【发电技术】超低排放改造对环境质量的影响

2015年12月2日召开的国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。对超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主。

超低排放的概念

对于超低排放，目前国内比较普遍的概念是指，燃煤电厂的污染物排放标准基本达到GB13223—2011标准中燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3)，但在该标准中，天然气燃机与燃煤锅炉排放限值所对应的烟气氧含量分别为15%、6%，如果折算到相同氧含量条件时，天然气燃机排放限值实际上是燃煤机组限值的2.5倍，由此可见，完成超低排放改造后，燃煤机组的排放标准比燃气机组的还低。

改造技术路线

脱硝技术路线

目前被燃煤电厂广泛采用的脱硝技术主要为“低氮燃烧器+选择性催化还原法”，低氮燃烧技术主要是通过调整二次风和燃尽风的配比，增加燃尽风的比例，大幅减少燃尽风区域产生的NOX，目前最新的低氮燃烧技术可将锅炉出口烟气中的氮氧化物浓度控制在200mg/m3左右，烟气进入脱硝反应器后烟气中的氮氧化物和氨气进一步反应，将烟气中的氮氧化物浓度降低至100mg/m3以下。

要达到超低排放标准，主要通过两条途径来实现，一种是增加脱硝反应器中催化剂面积，增加喷氨量提高脱硝效率来降低氮氧化物的排放浓度;另一种是对锅炉的燃烧器进行低氮燃烧改造(对燃烧器已改造过的锅炉只能采取前一种)。目前在各大电厂超低排放改造中基本将两种途径结合起来进行实施，先对燃烧器进行低氮改造,尔后再适当增加脱硝催化剂面积，尤其在对四角切圆燃烧方式的锅炉被广泛采用。对于对冲布置的旋流燃烧器的锅炉，一般多采用只增加脱硝催化剂的面积，增加喷氨量实现降低氮氧化物的浓度。

脱硫技术路线

现役燃煤机组在2014年7月1日开始执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中的二氧化硫达标改造中，一般通过增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石浆液的喷淋层等工艺来实现。在进行超低排放改造中，脱硫系统主要采用以下几种方法：

一是脱硫除尘一体化技术。单塔一体化脱硫除尘深度净化技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/m3、烟尘5mg/m3的超净排放要求。脱硫除尘一体化装置是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统优化结合的一体化设备，应用于湿法脱硫塔二氧化硫去除。如图1所示。

二是单塔双分区高效脱硫除尘技术。使用一个吸收塔，浆液采用双分区浆液池设计，将浆液池分隔成上下两层(上层低PH值区和下层高PH值区)，上层主要负责氧化，下层主要负责吸收，同时通过安装提效环、喷淋层加层、多孔分布器等措施明显提高脱硫效果，并在原烟道处设置喷雾除尘系统可以有效提高除尘效果。

三是双托盘技术。双托盘脱硫系统在原有单层托盘的基础上新增一层合金托盘，双托盘比单托盘多了一层液膜，气液相交换更为充分，从而起到脱硫增效的作用。该技术在脱硫效率高于98%或煤种高含硫量时优势更为明显。

四是双塔双循环技术。双塔双循环技术其实是将辅助罐体升级为吸收塔，利用双循环技术，同时设置喷淋层和除雾器，使双循环的脱硫和除尘效果进一步增强。但是占地很大，不适合布置比较紧凑的电厂，且辅机增设较多，运营成本高。

除尘技术路线

现役燃煤机组为达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)标准中烟尘的排放标准，对除尘器多采用高频电源改造、加装低低温省煤器、增加除尘器电场、末电场小分区供电等被广泛应用。在进行超低排放改造中，除尘系统主要采用以下几种方法：

一是湿式电除尘。湿式电除尘器收尘原理与干式电除尘器相同，其主要处理含水较高乃至饱和的湿气体。能有效去除烟气中的尘、酸雾、水滴、PM2.5等有害物质，除尘效率高，运行也较可靠。

二是电袋复合除尘。电袋复合式除尘器是有机结合了静电除尘和布袋除尘的特点，通过前级电场的预收尘、荷电作用和后级滤袋区过滤除尘的一种高效除尘器，具有效率高、稳定性强的优点。但是存在布袋寿命较短、维护费用高等缺点。

在近两年的超低排放改造中，往往是将以上几种技术路线组合后用于对现役机组的改造，主要有以下几种：

脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源。单机投资5000万-1亿，同时运行维护成本低，停机工期最短可以控制在40天以内，属于近两年的新型技术，运行可靠性有待检验;

脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。性能稳妥、投资和运维成本相对较低。单台机投资大约1-1.5亿，停机工期40天，同时能够解决“白烟”和烟囱腐蚀问题;

脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加层+高频电源改造+湿电除尘。单台机投资约1-1.3亿，停机工期50天，终端除尘效果会更明显，但是无法消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题;

单塔双分区脱硫除尘技术+脱硝催化剂加层+高频电源改造+MGGH。投资与路线与(1)接近，停机工期50天，该技术既能达到超低排放要求，还能够消除“白烟”和解决烟囱腐蚀问题，但除尘效果相对较差。

延伸阅读：

【PPT】燃劣质煤火电机组烟气治理技术应用及超低排放技术路线选择

技术路线的选择

自2014年开始，国内燃煤电厂已陆续实施超低排放改造，从已完成改造的电厂来看，选用的超低排放改造技术主要仍以电袋除尘器、湿法脱硫技术、选择性催化还原技术为主，随着超低排放改造工作的全面推进，新型的超低排放技术将快速发展，结合现场使用实践中积累的经验对超低排放改造技术不断完善和优化，超低排放技术将会越来越成熟，同时改造成本也会逐渐降低。

以“十一五”末投产的某电厂为例，该电厂单机容量为600MW，锅炉为前后墙对冲燃烧方式，采用低氮燃烧技术，同步建设脱硫设施，按照环评批复该电厂烟气中主要污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)第3时段限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于50、400、450mg/m3)。2011年7月《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)颁布后，该电厂在2012年至2014年期间投资约1.6亿元增设了烟气脱硝系统，对电除尘实施了“高频电源+低低温省煤器”改造(该机组脱硫设计富余量相对较大未做改造)，通过达标改造后该电厂烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放浓度分别为18、65、60mg/m3。

超低排放改造工作启动后，该电厂选派技术人员对改造技术路线进行了详细考察，结合现场设备系统情况，改扩建空间小等实际情况，并依据目前该机组三项污染物的排放浓度进行综合分析得出，在降低氮氧化物方面只需增加备用层催化剂即可满足排放要求，重点对降低烟尘、二氧化硫的改造技术路线要结合实际进行选择，通过对以上改造技术路线的比较，“脱硫除尘一体化+脱硝催化剂加备用层+吸收塔扩容”具有改造资金投资少、停机施工期短、占地小等优点，被该电厂确定为本次改造的技术路线。根据测算单台机组完成改造投资约0.6亿元，完成改造后烟气中三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别可达6、25、35mg/m3以下，可满足超低排放的要求。

改造产生的效益

燃煤电厂进行超低排放改造，对电厂本身产生不了经济效益，但是，改造产生的环境效益非常明显，对改善区域环境空气质量意义重大。

经济效益

以上述电厂为例，1台600MW机组实施超低排放改造需投入资金约0.6亿元。按照对典型的燃煤电厂项目进行测算(按20年运行周期)，进行超低排放改造后，典型的600MW等级机组运营成本增加约1.08分/kWh，因此，进行超低排放改造不仅要投入大量的资金，而且增加了电厂的运营成本，对电厂产生的经济效益是负值。

环境效益

根据有关资料统计，按照2014年全国燃煤电厂燃煤量、煤质为基准，以单机容量600MW的机组参数为参照，经初步测算，与达标排放限值相比，达到超低排放情况下，全国燃煤电厂每年烟尘、SO2、NOX三项污染物排放量可以再削减132万吨左右，其中烟尘量可下降10万吨左右。以某电厂单机容量为600MW为例，该电厂目前机组运行期间污染物排放情况(以环保部门最近一次的监督性监测数据为例)如表1所示。

将该电厂监督性监测数据与正在编制的《可研报告》中预测的数据进行比较，三项主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、减排量见表2。

由此看出，该电厂完成超低排放改造后，一台600MW机组按设计利用小时计每年可减排三项污染物1088.7吨，污染物排放量下降约55%;按照当地2015燃煤发电机组实际平均利用小时3502小时计，实际每年减排三项污染物693.2吨，减排效果非常显著，有效改善区域的环境空气质量，尤其烟尘的减排比例高达68.4%，对降低区域空气中的PM2.5贡献重大，将产生良好的环境效益。

“十三五”是我国环保工作的关键时期，环保工作将面临很大的挑战。超低排放改造加大了电厂的运营成本，影响了电厂效益，但是，做为排污主体责任的企业有义务、有责任对排放的污染物进行治理，我们要不计成本打造绿色环保企业，为使天更蓝、水更绿的生态文明建设贡献力量。

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原标题：【发电技术】超低排放改造对环境质量的影响