超低排放技術(shù)路線PK：煙氣末端治理技術(shù)VS煙氣協(xié)同治理技術(shù)

近年來，我國霧霾天氣頻發(fā)，對公眾健康和生活造成了嚴重影響，國家和地方政府為此加大火電廠污染物排放濃度的控制力度，提出了一系列史上嚴格的排放標準，要求燃煤電廠實現(xiàn)煙氣污染物“超低排放”。

2011年7月，發(fā)布的《火電廠大氣污染物排放標準》，要求現(xiàn)役機組自2014年7月1日必須達到新的排放限值。該標準進一步降低了燃煤發(fā)電廠煙塵排放限值，提出了重點地區(qū)的排放標準，其中要求重點地區(qū)煙塵≤20mg/Nm3、SO2≤50mg/Nm3、NOx≤100mg/Nm3。新的排放標準出臺后，各地也出臺了相應(yīng)的政策，并加大技改投入。

2013年12月，《浙江省大氣污染防治行動計劃(2013年-2017年)》要求60萬千瓦以上火電機組達到燃氣機組排放標準，即煙塵≤5mg/Nm3、SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3。2014年2月，《廣州市燃煤電廠“超潔凈排放”改造工作方案》也要求廣州市燃煤電廠實現(xiàn)燃氣排放標準。

2014年9月，國家環(huán)保部為降低燃煤發(fā)電機組污染物排放量，聯(lián)合發(fā)改委、國家能源局下發(fā)了關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》的通知，文件要求到2020年，現(xiàn)役60萬千瓦及以上燃煤機組、東部地區(qū)30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦級以上自備燃煤發(fā)電機組及其他有條件的燃煤發(fā)電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到或接近燃氣輪機組排放限值，煙塵≤10mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3。

超低排放兩技術(shù)路線對比

燃煤電廠煙氣污染物“超低排放”主要涉及煙塵、SO2和NOx的排放，其現(xiàn)階段的難點是如何實現(xiàn)高效除塵。針對燃煤電廠排放污染物中粉塵濃度小于5mg/Nm3標準，目前國內(nèi)產(chǎn)生了兩種具有代表性的技術(shù)路線。一種是煙氣末端治理技術(shù)路線，即采用濕式電除塵器技術(shù);另一種則是煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線。

煙氣末端治理技術(shù)路線以濕式電除塵器技術(shù)為核心，即在現(xiàn)有的常規(guī)煙氣治理技術(shù)的末端增加濕式電除塵器，以達到超低粉塵排放的控制。該技術(shù)實施內(nèi)容單一，但存在初期投資費用高、運行維護費用高以及長期運行易造成設(shè)備腐蝕、沖洗液二次污染等問題。

煙氣協(xié)同治理技術(shù)是將煙氣中原來各自獨立的脫除凈化系統(tǒng)相融合，在單一系統(tǒng)內(nèi)實現(xiàn)多種污染物的脫除，以及實現(xiàn)單一污染物在多個系統(tǒng)同時脫除。典型的技術(shù)路線為：煙氣脫硝(SCR)+煙氣冷卻器(FGC)+低低溫電除塵(ESP)+高效除塵的濕法脫硫裝置(WFGD)。

現(xiàn)有技術(shù)忽視各設(shè)備對污染物的協(xié)同脫除

我國早在90年代就引進了濕法脫硫技術(shù)，通過多年消化吸收，已全面掌握，與國外先進技術(shù)相比沒有本質(zhì)上的差異，沒能做到高效除塵，實現(xiàn)超低排放，其關(guān)鍵在于理念上的差異，忽視了系統(tǒng)中各設(shè)備對污染物的協(xié)同脫除作用。

脫硫塔除塵性能：

濕法脫硫裝置主要功能為脫除煙氣中的二氧化硫，同時兼有脫除煙塵和其它污染物的作用，但國內(nèi)的脫硫裝置在設(shè)計時往往忽視了脫硫塔的協(xié)同除塵能力。國家權(quán)威機構(gòu)結(jié)合大多數(shù)脫硫裝置，包括空塔、托盤塔得出的經(jīng)驗值，認為濕法脫硫的除塵效率僅為50%左右，該觀念廣泛地被環(huán)保企業(yè)和燃煤電廠所接受。

產(chǎn)生這種觀念的主要原因在于：

一方面，原有環(huán)保標準尚不能促使企業(yè)關(guān)注濕法脫硫的脫硫效率之外的除塵效率，即采用常規(guī)的濕法脫硫系統(tǒng)就能滿足現(xiàn)有的二氧化硫和煙塵的排放限值;

另一方面，濕法脫硫的除塵機理復(fù)雜尚無成熟理論可循，攜帶煙塵的煙氣進入吸收塔后，與噴淋層噴出的漿液發(fā)生一些列復(fù)雜的碰撞、攔截等物理過程，鮮有成熟的機理研究案例和工業(yè)示范應(yīng)用為濕法脫硫的除塵效率提供明確的理論依據(jù)。