摘要：基于我国目前燃煤烟气脱硫脱硝超低排放技术的开发应用现状，本文提出了一种新的燃煤烟气脱硫脱硝超低排放技术开发路线，论述了新技术的工艺特点和技术优势。实验结果表明：脱硫脱硝率分别能达到99.5%、90%，结合干法分级除尘可以达到新超低排放要求。对促进我国燃煤烟气超低排放技术的开发及灰霾治理具有重要作用。
引言
我国能源以煤炭为主，燃煤烟气中所含的二氧化硫、氮氧化物、烟尘等对空气造成了严重污染。2012年，我国上述污染物的排放总量分别为2218万吨、2404万吨和1500万吨[1]。其中，燃煤电厂的排放量占总排放量近50%。随着我国大面积灰霾的持续出现，人们对环保的要求也日趋严格，燃煤企业需要采用更加先进的污染物减排技术并提高管理水平，这直接带动了燃煤烟气超低排放技术[2~7]的发展。2014年9月12日国家发改委及能源局、环保部联合以[2014]2093号文件发布了燃煤烟气的排放限制要求，即：二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3烟尘5mg/m3(低热值煤发电机组烟尘10 mg/m3) [8]。
国内燃煤电厂目前正在开发的超低排放技术虽然在大气污染物排放指标上取得了一定的效果，但总体来说，超低排放技术主要还是常规技术外延的扩大，技术上并没有取得的重大和突破性创新，而是设备的串联或叠加，增加了更多的环保设备，系统阻力增大，能耗水平提高，设施整体技术可靠性降低[9~12]。
如脱硝设施需加装三层或四层催化剂甚至在炉内再加装SNCR[13~16]，脱硫设施需要设计更多层的吸收塔喷淋层甚至需要吸收塔串联或并联或添加脱硫增效剂[17~22]，除尘方面必须添加湿式静电除尘器等[23~25]。它的实施条件也比较苛刻，如要求煤质含硫量低、灰份较低、挥发份高、低位发热量高、机组负荷运行相对平稳等。而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰份近30%、以及大量低挥发份的电煤来讲，实现特别排放限值都是非常困难的。
1 国内目前开发的超低排放技术
1.1超低排放的脱硫工艺
目前国内主要采用石灰石/石膏法湿法脱硫技术[26~27]，这种技术工艺成熟，脱硫效率较高，但脱硫装置固定投资大，能耗高，水耗量大。石灰石-石膏法脱硫数据如表1所示：
由表1可以看出：
（1）石灰石石膏法湿法脱硫装置固定投资较大。
（2）石灰石石膏法湿法脱硫运行费用高，由表1可知，2×300MW的机组的年耗电量高达37500 MW·h，相当于燃烧4614吨标准煤。
（3）按年运行6000小时计则年水耗近82.5万吨水，每小时消耗137.5吨水，对干旱、缺水地区来说，湿法脱硫水耗对环境生态的影响是很大的。
（4）据统计，每脱下来一吨SO2就会排放0.72吨的CO2。也就是说，如果脱下来1000万吨的SO2，排放的CO2高达720万吨，这对CO2的封存又是一个巨大的挑战。
（5）脱硫过程的主要最终产物是石膏，脱硫石膏质地松散，其优点无法与矿石膏相比，所以导致脱硫石膏被抛弃处理，据统计目前我国脱硫石膏的利用率很低，占有了上百万亩的土地。被抛弃的脱硫石膏长久散发着余毒，加重酸雨，污染土地、农田、地下及地表水。
（6）石灰石石膏法湿法脱硫装置设备及烟囱腐蚀严重，国内脱硫装置已进行了大范围的两轮改造。
（7）现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用这种工艺有一定的难度。
1.2超低排放的脱硝工艺
现有脱硝技术主要有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）和SNCR-SCR联合法等。
（1）在SCR脱硝技术中催化剂是核心，其成本占到SCR系统初始投资的30%-50%，运行成本占20%-40%，且催化剂容易中毒，增加了系统的不稳定性，设备运行占地面积大，使烟气脱硝成本增加。
（2）SNCR技术系统投资少，但存在着还原剂（氨或者尿素）水溶液能耗消耗高、氨氮比比较大（一般1.3~1.5:1）脱硝反应温度高及温度窗口范围窄（900-1050）℃，还原剂与烟气混合程度差，脱硝效率低（40%-50%），氨气逸出量大等一系列缺点。
1.3超低排放除尘工艺
目前超低排放除尘工艺主要是湿法脱硫配套湿式电除尘，该工艺虽然能够去除烟气中的石膏颗粒，但存在下述许多问题：（1）无法消除湿烟气中的水雾含量，甚至会增加湿烟气中的水雾含量，加大烟囱冒“白烟”的现象；（2）该设备投运后，设备阻力约200-300Pa，考虑到增加的烟道部分，系统阻力会更高些。设备运行能耗(含阻力能耗)约1000-1200kw；（3）仅正常的设备折旧，水电耗，NaOH费用，每小时合计超过1500元。相比减排效果，湿电除尘器的运行成本过高。
以2×60万千瓦机组除尘改造为例，在脱硫后增加湿式电除尘，平均每小时提高烟尘削减量27千克左右，年烟尘削减量增加约220吨。但仅设备投资约7000万元或更高，年运行费用增加500万元以上，折合烟尘消减增量治理单位成本22.7元/千克，远超1.26元/千克的社会平均控制成本，减排意义并不大。
初步估计，如果全国一半燃煤电厂实现超低排放，按照平均投资水平，须在现有达标排放的基础上再额外投入600亿元以上，年运行成本在现有环保成本的基础上再增加300亿元以上，这样，燃煤电厂每度电的生产成本再增加2.5分以上。
因此，迫切需要开发一条投资低、运行费用低的超低排放新技术。
2 燃煤烟气脱硫脱硝超低排放新技术
该技术主要由高效气相烟气脱硫技术、高活性氨基还原剂脱硝技术及干法分级除尘技术组成。
其工艺路线如图1所示：
该技术在实现脱硫脱硝同时，通过干法分级除尘（如电除尘+布袋除尘）即可达到超低排放的要求，是一种固定投资少、运行费用低、节能、节水的烟气处理工艺，克服了现有技术固定资产投资高、运行维护费用高、操作复杂等问题。
2.1 高效气相烟气脱硫技术
它是以高效固体脱硫剂作为反应剂，经风力输送系统由喷枪直接将脱硫剂喷入高温烟道中，在中等温度条件下，脱硫剂气化，与烟气中的SO2发生气相反应，脱硫产物经布袋除尘器收集，以达到脱硫目的，属于燃烧后烟气脱除技术。
该技术已在电厂进行了现场试验，锅炉类型为170t/h煤粉炉，烟气量为30×104 Nm3/h。现场试验结果图2所示：
从上述结果得出：SO2从4000mg/Nm3脱除至20 mg/Nm3，脱硫效率达99.5%，能够满足超低排放SO2 排放浓度不超过35mg/m3的要求。
2.2高活性氨基还原剂烟气脱硝技术
该技术是将高活性氨基还原剂经气力输送系统由喷枪直接将还原剂喷入高温烟道中，在中等温度不需要催化剂的条件下，与烟气中的NOx充分混合后进行氧化还原反应，达到脱出烟气中NOx的目的，生成的气体可经烟囱直接排入大气。
高活性氨基还原剂烟气脱硝技术在75t/h和220t/h循环流化床锅炉上进行了现场试验，实验结果如图3和图4所示：
该脱硝技术不用进行锅炉改造，按氨氮比不大于1:1加入脱硝剂，脱硝后NOx排放浓度小于50mg/Nm3，脱硝率在90%以上，达到NOx超低排放浓度小于50mg/m3的要求；
2.3 干法分级除尘
在高效气相脱硫脱硝之后，采用干法分级除尘（静电除尘和袋式除尘的配套使用）即可达到燃煤烟气的超低排放。该除尘方法中，静电除尘可收集烟气中的大部分粉尘，起到保护布袋，使粉尘与脱硫产物分离；袋式除尘可收集微米级脱硫产物，最终使烟尘排放浓度小于5 mg/m3的要求。
2.4 燃煤烟气脱硫脱硝超低排放新技术的特点
（1）脱硫脱硝除尘设备投资大幅度降低
与国内正在开发的脱硫脱硝超低排放装置相比，固定资产投入可降低60%以上；
（2）运行费用大为降低
该技术不需要大量脱硫浆液循环，使烟气沿程阻力大为降低，烟气处理系统的能耗大为降低；
（3）水耗几乎为零。
（4）减排效果好，脱硫脱硝除尘效率高
烟气达到超低排放要求，SO2排放浓度小于35mg/m3、NOx 小于50mg/ m3，烟尘排放浓度小于5 mg/m3。
（5）烟气处理系统安全性高
该技术使用的脱硫剂和脱硝剂都是固体粉末，避免使用氨水、液氨带来的安全隐患。
3结论
燃煤烟气超低排放新技术具有创新的理论基础，是脱硫脱硝烟气处理技术的突破，脱硫脱硝率达到99.5%、90%、能达到国家超低排放对SO2、NOx、烟尘排放浓度的要求。该技术可根据电厂、水泥厂及其他高温烟气需要处理的厂家要求，分别使用或部分使用，特别适合于电厂的脱硫脱硝改造和未预留脱硫脱硝改造空间的老电厂，是我国目前降低雾霾行之有效的方法。
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