫裝機容量達6.8億kW，約占煤電容量90%(比2011年的美國高約30個百分點)，其中石灰石-石膏濕法占92豫(含電石渣法等)、海水占3%、煙氣循環流化床占2%、氨法占2%。SO2排放總量和排放績效分別由2010年的926萬噸和2.70g/kWh，下降到883萬噸和2.26g/kWh(低于美國2011年的2.8克/kWh)。
(3)脫硝：約90%的機組建設或進行了低氮燃燒改造，脫硝裝機容量達2.3億kW，約占煤電容量28.1%，規劃和在建的脫硝裝機容量超過5億千瓦，其中SCR法占99豫以上。NOx排放總量和排放績效分別由2010年的1055萬噸和2.6g/kWh，下降到948萬噸和2.4g/kWh(高于美國2010年的249萬噸、0.95克/kWh)。
控制技術路線及相關技術
為有效應對史上最嚴厲的環保法規，實現煙塵20~30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火電行業已在現役先進的除塵、脫硫和脫硝技術的基礎上，積極研發、示范、推廣可行的新技術、新工藝和創新技術，并有機結合技術和管理等因素，“建設好、運行好”煙氣治理設施，持續提高火電大氣污染物的達標能力。
1.氮氧化物控制技術火電行業形成了以低氮燃燒和煙氣脫硝相結合的技術路線。
(1)低氮燃燒：技術成熟、投資和運行費用低，是控制NOX最經濟的手段。主要是通過降低燃燒溫度、減少煙氣中氧量等方式減少NOX的生成量(約200~400mg/m3)，但它不利于煤燃燒過程本身，
因此低氮燃燒改造應以不降低鍋爐效率為前提。
(2)SCR：技術最成熟、應用最廣泛的煙氣脫硝技術，是控制氮氧化物最根本的措施。其原理是在催化劑存在的情況下，通過向反應器內噴入脫硝還原劑氨，將NOx還原為N2。此工藝反應溫度在300~450益之間，脫硝效率通過調整催化劑層數能穩定達到60~90%。與低氮燃燒相結合可實現100mg/m3及更低的排放要求。其存在的主要問題是空預器堵塞、氨逃逸等。
(3)SNCR：在高溫條件下(900~1100益)，由尿素氨作為還原劑，將NOx還原成N2和水，脫硝效率為25%耀50%。氨逃逸率較高，且隨著鍋爐容量的增大，其脫硝效率呈下降趨勢。
(4)正在研發的新技術。
脫硫脫硝一體化技術：針對我國90%以上燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝的特征，國電科學技術研究院開展了“大型燃煤電站鍋爐濕法脫硫脫硝一體化技術與示范”研究，旨在石灰石石膏濕法工藝的基礎上，耦合研究開發的脫硝液、抑制劑、穩定劑等，在不影響脫硫效率的前提下，實現氮氧化物的聯合控制 。
低溫SCR技術：其原理與傳統的SCR工藝基本相同，兩者的最大區別是SCR法布置在省煤器和空氣預熱器之間高溫(300~450益)、高塵(20~50g/m3)端，而低溫SCR法布置在鍋爐尾部除塵器后或引風機后、FGD前的低溫(100~200益)、低塵(約200mg/m3)端，可大大減小反應器的體積，改善催化劑運行環境，具有明顯的技術經濟優勢，是具有與傳統SCR競爭的技術，是現役機組的脫硝改造性價比更高的技術。目前，國電科學技術研究院已完成該技術的實驗研究，正在開展熱態中間放大試驗。
炭基催化劑(活性焦)吸附技術：炭基催化劑(活性焦)具有比表面積大、孔結構好、表面基團豐富、原位脫氧能力高，且具有負載性能和還原性能等特點，既可作載體制得高分散的催化體系，又可作還原劑參與反應。在NH3存在的條件下，用炭基催化劑(活性焦)材料做載體催化還原劑可將NOx還原為N2。
2.煙塵控制技術
火電行業形成了以技術成熟可靠的電除塵器為主(90%)，日趨成熟的袋式除塵器和電袋復合除塵器為輔的格局。為適應新標準要求，更高性能的除塵技術的正處于研發、示范、推廣階段。
(1)電除塵技術：應用廣，國際先進，同時涌現了一些改進技術，如高頻電源、極配方式的改進、煙塵凝聚技術、煙氣調質技術、低低溫電除塵技術、移動電極電除塵技術等。
(2)袋式和電袋復合除塵技術：近5年快速發展起來的除塵技術，正處于總結應用經驗、規范發展的階段。
(3)濕式電除塵技術：其工作原理與傳統干式電除塵相似，依靠的都是靜電力，所不同的是工作環境為一“濕”一“干”，其裝置通常布置在濕法脫硫設施的尾部。由于其處理的是濕法脫硫后的濕煙氣，在擴散荷電的作用下，能有效捕集煙氣中的細顆粒物及易在大氣中轉化為PM2.5的前體污染物(SO3、NH3、SO2、NOX)、石膏液滴、酸性氣體(SO3、HCL、HF)、重金屬汞等，實現煙塵臆10mg/m3及煙氣多污染物的深度凈化。目前，國電科學技術研究院已開發了該技術，并建立了300MW、600MW的示范工程。
3.二氧化硫控制技術
火電行業形成了以石灰石石膏濕法脫硫為主(92%)的技術路線。通過近10年來對脫硫工藝化學反應過程和工程實踐的進一步理解以及設計和運行經驗的積累和改善，在脫硫效率、運行可靠性、運行成本等方面有很大的提升，對電廠運行的影響明顯下降，運行、維護更為方便。目前，正處于高效率、高可靠性、高經濟性、資源化、協同控制新技術的研發、示范、推廣階段。
對新建的“增量”機組，新標準要求SO2排放限值為100mg/m3、重點地區為50mg/m3。要實現該限值，單靠傳統的濕法脫硫技術難于實現，需采用新技術，如已得到應用的單塔雙循環、雙塔雙循環技術，正在開發的活性焦脫硫技術等。
對現役的“存量”機組，要求的排放限值為50~200mg/m3、高硫煤地區為400mg/m3，且于2014年7月1日開始實施。由于脫硫設施“十一五”期間非常規的井噴式發展，無論是技術本身，還是工程建設、安裝調試、運行維護等均需要適合國情的調整、改進和優化過程。如核心技術的消化、復雜多變工況的適應能力;因建設工期緊造成設計投入力度低，缺乏對個案分析，簡單套用成功案例;受低價競爭影響，大多按400mg/m3設計，設計裕度小，關鍵設備、材料的質量達不到工藝要求;系統調試不充分，缺乏優化經
驗;運行管理水平還達不到主機水平;電煤質量不可控，硫份大多高于設計值等。因此，超過90%按照2003年版標準建設的現役脫硫設施，要滿足新標準要求，需要優化調整、技術改造、甚至推倒重建。
4.PM2.5控制技術
火電行業對PM2.5的控制主要體現在3個方面：
(1)利用ESP、BP和電袋等高效除塵設施，最大限度地減少PM2.5一次顆粒物的排放;
(2)利用高效脫硫設施和脫硝設施，最大限度地減少易在大氣中形成PM2.5的前體污染物(如SO2、NOX、SO3、NH3等);
(3)在濕法脫硫設施后建設煙氣深度凈化設施(如濕式電除塵器等)，對燃煤煙氣排放的煙塵、SO2、NOX、SO3等多污染物進行末端協同控制，實現煙塵排放臆10mg/m3、SO2臆50mg/m3、NOX臆100mg/m3。
電力工業是重要的基礎性行業，面對資源約束趨緊、環境污染嚴重、生態退化的嚴峻形勢，必將按照國家大氣污染防治行動計劃，長期承擔大氣污染物控制的減排重任，為此，火電行業本著創新驅動和推廣應用并重的方針，以科技創新為動力，以先進環保技術為依托，以削減大氣污染物排放量為根本，遵循“高效清潔燃燒-污染物協同控制-廢物資源化”為一體的控制路線，持續研發、應用低能耗、低物耗、低污染、低排放，資源利用率高、安全性高、經濟性高、環境性高的先進的環保技術，實現電力工業綠色發展、循環發展和低碳發展。
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