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摘要：中国燃煤电厂烟气治理经历了从“除尘+脱硫”到“除尘+脱硫+脱氮”的演变。但是，传统的烟气处理技术路线在实施过程中注重从单一设备中去除单一污染物，没有充分考虑设备之间的協同作用，为了实现同样的效率，该系统的投资和运行成本较高，更难满足超低排放要求。本文是基于燃煤电厂超低烟气排放技术路线的工程应用。
关键词：燃煤电厂;烟气超低排放;技术路线;工程应用
1烟气协同治理技术路线
以低温除尘技术为重点的烟气协作处理路径充分考虑了燃煤电厂现有烟气污染物处理设备的性能（或其适当升级改造），并引入了“处理”的概念，它们的技术优势表现在全面考虑脱氮系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同作用，每个装置可以在消除其主要目标污染物的同时共同消除其他污染物，或者为其他设备消除污染物创造条件。低温除尘技术共处理烟气的技术途径有：SCR脱氮装置烟气冷却器（WHR）-低温静电除尘器（esp）高效湿法烟气脱硫（wfgd）除尘器技术路线的可实现绩效指标：湿脱硫系统的协同除尘效率超过70%，颗粒排放量可达10mg/m3，甚至低于5mg/m3;SO2排放条件35mg/m3;NOX排放条件50mg/m3;O3处置率高达95%以上。目前，低温静电除尘器已几乎成为超低排放的标准设备，这条技术路线已成为燃煤电厂超低烟气排放的主要技术路线之一。
2低氮燃烧+SCR烟气脱硝工艺
一般来说，燃煤锅炉的氮氧化物控制主要与炉内低氮燃烧+烟气脱硝+SCR工艺相结合，低燃器SCR系统由锅炉厂提供，一般4层（预装3层）形成催化剂，脱氮剂采用液氨。SCR系统在锅炉运行条件下40%至100%的bmcr负荷满足要求，脱氮效率超过90%。降低N含量的基本控制方法是使用低氮煤。其次，在产生的烟雾中，可通过SCR有效地去除NOx，因为如果将这两种技术结合起来，锅炉出口处的氮氧化物浓度将低于35mg/Nm3（旱季，6%或2%）。
3高效脱硫及高效协同除尘
高效脱硫协同除尘系统按照1炉2塔、3层喷淋层、2塔双循环程序构建。脱硫效率不低于99.37%，出口烟气SO2浓度低于35mg/Nm3，粉尘排放浓度低于5mg/Nm3。一级吸收塔入口脱硫效率为85%，二级吸收塔脱硫效率为96%，除尘效率为70%。在吸收塔入口和喷淋层之间增加FGDPLUS层，将烟均匀分布在吸收塔剖面上，使烟和浆液充分均匀，提高脱硫效率。与此同时，浆料在FGDPLUS层形成液膜，烟气通过液膜，传质区域增加，烟气和浆液的接触时间延长，脱硫效率和除尘效率提高。FGDPLUS的技术特性包括：①形成液体保持层，加强气液接触，提高脱硫除尘能力。FGDPLUS设置在喷涂层下，大量循环浆料在PLUS上形成液体储备层，降低气液两相反应阻力，增加传质区域。同时，随着烟气通过大气层，气体和液体接触的时间大大增加。浆液通过PLUS，强化20%～30%的脱硫能力，一层喷雾层的脱硫效率与1.5层喷雾层相似，提高脱硫效率，同时提高除尘效率。②整流进入吸收塔的烟气。浆液在FGDPLUS中形成了保持层，进入吸收塔内分布不均的烟雾。FGDPLUS产生的阻力使气体流在塔剖面中分布得尽可能均匀。气体和浆液第一次接触时，这种阻力形成，浆液均匀，到达吸收区。因此，浆液和烟气的接触在整个吸收区进行了优化。
4低低温静电除尘器+湿式电除尘器二级除尘工艺
现有煤粉锅炉，一般配有电除尘器，该技术在业界应用广泛，稳定可靠，除尘效率高，并且管理成本低。一般esp保证排放低于30mg/Nm3。对于低温esp，出口可以达到20mg/Nm3以下。低温静电除尘的优点是，如果再安装一段低温省煤器，放在除尘器进口上，可以回收烟气的余热，将烟气温度降低到90℃左右，烟气能量低于此温度下的少量，从而减少了烟气排放量，提高了电场击穿电压，大大减少了SO3和PM2.5的排放量，除尘效率更高。
5技术监督管理方面建议
在超低排放改造“后台”做好烟气处理设施管理是一项需要动态调整的长期工作，从技术监督管理角度提出以下建议：（1）组织保障。保持烟气处理设施的正常运行是一项长期工作，需要大量调整，需要强有力的组织保障。厂区相关负责人，专业责任必须有明确的组织结构。明确相关部门的维护和锅炉、环境保护、化学、热能、电力等责任分工。各方面积极合作，做好遵守排放标准的相应工作。（2）充分参与，实行特殊优化。烟气处理设施的日常运作、操作人员、实验室视察员、环境专业人员应参与，并结合每个设备的特点，每月对环境指标进行有效和详细的分析。特别是，如果有异常数据，应主动识别问题的原因，并逐一优化。（3）确保遵守设施使用标准。为实现超低排放而运行的烟气处理设施目前对完成发电厂的环境目标有直接影响。因此，提高处理设施的利用率是实现标准排放的先决条件。发电厂应根据有关标准和准则监测和鼓励各部门的工作，不断优化设备控制方法和作业参数，以实现管理和作业的良性循环。
6燃煤电厂超低排放湿法脱硫
1）湿法脱硫是全球煤电工业的主流脱硫技术，世界平均85%，中国90%以上。据雾霾原因分析，只要减少烟（粉）尘、SO2、NOx、SO3、VOCs等污染物的排放，雾霾管理就有积极的效果。2）超低排放燃煤机组湿法脱硫出口污染物排放浓度低于国家环境要求，SO2、颗粒物排放成果远低于行业平均水平。3）通过脱硫、除尘、脱硝改造形成的烟气超低排放系统，协同减排PM2.5效果明显，总排放口PM2.5排放浓度控制在5.0mg/m3以下，煤炭电力行业实行超低排放，大幅减少污染物排放，对海耶斯治疗起着重要作用。（4）燃煤电厂的“彩烟气”管理工作要根据当地实际情况，按要求进行，避免盲目减少污染物排放，增加能源消耗、水消耗，反而增加间接污染物排放，造成资源浪费，不予以补偿。5、煤炭电力行业实施超低排放改造以来，我国空气环境质量持续改善，我国空气环境质量逐年改善，煤电厂超低排放工作不可缺少。
结束语
我国政府不断加大环境治理力度，空气环境质量持续改善，但雾霾天气仍时有发生。大气雾霾治理是个漫长而复杂的过程，应从政府规划与调控、能源结构调整以及行业技术革新等方面同时进行。
参考文献：
[1]陈招妹，刘含笑，崔盈，刘志波，郭高飞，孟银灿，刘美玲.燃煤电厂烟气中Hg的生成、治理、测试及排放特征研究[J].发电技术，2019，40（04）：355-361.
关键词：燃煤电厂;烟气超低排放;技术路线;工程应用
1烟气协同治理技术路线
以低温除尘技术为重点的烟气协作处理路径充分考虑了燃煤电厂现有烟气污染物处理设备的性能（或其适当升级改造），并引入了“处理”的概念，它们的技术优势表现在全面考虑脱氮系统、除尘系统和脱硫装置之间的协同作用，每个装置可以在消除其主要目标污染物的同时共同消除其他污染物，或者为其他设备消除污染物创造条件。低温除尘技术共处理烟气的技术途径有：SCR脱氮装置烟气冷却器（WHR）-低温静电除尘器（esp）高效湿法烟气脱硫（wfgd）除尘器技术路线的可实现绩效指标：湿脱硫系统的协同除尘效率超过70%，颗粒排放量可达10mg/m3，甚至低于5mg/m3;SO2排放条件35mg/m3;NOX排放条件50mg/m3;O3处置率高达95%以上。目前，低温静电除尘器已几乎成为超低排放的标准设备，这条技术路线已成为燃煤电厂超低烟气排放的主要技术路线之一。
2低氮燃烧+SCR烟气脱硝工艺
一般来说，燃煤锅炉的氮氧化物控制主要与炉内低氮燃烧+烟气脱硝+SCR工艺相结合，低燃器SCR系统由锅炉厂提供，一般4层（预装3层）形成催化剂，脱氮剂采用液氨。SCR系统在锅炉运行条件下40%至100%的bmcr负荷满足要求，脱氮效率超过90%。降低N含量的基本控制方法是使用低氮煤。其次，在产生的烟雾中，可通过SCR有效地去除NOx，因为如果将这两种技术结合起来，锅炉出口处的氮氧化物浓度将低于35mg/Nm3（旱季，6%或2%）。
3高效脱硫及高效协同除尘
高效脱硫协同除尘系统按照1炉2塔、3层喷淋层、2塔双循环程序构建。脱硫效率不低于99.37%，出口烟气SO2浓度低于35mg/Nm3，粉尘排放浓度低于5mg/Nm3。一级吸收塔入口脱硫效率为85%，二级吸收塔脱硫效率为96%，除尘效率为70%。在吸收塔入口和喷淋层之间增加FGDPLUS层，将烟均匀分布在吸收塔剖面上，使烟和浆液充分均匀，提高脱硫效率。与此同时，浆料在FGDPLUS层形成液膜，烟气通过液膜，传质区域增加，烟气和浆液的接触时间延长，脱硫效率和除尘效率提高。FGDPLUS的技术特性包括：①形成液体保持层，加强气液接触，提高脱硫除尘能力。FGDPLUS设置在喷涂层下，大量循环浆料在PLUS上形成液体储备层，降低气液两相反应阻力，增加传质区域。同时，随着烟气通过大气层，气体和液体接触的时间大大增加。浆液通过PLUS，强化20%～30%的脱硫能力，一层喷雾层的脱硫效率与1.5层喷雾层相似，提高脱硫效率，同时提高除尘效率。②整流进入吸收塔的烟气。浆液在FGDPLUS中形成了保持层，进入吸收塔内分布不均的烟雾。FGDPLUS产生的阻力使气体流在塔剖面中分布得尽可能均匀。气体和浆液第一次接触时，这种阻力形成，浆液均匀，到达吸收区。因此，浆液和烟气的接触在整个吸收区进行了优化。
4低低温静电除尘器+湿式电除尘器二级除尘工艺
现有煤粉锅炉，一般配有电除尘器，该技术在业界应用广泛，稳定可靠，除尘效率高，并且管理成本低。一般esp保证排放低于30mg/Nm3。对于低温esp，出口可以达到20mg/Nm3以下。低温静电除尘的优点是，如果再安装一段低温省煤器，放在除尘器进口上，可以回收烟气的余热，将烟气温度降低到90℃左右，烟气能量低于此温度下的少量，从而减少了烟气排放量，提高了电场击穿电压，大大减少了SO3和PM2.5的排放量，除尘效率更高。
5技术监督管理方面建议
在超低排放改造“后台”做好烟气处理设施管理是一项需要动态调整的长期工作，从技术监督管理角度提出以下建议：（1）组织保障。保持烟气处理设施的正常运行是一项长期工作，需要大量调整，需要强有力的组织保障。厂区相关负责人，专业责任必须有明确的组织结构。明确相关部门的维护和锅炉、环境保护、化学、热能、电力等责任分工。各方面积极合作，做好遵守排放标准的相应工作。（2）充分参与，实行特殊优化。烟气处理设施的日常运作、操作人员、实验室视察员、环境专业人员应参与，并结合每个设备的特点，每月对环境指标进行有效和详细的分析。特别是，如果有异常数据，应主动识别问题的原因，并逐一优化。（3）确保遵守设施使用标准。为实现超低排放而运行的烟气处理设施目前对完成发电厂的环境目标有直接影响。因此，提高处理设施的利用率是实现标准排放的先决条件。发电厂应根据有关标准和准则监测和鼓励各部门的工作，不断优化设备控制方法和作业参数，以实现管理和作业的良性循环。
6燃煤电厂超低排放湿法脱硫
1）湿法脱硫是全球煤电工业的主流脱硫技术，世界平均85%，中国90%以上。据雾霾原因分析，只要减少烟（粉）尘、SO2、NOx、SO3、VOCs等污染物的排放，雾霾管理就有积极的效果。2）超低排放燃煤机组湿法脱硫出口污染物排放浓度低于国家环境要求，SO2、颗粒物排放成果远低于行业平均水平。3）通过脱硫、除尘、脱硝改造形成的烟气超低排放系统，协同减排PM2.5效果明显，总排放口PM2.5排放浓度控制在5.0mg/m3以下，煤炭电力行业实行超低排放，大幅减少污染物排放，对海耶斯治疗起着重要作用。（4）燃煤电厂的“彩烟气”管理工作要根据当地实际情况，按要求进行，避免盲目减少污染物排放，增加能源消耗、水消耗，反而增加间接污染物排放，造成资源浪费，不予以补偿。5、煤炭电力行业实施超低排放改造以来，我国空气环境质量持续改善，我国空气环境质量逐年改善，煤电厂超低排放工作不可缺少。
结束语
我国政府不断加大环境治理力度，空气环境质量持续改善，但雾霾天气仍时有发生。大气雾霾治理是个漫长而复杂的过程，应从政府规划与调控、能源结构调整以及行业技术革新等方面同时进行。
参考文献：
[1]陈招妹，刘含笑，崔盈，刘志波，郭高飞，孟银灿，刘美玲.燃煤电厂烟气中Hg的生成、治理、测试及排放特征研究[J].发电技术，2019，40（04）：355-361.