燃煤電廠非傳統大氣污染物控制展望
摘 要：無論是從包括顆粒物、SO2、NOx 等單個大氣污染物控制而言，還是系統的燃煤電廠超低排放控制技術，目前都有較為成熟且較為多元化的可選技術，在具體工程自身實際情況具體分析的基礎上進行選擇。對于燃煤電廠非傳統大氣污染物，需要重點關注SO3、氨、重金屬的排放與控制。對燃煤電廠SO3、氨、重金屬的產生、危害和控制3 個方面進行分析，在此基礎上從防治技術政策、排放控制標準、控制技術路線、工程示范等4 個方面提出燃煤電廠非傳統大氣污染物控制政策建議。
0 引言
中國燃煤電廠超低排放技術已經從技術單一化逐漸走向技術多元化，大氣污染物控制也由傳統的顆粒物、SO2、NOx 正逐漸進行擴展。研究表明，在燃煤電廠超低排放之后，火電行業將要重點關注的是SO3、重金屬、氨的排放與控制，也是中國燃煤電廠“十三五”中后期到“十四五”期間在大氣污染防治方面的工作重點，目前國內部分火電企業已進行SO3、重金屬、氨的控制措施示范。
1 燃煤電廠傳統大氣污染物超低排放控制
對于SO2、NOx 超低排放而言，主要是通過提高脫硫設施和脫硝設施自身脫除效率來實現，目前非脫硫脫硝類設備基本不具有或只有較低的協同脫除效果，設備出口污染物濃度與排放濃度基本一致。
脫硫主要是改變流場的化學場或流場進一步提高傳統一次循環的脫硫效率，以實現超低排放，
例如旋匯耦合脫硫除塵一體化、湍流管柵、沸騰泡沫等改變流場的技術，以及單塔雙循環、雙塔雙循環、單塔雙區等改變化學場的技術。脫硝主要是通過提高低氮燃燒技術，并增加脫硝催化劑的層數以進一步提高脫硝效率。而中國燃煤電廠一次除塵技術和二次除塵技術一方面通過技術發展和創新，另一方面進一步強化協同脫除效果，主流技術包括電除塵技術(低低溫電除塵技術、濕式電除塵技術等)、電袋復合除塵技術和袋式除塵技術。
上述脫硫、脫硝、除塵超低排放的組合使用，為實現燃煤電廠超低排放提供了多種技術方案和路線選擇。
2 燃煤電廠SO3 排放與控制
燃煤電廠中由于選擇性催化還原(SCR)和濕式煙氣脫硫(WFGD)的廣泛使用，SO3 擴散或其水合式H2SO4 問題(藍色羽煙)越來越引起關注。
2.1 燃煤電廠SO3 的產生
燃煤電廠排放的煙氣中，SO3 主要來自兩方面：
(1)燃燒過程中，煤中可燃性硫燃燒生成SO2，部分SO2 進一步氧化成SO3。在煤燃燒過程中，所有的可燃硫都會受熱被釋放出來，在氧化性氣氛下會被氧化生成SO2，當過量空氣系數大于1 時， 會有0.5%～ 2.0% 的SO2 進一步轉化成SO3。
(2)在SCR 脫硝過程中，煙氣中部分SO2 被SCR 催化劑催化氧化為SO3。一般燃煤電站采用選擇性催化還原(SCR)技術進行脫硝，使用釩、鎢、鈦系列催化劑。V2O5 對SO2 的氧化過程具有強烈的催化作用。煙氣每經過一層催化劑，SO2 的氧化率在0.2%～0.8% 之間。
目前部分地區開始開展燃煤電廠“ 消白” ，安裝水媒式換熱系統MGGH 后，煙氣中的飛灰會積聚在MGGH 的換熱元件上，飛灰中的重金屬會起催化劑的作用，也會將煙氣中的部分SO2 轉化為SO3。
2.2 燃煤電廠SO3 的危害
SO3 的毒性是SO2 的10 倍左右，極易溶于水形成硫酸霧，對人的呼吸道容易產生嚴重的損害，同時還容易造成酸雨。
目前燃煤電廠建設的脫硫、脫硝、除塵設施對煙氣中的SO3 的脫除能力有限，并且SCR 脫硝運行后， 在一定程度上增加了煙氣中SO3 的濃度。SO3 是電廠設備腐蝕、堵塞、藍煙的主要原因，不僅容易造成環境污染，還容易危及機組的安全運行。
此外，由于煙氣中SO3 濃度的增加，對燃煤電站SCR 及下游設備的影響也日益突出，有明顯的負作用，主要包括：(1)由于SO3 使露點抬高而降低發電熱效率和增加下游設備的腐蝕;
(2)由于SO3 與氨的反應使空氣預熱器和SCR催化器結垢等。
2.3 燃煤電廠SO3 的控制
結合近年來燃煤電廠大氣污染物“ 超低排放”的要求，形成了以下可行的SO3 控制技術。
(1)盡量燃燒低硫煤。電廠使用低硫煤、混煤是降低煙氣中SO2、SO3 最直接的方法。燃燒低硫煤可降低煙氣中SO2 的濃度，從而減少在爐膛內或SCR 反應器中生成的SO3 的量。當全部更換為低硫煤比較困難時，可進行不同比例的低硫煤摻燒。
(2)環保設施協同控制。濕式靜電除塵器不僅能去除微細顆粒物[，還可以通過相變凝聚脫除SO3。美國Bruce Mans-field 電廠安裝管式濕式靜電除塵器后， 細顆粒物脫除效率為9 6 % ，SO3 脫除效率為92%[。但無法緩解對煙氣脫硫前設備的不利影響，如SCR 催化劑、空氣預熱器等。另外，研究表明低低溫電除塵對于SO3 的脫除效率高于80%。
(3)末端治理技術。燃煤電廠SO3 末端治理技術主要是向爐內噴射堿性吸收劑，以及向爐后噴堿性吸收劑。這些新技術正在研發并進行示范。
3 燃煤電廠氨排放與控制
隨著燃煤電廠NOx 控制指標的不斷提高，也帶來了一些問題[19-20]。燃煤電廠超低排放NOx 排放控制指標為50 mg/m3，燃煤電廠為了實現超低排放，SCR 催化劑基本經歷了增加備用層，更換運行層等措施，這個過程中氨逃逸成了普遍的問題。
3.1 燃煤電廠氨的產生
燃煤電廠煙氣中氨產生的原因較多，基本都是在運行中產生的，與煤的燃燒基本沒有關系。
3.1.1 自動調節性能不好，導致噴氨量失衡
機組在變負荷運行、啟停制粉系統時，自動調節性能不好，噴氨量不能適應負荷和脫硝入口NOx 的變化，導致脫硝裝置出口NOx 波動太大，瞬時噴氨量相對過大，引起氨逃逸增加。
脫硝裝置入口NOx 分布不均勻，與噴氨格柵(ammonia injection grid，AIG)每個噴嘴的噴氨量不匹配，導致脫硝裝置出口NOx 不均勻，從而使脫硝裝置局部氨逃逸高[21]。同時，噴氨格柵噴氨不均勻，導致脫硝裝置出口NOx 不均勻，致使局部逃逸氨較高。
3.1.2 測量系統不精確，導致噴氨量失衡
一般SCR 裝置左右側出入口各裝一個測點，在測點發生表管堵塞、零漂時， 測量系統不準確，測量數據不具有代表性，導致自調系統噴氨過量，從而引起氨逃逸升高。包括NOx 測點、氧量測點、氨逃逸測點在內的測點位置不具代表性，或者測點數量過少，不能隨時比對，當發生表管堵塞、零漂時不能及時發現等會導致測量不準，從而引起氨逃逸升高。
測點故障率高，當測點故障時，指示不準，引起自動調節切除，只能手動調節，難以適應自動發電控制(automatic generation control，AGC)負荷隨時變動的需求。
3.1.3 運行狀況變化，導致噴氨量失衡
在機組變負荷和啟停制粉系統時，脫硝裝置入口NOx 濃度波動大， 從而引起脫硝裝置出口NOx 濃度波動大，噴氨量波動大，引起氨逃逸增加。在實際運行中，尤其在大幅變負荷時，脫硝裝置入口NOx 變化較大，會加大脫硝裝置自動調節的難度。
AGC 投入時，機組變負荷時普遍速率較快。為了響應負荷的快速變化，燃料量變化太快，風粉配比不能保證脫硝裝置入口NOx 穩定。
煙氣溫度變化幅度大。機組在低負荷運行時，煙溫下降，局部煙溫較低，會引起催化劑活性下降，從而引起氨逃逸升高。
3.2 燃煤電廠氨的危害
氨逃逸是指SCR 脫硝系統由于種種原因，會造成脫硝催化劑后的煙氣中氨氣的濃度超標。這會帶來一系列嚴重后果，其中下游設備的堵塞是主要危害。
催化劑堵塞。由于銨鹽和飛灰小顆粒在催化劑小孔中沉積。阻礙了NOx、NH3、O3 到達催化劑活性表面，引起催化劑鈍化。鈍化后，脫硝效率下降，為了保證NOx 穩定達標排放，會噴更多的氨，這將引起惡性循環。
空氣預熱器堵塞。銨鹽沉積在空氣預熱器冷端， 引起空氣預熱器堵塞， 進一步增加系統阻力，增加風機電耗，高負荷時風量不能滿足運行要求，引起空氣預熱器冷端低溫腐蝕。
SCR 裝置出口CEMS 過濾器堵塞。SCR 裝置出口CEMS 一般采用抽取式，伴熱溫度為120℃，銨鹽容易沉積堵塞過濾器和取樣管，引起測點不準確以及自動調節失靈，大氣污染物排放超標。
電除塵極線積灰和布袋除塵器糊袋。氨逃逸容易引起電除塵極線積灰，陰陽極之間積灰產生搭橋現象導致電除塵電場退出運行。氨逃逸過大會造成銨鹽糊在布袋上， 引起布袋除塵器壓差高，從而導致吸風機電流高，嚴重時影響風量、引起出力受阻。
系統堵塞后會引起送風機、一次風機、吸風機失速、搶風，出力受阻，排煙溫度失控，甚至引發保護停機等事故。
氨逃逸過量進入大氣環境，會對人體健康產生影響。氨被吸入肺后容易通過肺泡進入血液，與血紅蛋白結合，破壞運氧功能。
3.3 燃煤電廠氨的控制
針對上面分析的燃煤電廠氨產生的原因，主要從以下3 個方面解決問題。
(1)一次系統的優化改造，如流場、噴氨設備的均勻性調整等。
開展燃燒優化試驗，做到在任何負荷下，噴
氨格柵斷面NOx 均勻。例如：可以重新確定各荷下的氧量控制范圍，降低脫硝裝置入口NOx 數值和波動幅度。可以增加鍋爐自動投切粉、自動啟停磨煤機邏輯，判據除了引入氧量、負荷、粉量、煤量外，還可以引入脫硝裝置入口NOx 作為前饋，使鍋爐在大擾動的情況下，保證脫硝裝置入口NOx 變化最小。
結合實際工況進行流場模擬設計，對噴氨格柵或渦流混合器進行分區優化，運行時實現全截面多點測量與噴氨分區優化及反饋，確保SCR 系統溫度場、濃度場、速度場滿足反應要求，實現系統穩定運行。
開展準確的煙道煙氣流場試驗和煙道噴氨格柵均布試驗，做到在任何負荷下，噴氨格柵斷面噴氨均勻，催化劑斷面煙氣流速均勻，與煙氣量匹配。提高噴氨格柵均勻性，利用網格法實時監控噴氨格柵的均勻性。
(2)脫硝控制系統的優化，如自動調節系統的適應性和平穩性、測點的可靠性等。
提高自動調節系統的適應性，保證在任何工況下都能滿足要求，將波動幅度控制到最小，尤其在大幅升降負荷和啟停制粉系統時，避免NOx長時間處于較低的狀態。
提高CEMS 測點的可靠性，可以通過增加測點數量或者提高維護質量來提高測點的可靠性。盡量降低由于測點故障引起的自動調節功能失效時間。
控制脫硝裝置入口煙溫在合理范圍，保證催化劑工作在最佳工作溫度，過高容易燒結，過低脫硝效率不高，容易中毒和失去活性。
(3)鍋爐燃燒調整的優化，如燃燒自動調節系統對NOx 的兼顧和前饋等。
優化燃燒調整自動調節特性，在燃燒自動調節中考慮風粉自動調節對脫硝裝置入口NOx 的影響，使脫硝裝置入口NOx 在負荷波動和其他擾動下波動幅度最小，降低脫硝自動調節的難度。
優化脫硝測點反吹期間的控制策略。在自動調節邏輯中引入脫硝裝置入口NOx 前饋信號和凈煙氣NOx 反饋信號。在反吹期間合理選擇被調量，在反吹結束后，再切回原來的被調量，保證在反吹結束后NOx 參數平穩，不出現大幅跳變。
合理調整反吹時間和時段。杜絕兩點和三點測點的同時反吹。當由于反吹時間間隔不同而出現同時反吹時，其中一點反吹時間自動提前或后延10 min，避免同時反吹。
合理確定AGC 響應速度。長期的負荷波動，給設備帶來交變應力，大大降低使用壽命，對于環保參數的控制也極為不利。
4 燃煤電廠重金屬排放與控制
隨著燃煤電廠超低排放的推進并接近全面完成，從排放角度，燃煤電廠重金屬污染越來越成為關注的重點。從環境角度，燃煤對大氣、天然水體的重金屬污染也越來越受到重視。所以專門對燃煤進行重金屬的分析、分布研究，進而進一步采取控制措施很有必要。
4.1 燃煤電廠重金屬的產生
燃煤電廠煙氣中重金屬產生的原因主要是來自于煤種，不同煤種的重金屬分布不一樣[。其中，砷、汞、鉻、鎘、鈷、鎳、錫、鋅、鉛和釩等是煤的燃燒中最值得關注的10 種對環境和人類健康造成危害的痕量重金屬元素。
國內外學者對中國燃煤電廠2 0 0 5 — 2 0 1 0 年產生的部分代表性重金屬排放量進行了研究，得到As 大約排放量在236.1~550.08 t，Se 大約排放量在543.8~786.8 t， Sb 在32.9~211.8 t， Pb 在4 556 t 左右。進入2015 年之后，重金屬排放量會隨著超低排放全面展開而大幅下降。
4.2 燃煤電廠中重金屬的危害
燃煤電廠中重金屬的危害，主要不是對電廠系統自身的危害，而是對社會環境的危害。重金屬的危害在于它不能被微生物分解且能在生物體內富集形成其他毒性更強的化合物。在環境中重金屬經歷地質和生物雙重循環遷移轉化，最終通過大氣、飲水、食物等渠道，以氣溶膠、粉塵顆粒或蒸汽的形式被人吸入體內。
重金屬不僅危害人體的呼吸系統，甚至隨著血液循環，在體內長期積蓄，有的會與體內某些有機物結合并轉化為毒性更強的金屬有機化合物。
4.3 燃煤電廠中重金屬的控制
目前燃煤電廠針對重金屬進行控制的只有汞及其化合物，其余重金屬沒有系統提出控制措施和排放標準，也都是在除塵、脫硫、脫硝中進行協同控制。
僅以汞的控制進行說明。燃煤電廠汞污染防治技術可分為3 類：燃燒前控制、燃燒中控制和技術，燃燒中控制主要通過改變優化燃燒和在爐膛中噴入添加劑氧化吸附等方式，結合后續設施加以控制。
燃燒后控制主要有3 種：一是基于現有非汞控制設施的協同控制技術，利用現有非汞污染物控制設施(包括SCR、ESP、FGD 等)對汞的協同控制作用[28];二是基于現有設施改進的單項控汞技術，如改性SCR 催化劑汞氧化技術、除塵器前噴射吸附劑(如活性炭、改性飛灰、其他多孔材料等)、脫硫塔內添加穩定劑、脫硫廢水中加絡合(螯合)劑等技術，實現更高的汞控制效果;三是通過專門的多污染物控制技術(等離子、臭氧、活性焦、有機胺、雙氧水等) 及裝備實現汞、硫、氮等多污染物聯合脫除。此外，汞的監測和檢測技術發展迅速，既可以在線監測，又可以手工采樣監測。
5 燃煤電廠非傳統大氣污染物控制政策建議
由于國家層面當前還沒有出臺燃煤電廠SO3、氨、重金屬等非傳統大氣污染物系統的控制政策與技術，所以針對燃煤電廠上述非傳統大氣污染物的控制，建議盡快加大研究力度，盡快加大工程示范。
5.1 盡快出臺防治技術政策
結合全國煤種分布、燃煤電廠區域分布以及排放情況，盡快研究制定出針對地方SO3、氨、重金屬的控制技術政策，分別出臺《火電廠三氧化硫污染防治技術政策》、《火電廠氨污染防治技術政策》、《火電廠重金屬污染防治技術政策》，為全國火電行業SO3、氨、重金屬等非傳統大氣污染物的污染防治以及相關的大氣污染物協同治理的技術選擇，環境管理部門的監管，以及企業污染防治工作提供宏觀的技術政策支撐。
5.2 盡快出臺排放控制標準
針對包括燃煤電廠鍋爐在內的鍋爐排放標準，目前國內已經有北京、上海、天津、廣東、山東等省市出臺，包括河北、陜西在內的部分省份尚在征求意見。杭州也出臺了《鍋爐大氣污染物排放標準》(征求意見稿)，在全國范圍內首次提出了包括現有、新建的燃煤鍋爐(包括燃煤發電鍋爐)、燃油鍋爐、燃氣鍋爐、燃生物質鍋爐、摻燒垃圾污泥的鍋爐的SO3、氨的控制。
建議結合當前生態環境的形勢，在充分的技術經濟性調研基礎上，向國家環境保護主管部門提出相關控制政策建議以及對應的環保經濟政策。建議全國盡快出臺相關排放控制標準， 把SO3、氨、部分重金屬作為重點大氣污染物納入標準控制體系，在火電廠大氣污染防治從政策、標準，到技術路線形成一個完整的體系。
5.3 盡快出臺控制技術路線
在出臺相關排放控制標準的同時，積極組織相關科研院所、高校等技術力量，全面調研與評估全國不同地區火電行業SO3、氨、重金屬的排放水平。在此基礎上，以燃煤電廠SO3、氨治理為重點，同時考慮重金屬的污染防治，兼顧其余相關的污染物協同控制與治理， 對中國火電廠SO3、氨、重金屬等污染治理措施進行系統梳理與研究，特別是燃煤電廠SO3、氨的達標排放可行技術路線研究，結合當前中國宏觀的環境管理戰略要求，進一步提出引領火電行業非傳統大氣污染物污染防治技術的技術路線與發展方向。
5.4 盡快開展相關工程示范
結合上述從政策、標準到技術路線的建議，需要同步開展相關工程示范。由于中國部分電力行業科研院所，以及部分重點高校，已經針對煤炭燃燒過程中產生的SO3、氨、重金屬等非傳統大氣污染物進行了重點研究，在治理技術上也有了很多技術儲備，有些甚至已經形成了成果，所以需要從國家層面，尤其是科技部、生態環境部等政府層面，以重點科研項目的形式和途徑，盡快立項開展工程示范工作。
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