清洁煤电近零排放技术及应用

工程6（2020）1408研究清洁能源技术-文章清洁燃煤发电的近零排放技术及应用王淑敏中国能源投资集团有限公司，北京100011阿提奇莱因福奥文章历史记录：收到2019年2019年9月8日修订2019年10月16日接受在线预订2020年保留字：清洁燃煤发电空气污染物近零排放试验平台新A B S T R A C T煤炭是中国的主要能源，煤电约占煤炭消费量的一半。然而，燃煤电厂的大气污染物排放造成了严重的生态环境问题。本文重点介绍了清洁燃煤发电近零排放技术及其应用。评价了近零排放装置的长期运行状况，研究了协同控制技术和特殊汞控制技术。结果表明，近零排放的原则性技术路线对我国101台 颗粒物（PM）、SO2、NOx排放浓度均低于燃气电厂排放限值，长期运行时小时平均排放浓度近零排放达标率超过99%。近零排放技术的应用，发电成本增加约0.01 CNY/kW·h-1。但大气污染物排放总量下降约90%，环境空气质量得到有效改善。此外，虽然近零排放单元的汞排放浓度范围为0.51至2.89lg·m-3，但改性粉煤灰（MFA）特殊汞采用除汞系统后，汞排放浓度低至0.2 9lg·m-3。操作该系统的成本仅为主流活性炭喷射除汞技术成本的10%-15%。通过在5万m3·h-1燃煤烟气污染物控制中试平台上的试验研究，得出了多污染物去除的相互关系，并提出了不同排放限值的解决方案。清洁燃煤发电的联合示范应用，新的 “1123” 环保排放限值为1 、10 、20 mg·m-3，提出并实现了近零排放燃煤电厂PM、SO2、NOx、Hg分别达到3lg·m-3，为国家提高污染物排放标准提供了工程技术支撑©2020 The Corner.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。 这是一篇CC BY-NC-ND许可（http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/）。1. 介绍中国目前，中国发电用煤约占煤炭消费总量的50%[2]，燃煤电厂发电量约占总发电量的70%[3]。燃煤发电虽然为我国经济社会发展提供了重要的能源支撑电子邮件地址：16010005@chnenergy.com.cndes（NOx）、重金属等污染物，严重影响环境空气质量。迄今为止，中国已发布了一系列燃煤发电大气污染物排放标准，最新的《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）[4]体现了党的十八大后，为推进生态文明建设，煤电企业对污染排放的认识逐步转变，主动环保成为趋势。在此背景下，原神华集团对标GB 13223-2011中燃气电厂规定的排放限值https://doi.org/10.1016/j.eng.2019.10.0182095-8099/©2020 THE CONDITOR.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。这是一篇基于CC BY-NC-ND许可证的开放获取文章（http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/）。可在ScienceDirect上获得目录列表工程杂志主页：www.elsevier.com/locate/engS.王/工程6（2020）1408-14221409分别不高于5、35和50 mg· cm-3（标准条件，干燥，6%O2）。之后，中国政府发布《燃煤电厂节能减排升级改造行动计划（2014-2020年）》由于我国因此，严格控制大气污染物排放，实现煤炭清洁高效利用，煤电行业仍有很长的路要走。本文首先介绍了空气污染的发展历史燃煤电厂的污染物控制技术。其次，系统研究了近零排放技术路线在不同等级燃煤机组上的工程应用效果，确定了排放达标率，以评价机组的长期运行状态。研究了重金属汞在近零排放单元的深度减排特性。最后，探讨了新的近零排放限值，目的是提供为制定更严格的燃煤电厂大气污染物2. 燃煤电厂大气污染物排放控制2.1. PM控制技术燃煤电厂颗粒物排放控制技术从20世纪60年代开始发展至今已有50多年的历史，大致可分为5个阶段：①1990年以前，我国②1990年前后，我国已掌握了PM去除率达94.2%的静电除尘技术。③到2000年，我国电除尘技术已达到国际先进水平，市场占有率达80%，PM去除率达98.0%。随着排放标准的日益严格，燃煤电厂开始使用静电除尘器（ESP）、布袋除尘器（FF）和静电布袋除尘器（EFIP）[7，8]，其中ESP的市场份额达到95%。通过技术创新，最近开发了高频电源、低低温电除尘、旋转电极和湿式电除尘器（WESP）等高效电除尘技术传统的MEMS器件通常在以下情况下配置：空气预热器（APH）;然而，这将导致选择性催化还原（SCR）脱硝催化剂和APH中的磨损和堵塞问题。因此，高温PM去除技术受到关注，包括过滤和恒压沉淀技术[10]。在过滤技术中，主要关注刚性陶瓷材料的高温使用寿命[11]。对于高温ESP，研究人员集中精力开发在高温条件下具有优异放电性能的新形式电极[12]。2.2. SO2控制技术我国SO2控制技术的研究起步较晚，但发展速度比发达国家快。这一发展可以概括为四个阶段[13]：①从20世纪70年代开始，进行了脱硫技术的研究、实验室试验和工业锅炉示范。②20世纪90年代初，引进国外石灰石-石膏湿法烟气脱硫（WFGD）技术。我国烟气脱硫技术得到了全面发展，国家相关政策和环保法规相继出台。燃煤电厂烟气脱硫技术有石灰石湿法脱硫、海水脱硫、旋转喷雾干燥、喷钙与烟气增湿活化相结合等。③2007 - 2011年，多台燃煤机组加装烟气脱硫装置，装置国产化水平不断提高，脱硫工程造价大幅下降。自2011年起，中华人民共和国环境保护部（并入中华人民共和国生态环境部）进一步修订了为此，开发了单塔强化吸收、单双塔双循环、塔盘喷淋、湍流耦合等高效脱硫技术[14]，进一步提高了技术指标，降低了运行能耗。2.3. NOx控制技术NOx控制技术在我国发展时间较短，低NOx燃烧技术和烟气净化技术一直是研究的热点。LNB技术主要包括空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环，其中空气分级燃烧技术应用最为广泛。EU Sheikh等[15]分析了通过降低燃烧温度和合理布置三次风来减少燃烧过程中NOx的生成。对于循环流化床（CFB）锅炉，Ke等[16]提出了强化炉膛不同区域还原性气氛，促进NOx还原的LNB技术路线，其核心是减小床料平均粒径，提高固体循环速率。SCR脱硝技术已被证实是世界上应用最广泛、最成熟的烟气脱硝技术之一[17]。20世纪90年代，中国的燃煤电厂开始使用该技术，1999年福建漳州后石电厂600 MW机组首次安装SCR脱硝装置。鉴于我国环保标准的日益严格，SCR得到了迅速发展，可以达到85%以上的SCR效率的V2O5/TiO2基催化剂得到了广泛应用[18]。然而，当装置在低负荷下运行时，催化剂活性容易降低，增加氨（NH3）逸出。为此，为实现宽负荷脱硝，进行了如下改造：配置0号高压加热器提高给水温度，在省煤器入口增设旁路烟道，省煤器配置水侧旁路，省煤器分层布置[14]。开发具有宽温域的无毒催化剂、催化剂再生和无害化处理也已成为主要的研究热点[19]。2.4. 重金属汞控制技术随着燃煤电厂常规大气污染物的有效控制，烟气中低浓度、高危害的重金属汞在过去几十年里受到国内外的极大关注。汞作为一种挥发性微量元素，在煤燃烧过程中几乎完全释放出来，然后发生一系列复杂的物理化学变化，×南纬1410号 Wang /工程 6 （2020）1408烟气的冷却，产生三种形式：气相元素（Hg0）、气相氧化态（Hg2+）和颗粒结合态（Hgp）[20]。2011年发布的GB 13223-同年，《“十二五”重金属污染综合防治规划》出台，明确要求重点控制汞、铅、镉、铬、砷。由于燃烧后除汞技术具有工作稳定性好、控制效率高、可调性强等特点，因此，对现有大气污染控制装置（APCD）的协同控制和单一技术的特殊控制研究已成为世界各国关注的焦点。美国环境保护署（EPA）发布的信息收集报告（ICR）统计了80多个燃煤机组的汞检测结果，显示在脱硫、脱硝等APCD的作用下，去除效率可从微量降低到90%以上[21]。Hgp可被捕集器（ESP或FF）捕集，Hg2+化合物因其水溶性可被湿法烟气脱硫喷淋浆液吸收。然而，由于Hg0的不溶性和挥发性，ESP和WFGD难以有效地捕集大部分Hg0，因此SCR成为关键对汞污染的减少，因为它可以促进汞的氧化0[22]。目前，特种汞控制技术主要有两条技术路线。一种是催化氧化法：通过改进SCR脱硝催化剂，提高烟气中Hg0向Hg2+的转化率，氧化效率可达95%，随后在WFGD中有效捕集Hg[23，24]。第二种是吸附剂喷射法，将吸附剂粉末喷入脱硫装置的前烟道中，使Hg0和Hg2+与烟气接触，被吸附剂吸附生成Hgp，脱汞效率可达90%以上目前，吸附剂包括活性炭（AC）[25，26]、粉煤灰吸附剂[27，28]、钙基吸附剂[29]、矿物吸附剂[30，31]等;其中，活性炭喷射（ACI）是主要的特殊汞控制技术。截至2015年4月底，美国有310个燃煤机组安装了ACI装置来去除汞[32]。然而，由于其较高的运行成本（去除1 kg汞的成本超过65 000美元[33]）和粉煤灰综合利用的影响，该策略在中国难以推广和应用因此，开发高效、低成本的粉煤灰和矿物吸附剂是未来燃煤电厂深度脱除汞污染的主要方向3. 近零排放一段时间以来，中国在燃煤电厂烟气污染物控制技术的发展方面取得了重大进展，已成为清洁煤电技术最先进的国家之一2010年以来，以神华集团为代表的国有能源企业努力实施基础资源节约和可持续发展战略，谈论保护政策。神华集团指导国华电力科学研究院开展燃煤电厂大气污染物近零排放技术研究2012年，神华集团与华东电力设计院合作，对浙江宁海电厂三期2座1000 MW工程进行了脱硫、脱硝、脱汞等专题研究，对整个系统进行了整体优化设计。对于燃煤发电机组，提出了近零排放的原则性技术路线，并于2013年 5月通过了中国电力规划设计院组织的专家评审[5]。技术路线如图所示。 1：LNB？SCR？ 低温节能器（LTE）+高频电源ESP？WFGD？WESP。不同控制技术对多种污染物的去除效果详见表1考虑到燃煤机组煤质、炉型、APCD的多样性，为实现大气污染物近零排放，应分析技术路线的适应性。在烟气脱硫方面，我国发电用煤的灰分含量一般为7%~①对于一级除尘器，ESP和EFIP都然而，现有机组的EFIP改造存在成本高、空间限制和项目实施困难的问题。采用高频电源改造后，电除尘器效率可提高到99.85%以上，经济效益显著进一步在电除尘器上加装低温电除尘器，可使一次颗粒物去除率提高到99.9%以上，并使电除尘器出口颗粒物浓度降低到30 mg· cm-3以下（有的可达10-②二次除尘在高效喷淋和除尘（三级或管式除尘）的共同作用下，PM（含石膏）浓度可稳定在10 mg·m - 3以内（部分单位在10 mg·m-3以内）5mg· m-3）。③对于第三次除尘，设置在烟气处理系统末端的WESP有利于细颗粒物的生长，可去除70%这将PM浓度稳定在Fig. 1.近零排放LTE的原理技术路线：低温节能器。表1不同控制技术对多污染物的去除效果污染物除尘项目经理++首席执行官SO2 O O + ONOxO O O +SO3++-Hg2016 -05 - 03‘‘+”××S.王/工程6（2020）1408-142214115 mg· cm-3（某些单位在3 mg· cm-3以内，甚至低于解决了石膏雨和彩色烟羽的污染问题。总之，WESP对操作条件、煤质和烟气成分的适应性较强，而投资和运行费用仅增加2 × 10-3因此，WESP适用于燃煤电厂排放密集的地区。此外，它还可用于非电气领域的空气污染物处理，如钢铁工业和化学工业。在脱硫方面，煤中硫含量是实现经济高效脱硫的重要边界条件。对于煤炭承载能力较差的地区，如因此，WFGD入口处的初始SO2浓度通常低于2000 mg·m-3。目前，单塔石灰石-石膏湿法脱硫可以保证97%的脱硫效率，基本满足低硫煤（如：神华煤）长期经营。为进一步实现SO2的高效稳定控制，需对湿法烟气脱硫装置进行改造，提高脱硫效率。通过优化脱硫塔内流场分布和强化当煤中含硫量较高，煤质变化较大时，应采用脱硫效率较高的技术，如盘式喷淋、双循环或湍流耦合等，可使脱硫效率超过99%，SO2排放浓度低于35mg· m-3。建议沿海电厂采用海水脱硫技术，脱硫效率可达99%以上，SO2浓度可远低于35 mg· m-3。在净化方面，炉内LNB技术是抑制NOx生成的首选技术。对于合适的煤种，锅炉出口NOx浓度可控制在200 mg· m-3如果SCR净化效率设计为85%，则实现NOx排放浓度低于50 mg· m-3并不困难。但是，当锅炉出口NOx排放浓度较高时，NOx近零排放要求SCR催化还原效率高于90%，这可以通过提高催化剂性能、增加催化剂层数等方式实现。当装置在低负荷条件（40%）下运行时，SCR的烟气温度通常低于催化反应的温度窗口为将NOx浓度稳定控制在50 mg· m-3以内，应采用宽负荷脱硝技术，如省煤器分级布置和宽温度窗SCR脱硝催化剂等对于循环流化床锅炉，其较低的燃烧温度（850-由于CFB锅炉尾部横截面较小，CFB锅炉选择性非催化还原（SNCR）脱硝装置比煤粉锅炉更容易设置合理的喷枪布置以实现均匀喷氨，因此，CFB锅炉SNCR脱硝装置可以更经济地实现NOx的在汞的去除方面，燃煤电厂大气汞排放主要来源于燃煤。大量研究表明，我国原煤中汞含量平均为0.15-属于正偏态分布[37，38]。这表明大部分原煤中汞含量低于统计平均值。根据对不同煤质的煤中汞含量和产生的烟气量（5-此外，汞浓度可低于10l g· m-3，常规APCD（脱硫+脱硫+脱硝）的协同去除效率约为70%[41，42]。4. 近零排放的工程实践4.1. 应用情况新建煤电项目和在役煤电机组同步实施清洁煤电近零排放技术路线，进行节能环保升级改造。2014年6月，我国首台新建近零排放机组在浙江舟山电厂投产，国内首台WESP应用，极大地推动了超低排放的实施和重大装备的自主创新。浙江省环境监测中心站现场人工监测显示，PM、SO2、NOx排放浓度分别为2. 46、2. 76、19. 8 mg· m-32014年7月，河北三河电厂建成京津冀地区首个近零排放改造项目。三河电厂根据4台机组的运行情况，进行了多元化的近零排放探索和实践，提出并制定了差异化的改造实施方案，见表2。2015年11月，三河电厂成为京津冀地区第一家接近零排放的燃煤电厂根据中国国家环境监测中心（CNEMC）的现场人工监测，通过综合应用一系列高效的脱硫技术，4号机组的PM排放浓度低至0.23 mg· m-3[9]。截至2016年4月，河北定州电厂2号机组近零排放改造完成，原神华集团在京津冀地区的22台火电机组（9. 78吉瓦）全部到2018年12月底，近零排放技术在原神华集团42个厂的101台燃煤机组（53.97 GW）上成功应用了“循环流化床”技术，其中包括96台PC锅炉和5台CFB锅炉，单机容量从150 MW到1000 MW。根据国家或地方环境监测机构的现场人工监测，这101个单元的PM、SO2和NOx排放浓度分别在0.23-5、2-35和6-50 mg·m - 3范围内从区域分布来看，京津冀地区包括22台机组（9.78吉瓦），长江三角洲地区包括22台机组（12.51吉瓦），珠江三角洲地区包括5台这些结果表明，重点地区的装机容量占所有近零排放机组的46%（图2（a））。关于机组等级，300 MW级34台（11.09 GW），600 MW级48台（29.79 GW），1000 MW级10台机组（4.09 GW），分类为此外，38台机组采用了WESP，实现了1.8 mg· m-3的平均PM排放浓度，远低于南纬1412号 Wang /工程 6 （2020）1408表2三河发电厂四台机组近零排放改造方案改造后的APCDs排放浓度（mg·m-3）改造后商业运行时间下午so2的NOx1 350 MW亚临界LNB（MPM）+ SCR + LTE + ESP（高频电源）+WFGD5.009.0352014.072 350 MW亚临界（三级电极）+ WESP（柔性电极）LNB（双级）+SCR + LTE + ESP（高频电源）+WFGD3.0010.0252014.113 300 MW亚临界（三级电极）+ WESP（金属电极）LNB（双级）+SCR + LTE + ESP（高频电源）+WFGD2.0012.0222015.114 350 MW亚临界（湍流耦合+管式耦合）LNB（双级）+SCR + LTE + ESP（高频电源）+WFGD0.235.9202015.07（湍流耦合+管式炉）+ WESP（金属电极）多重污染最小图二. 近零排放技术的应用情况。(a)按区域;（b）按职等。其他63个单位没有WESP（其平均值为3.5 mg· cm-3）。这一发现表明WESP确实可以实现细颗粒的深度去除。4.2. 长期运行环境监测是贯彻环境保护法律法规、执行大气污染物排放标准的重要依据[45]。在中国，连续排放监测系统（CEMS）被认为是污染物监测的有效工具安装前必须取得国家环保部门颁发的合格证和计量生产许可证经验收合格后，CEMS监测的数据成为合法数据，可用于政府、社会组织和公众的监督。这些数据也是环保电价的评估依据和环境保护税的征税依据。为评估近零排放机组长期运行的排放状况和可靠性，对原神华集团46台近零排放机组2017年连续运行五六个月的大气污染物CEMS数据这些单位分布在京津冀及其周边地区，以及中国东部。4.2.1. PM控制如图 3，在评估期间，46个单位中每个单位的平均PM排放浓度在0.48-3.47 mg·m - 3之间（全部低于5mg·m - 3）。统计结果表明，这46台机组超过99%的小时平均PM排放浓度符合10 mg· m-3的超低排放限值;此外，其中40台机组实现了100%达标率，如图3所示。参照接近零的5 mg· cm-3排放限值，只有徐州发电厂2号机组的达标率较低，为98. 7%，而其他45台机组的达标率均高于99%。4.2.2. SO2控制在评估期内，统计数据显示，46个单元中每个单元的平均SO2排放浓度均低于35 mg·m-3，范围为1.46至25.3 mg· m-3。舟山电厂和秦皇岛电厂采用海水脱硫技术，可将SO2排放浓度控制在3.5mg·m-3，显著低于石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，如图所示。四、 数据还显示，超过99%的小时平均SO2排放浓度满足这46个单位的近零排放限值（35 mg·m-3）;此外，其中36个单位的达标率为100%，如图所示。 四、4.2.3. 氮氧化物控制如可见于图评价期内46台机组的NOx平均排放浓度均低于50mg·m-3，在16.1 -40.79 mg·m - 3之间。统计数据显示，超过99%的每小时平均NOx排放浓度满足这46台机组的近零排放限值（50mg· m-3），尽管只有7台机组达到了100%的达标率，如图5所示。进一步分析表明，NOx排放超标主要发生在S.王/工程6（2020）1408-14221413图三. 评价期内46台机组PM排放情况。见图4。 评价期内46台机组SO2在低负荷和负荷急剧变化的情况下，这通常是由于SCR整流运行时调节方式单一和SCR控制系统的大滞后造成的采用宽负荷脱硝技术的定州、苍东、惠州等电厂，在35%以上负荷时NOx排放浓度完全达到近零排放限值，改造效果明显。在数据采集期间，46台机组煤的灰分（Aar）、硫分（Sar）和低位发热量（Qnet ，ar）在7.37%-52.76%、0.2%-1.8%和10.81%-10.81%范围28.69 MJ· kg-1。评价结果表明，这46台机组的APCD长期运行可靠运行，保证了机组在不同负荷和煤质下运行4.3. 重金属汞在生态系统中，汞具有毒性强、生物富集性强的特点，对人类健康和生态环境构成严重威胁中国贡献了全球大气中30%因此，严格控制燃煤电厂大气汞排放具有重要的现实意义。南纬1414号 Wang /工程 6 （2020）1408图五. 评价期内46台机组NOx4.3.1. 现有APCD为了掌握现有APCD在近零排放装置中的协同除汞性能，采用美国环保署方法30 B对五个装置进行了现场测试;结果见表3。可以看出，三河、定州和寿光电厂四台机组采用的神华煤中的汞含量在0.029-徐州发电厂2号机组使用混合煤作为燃料（神华煤和非神华煤的比例为1：2），煤中的汞含量与中国煤中的平均汞含量从表3中可以看出，汞排放浓度在0.51-2.89升范围内5个单元的平均值为1.19 g· m-3，约为中国目前排放限值的1/30。此外，APCD的协同除汞效率在75.3%-93.1%之间烟气净化过程中协同脱汞的规律为：①随着SCR脱硝效率的提高，Hg0的量减少，促进下游装置协同脱除气态汞;②在电除尘器前端加装LTE，降低烟气温度，改变脱汞状态结果表明，随着脱硫量的增加，Hg2+在飞灰表面的吸附或凝聚量增加，Hg2+在效率，汞化合物可以移除湿式电除尘器的加入可以强化气态汞的去除效果。4.3.2. 特殊汞控制技术的研究与实践在中国，粉煤灰价格便宜，对燃煤电厂的副产品影响不大;因此，通过改性处理，粉煤灰有可能取代商业AC[27，28，49]。为进一步实现燃煤电厂汞排放的高效稳定控制，从循环经济的角度提出了改性与喷射一体化的粉煤灰吸附剂脱汞技术思路（图6）。以燃煤电厂粉煤灰为原料，采用现场机械溴化偶联法对粉煤灰进行改性，以提高粉煤灰的吸附性能。然后将改性粉煤灰（MFA）均匀喷入电除尘器前的烟道中，吸附氧化烟气中的汞原神华集团采用了这一技术路线，并与华北电力大学进行了广泛的工程应用研究三河发电厂4号机组和徐州发电厂2号机组分别建成了世界上除汞系统投入使用后，汞的综合去除率分别提高到94.6%和91.0%（图1）。8）。汞排放浓度进一步降低了38%，0.29l g· m-3，仅为我国现行排放限值的1%此外，电除尘器的除汞效率从表3近零排放电厂的协同减排效应电站单元容量（MW）煤中汞含量（mg/kg-1）APCD汞浓度锅炉出口（lg m-3）汞排放浓度（lg·m-3）去除率（%）三河1#3500.029SCR + LTE + ESP + WFGD + WESP4.460.5188.64#3000.049SCR + LTE + ESP + WFGD + WESP6.170.5690.9定州2#6000.044SCR + ESP + WFGD + WESP5.871.4575.3寿光2#10000.050SCR + LTE + ESP + WFGD + WESP7.580.5293.1徐州2#10000.154SCR + ESP + WFGD19.872.8985.3平均-0.065-8.791.1986.6S.王/工程6（2020）1408-14221415见图6。改性与喷射一体化粉煤灰吸附除汞系统示意图。28.6%至87.6%，表明MFA对汞的去除性能与ACI相似（图9）。从经济性分析来看，MFA控汞工艺每去除1 g汞的运行成本为51.3CNY，仅为ACI工艺每去除1 g汞的运行成本353.5 CNY的10%5. 近零排放推动排放标准提升环境保护是中国的基本国策，是一个永无止境的过程。发展绿色煤电是促进煤炭清洁高效利用的必然要求。未来，煤电企业要充分认识到，近零排放是一个不断实践探索的过程，才能加快推进生态文明。因此，更好、更严格的环保标准，为推动燃煤电厂持续削减常规和非常规大气污染物排放，使排放限值比GB 13223- 2011降低一个数量级，向环保排放迈进新的5.1. 烟气污染物全过程控制中试平台在国华电力承担的国家科技支撑计划（2015 BAA 05 B 02）的支持下，在三河电厂建设了全球原烟气取自300 MW机组的省煤器，如图所示。 10个。中试平台开发应用了宽温窗SCR脱硝催化剂、机电耦合WESP、塔内双pH脱硫、MFA脱汞、碱性材料脱硫等技术2017年9月，中国环境监测中心的现场监测显示，PM、SO2、NOx和Hg的排放浓度分别为0.4-为了掌握其相互作用和耦合关系，研究了多污染物、宽温催化剂对SOx和NH3的影响5.1.1. 深SCR脱硝的影响规律大量近零排放项目表明，APCD控制系统不可能及时调整，导致NOx排放浓度波动较大。图7.第一次会议。MFA除汞系统和设备。（a）300兆瓦示范项目;（b）1000兆瓦示范项目。南纬1416号 Wang /工程 6 （2020）1408见图8。MFA除汞系统运行前后的综合除汞效率。见图9。MFA和AC对汞的去除效果因此，SCR脱硝对剧烈调峰等工况的适应性以及NH3逃逸量的增加值得关注。中试平台采用宽温SCR催化剂，按2 + 1方式布置100%负载期间运行时，SCR入口处的NOx浓度在100-200 mg·m - 3的范围内，烟气温度为300-340 °C。为了实现NOx浓度低于20 mg·m-3的控制目标，SCR的净化效率应控制在80%~ 94%之间。本研究采用人工取样和CEMS测试NH3逸出量，结果见图11。可以看出，随着SCR脱硝效率的提高，NH3逃逸量有所增加，但仍基本满足环保要求。2.25 mg· cm-3。当硝化效率达到94%时，NH3逃逸量显著增加，NH3利用率下降。图12显示了CEMS的NH3逃逸数据。NH3逸出量随操作时间延长而增加，在1 ~ 2.25mg· m-3之间.因此，SCR在长期运行中应注意其高净化效率。此外，当进气道处的NOxSCR反应器的SCR反应为了确定宽温脱硫催化剂在270-290 °C低温烟气下的性能，测试了SCR入口NOx浓度为80 ~ 140 mg· m-3，净化效率为88%。由图13可知，SCR出口NH3逃逸量基本在0.75 mg· m-3以内，SO2/SO3转化率在0.2%~ 0.6%之间（平均值为0.38%）。这表明SCR催化剂在低温下具有很强的活性，这很可能是由于NH3（一种还原剂）在表面酸中心的有效吸附研究结果可为解决低负荷下的安全高效运行问题提供工程技术支持。5.1.2. 多污染物深度去除的运行优化与控制规律通过在中试平台上集成多污染物控制系统，进一步研究了近零排放岛的运行优化和控制规律。(1) 在这项研究中，PM排放控制是通过调整三个相关的排放控制步骤，以优化操作。ESP 入口处的烟气温度为约120°C 。对于5mg·m-3的控制目标，启动ESP中的第二至第四电场，图10个。5万m3·h-1烟气污染物全过程控制中试平台。（a）布置及工艺流程图;（b）双pH脱硫+湿式机电耦合脱硫。S.王/工程6（2020）1408-14221417见图11。 不同曝气效率对NH3逸出图12. NH3逸出率为94%。在WFGD的入口处可以控制在32 mg· m-3。脱硫塔高效喷淋和机电耦合WESP运行时，PM排放浓度小于4 mg· m-3，如图14（a）所示。为了达到1 mg· m-3的控制目标，第一至第四电场和最后一级电极电场在静电除尘器的字段启动，并在WFGD的入口处的PM浓度可以控制在19.6 mg· m-3。在双pH控制的WFGD和机电耦合的WESP的作用下，PM排放浓度小于0.8 mg·m-3（图13）。 14（b））。(2) SO2排放控制主要通过切换喷淋组合和调节喷淋浆液pH值优化操作来实现。在全负荷工况下，当脱硫装置入口SO2浓度为900 mg·m-3，主塔浆液pH值为5.5时，脱硫效率随循环泵运行次数的增加而增加，如图15（a）所示。当B/D循环泵开启时，WFGD出口SO2浓度为61.76mg·m-3，当A/B/C/D循环泵开启时，WFGD出口SO2浓度降至0.2mg·m-3，当WFGD入口SO2浓度为800-湿法烟气脱硫装置出口SO2浓度由9.07 mg· cm-3（pH 5.0）至0.52 mg· cm-3（pH 6.0）。(3) 目前，LNB技术可以实现锅炉出口NOx浓度小于200mg·m-3然而，即使通过优化配风和燃烧，也很难进一步降低锅炉出口的NOx图十三. SCR催化剂在低温条件下的性能。(a)（b）SO2/SO3转化率。南纬1418号 Wang /工程 6 （2020）1408图十四岁不同排放限值下脱硫装置的运行优化（a）控制目标为5mg·m-3;（b）控制目标为1mg·m-3。图十五岁操作条件对脱硫性能的影响（a）喷雾组合;（b）主塔中浆液的pH在燃烧过程中因此，NOx排放的控制主要取决于SCR的喷氨量.当烟气温度为270-340 °C时，通过调节SCR的脱硝效率（80%~ 94%），可将SCR出口NOx 浓度控制在20mg·m - 3以内。但是，由于NH3逃逸问题的存在，单纯增加注氨量并不能获得较高的净化效率因此，开发和应用SCR控制系统，实时准确、高效地预测喷氨量，降低NH3消耗，控制局部NH3逃逸高峰，是实现运行优化的主要措施通过对5万m3· h-1燃煤烟气污染物控制中试平台的研究，得到了包括污染物深度减排过程、运行成本、能耗等在内的全过程优化匹配的控制方法还开发了燃煤电厂控制污染物排放到不同浓度限值的解决方案目前，试点平台已对外开放，并与中国机电工程总公司、清华大学、浙江大学、华北电力大学等单位开展了合作研究。此外，该中试平台还设计了电凝聚、化学凝聚、声波凝聚、臭氧消耗、汞回收、节水等创新技术的接口，为今后的研究提供了参考相变附聚和膜CO2捕集。积极拓展这一试点平台，将使其成为科技成果转化的重要工具。5.2. 清洁煤电生态友好示范工程经过近零排放技术的再创新和再实践，山东寿光电厂建成1000兆瓦清洁煤电两台机组分别于2016年7月和11月投产。在装置建设过程中，对APCD进行了系统优化，以最大限度地深度去除空气污染物。机组投运后，对整个系统进行了协调优化和精确控制。山东省环境监测中心现场人工监测结果显示，1号机组PM、SO2、NOx排放浓度分别为1、2、18 mg· m-3，2号机组分别为1、2、16 mg· m-3图图 16显示了 两 个 单 元的空气污染物CE M S 数据2017年1月至2018年12月运营可以看出，PM、SO2和NOx的小时平均排放浓度分别普遍低于1、10和20 mg· m-3，优于先进燃煤电厂S.王/工程6（2020）1408-14221419图16. 2017年至2018年寿光电厂空气污染物CEMS数据。(a)（b）第2单元。在美国[50]。收集了排放数据的进一步统计数据，结果见表4。在统计期间，1号机组的PM、SO2和NOx的平均排放浓度分别为0.58、5.56和16.21 mg· m-3，2号机组分别为0.64、5.64和16.41 mg· m-3PM、SO2和NOx排放浓度在1、10和20 mg· m-3以内的时间比分别超过95.5%、93. 1%和81. 8%。此外，人工监测结果显示，汞排放浓度为0.9，0.52lg的pH6.0m-3，分别与现有APCD。因此，通过加强APCDs的建设和运行管理，可以使大气污染物排放浓度稳定地低于现行的近零排放限值根据第4.3.1中提到的工程案例，协同控制现有APCD的近零排放装置可以实现不同煤种的汞排放浓度低于3lg· m-3对于中国西南部使用高汞含量煤的装置，烟气中的初始汞浓度可能高达60lg· m-3[51]。然而，随着MFA特殊汞控制技术的应用，效率为95%，汞排放浓度低于3l g· cm ~（-3）。燃煤电厂是我国大气汞排放的主要来源之一，严格控制燃煤电厂是我国实施《汞污染水俣公约》的关键，可使汞排放限值降至3lg· m-3。综上所述，通过顶层设计、关键技术设备国产化研发、系统集成优化、大气污染物深度去除技术工程示范，未来近零排放限值可能会更严格因此，在当前煤电近零排放的技术条件下，本文提出了符合环保排放要求的新的“1123”环保排放限值：即PM、SO2、NOx和Hg的排放限值分别表5显示了清洁燃煤发电的空气污染物排放限值的演变。可以看出，表4寿光电厂2017-2018年大气污染物排放统计大气污染物平均浓度（mg·m-3）时间比率（%）a单元1b单元2c单元1b单元2c下午0.58 24小时0.64± 0.2395.596.0so2的5.56± 2.65.64± 2.9895.193.1NOx16.21 ± 4.0616.41 ± 3.8986.781.8aPM、SO2和NOx小时平均排放浓度分别小于1 mg·m-3、10 mg·m-3和20 mg·m-3的时间比。b15 072统计小时。c13 895统计小时。表5清洁燃煤发电大气污染物排放限值阶段排放标准排放限值（mg·m-3）下午所以NOxHg2011–2014GB 1322330100–400100–2000.032014–2020近零排放535500.032014–2020超低排放1035500.03未来新110200.003×××·南纬1420号 Wang /工程 6 （2020）1408支持党的十九大报告中提到的“提高污染物排放标准”的国家指令6. 近零排放效益分析6.1. 经济分析近零排放机组的发电成本增加，是由于根据GB 13223-2011标准排放实现近零排放所需的额外投资及营运成本所致本研究以原神华集团7台300 ~ 1000 MW近零排放机组为例进行经济性分析，评估依据为15年的设备寿命周期和4000 h的年利用时间。如表6所示，实现大气污染物近零排放后，这7台机组的平均投资和运行成本约为0.0276CNY·kW· h-1，其中达标排放至近零排放增加的发电成本为0.0026-京津冀地区3台机组近零排放增加发电成本约为0.011 CNY·kW·h-1，而京津冀地区22台因此，接近零排放的发电成本增加仅占售电成本约4%，被认为处于相对合理的水平。此外，近零排放燃煤发电的售电成本和上网电价仅为燃气发电的一半，说明近零排放燃煤发电具有明显的经济性[53]。由于APCD的运行情况和工程成本等因素通过比较，新建机组增加的投资和运行费用明显低于改造机组，这实际上取决于环保设计方案的优化条件。寿光发电厂1号机组采用近零排放的技术路线，执行新“1123”环保排放限值增加的成本此外，如果考虑国家环保税减半的政策[54]，执行新限制的机组可节省约5.2×10-6CNY· a-1，这将导致发电成本降低约7.4×10-4CNY·a（kW· h）-16.2. 环境效益在中国，燃煤电厂近零或超低排放的成功实践始于2014年。以原神华集团为例，2017年PM、SO2和NOx排放量分别减少了88%、89%和89%，比2013此外，如果我国所有燃煤机组实现近零排放，预计PM、SO2和NOx的排放量将比2013年实际排放量（1.8 × 10 7t）减少90%以上，减排总量将达到1.68 × 107t，环境效应显著。为了评价近零排放的环境效益，开展了国家和团体科技项目支持的研究。Liu等人[55]使用GEOS-Chem模型模拟了近零排放情景;基线情景是中国多分辨率排放清单（MEIC）提供的2012年11月至2013年2月京津冀地区燃煤电厂的实际排放量模拟结果表明，环境空气中PM2.5的季度平均浓度下降了7.7升g· m-3，8.1%。此外，环境保护部环境与工程鉴定中心应用双向耦合WRF-CMAQ模型模拟近零排放情景。基准情景是2013年京津冀地区典型城市执行的地方排放标准。结果显示，环境空气中PM2.5月均浓度降低约15.5l g m-3和7%[56]。因此，实施近零排放可有效改善环境空气质量。2013年《大气十条》实施以来[57]，主要污染物（PM2. 5、SO2、NO2）明显减少。2018年，全国PM2.5浓度为39 lg· m-3，与2013年相比下降了30.4%[58];但仍远高于世界卫生组织（WHO）规定的15 lg· m-3的中期目标3（IT-3）和10lg· m-3的空气质量指南（AQG）[59]。这表明，大气污染防治在近期内仍是一项艰巨的任务因此，不断亲推进煤电优质清洁发展，