【技术】火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（C）

2、超低排放协同控制的机组投入运行不完全统计

据2014年初～2016年3月31日不完全统计，总计通过验放投入运行107台。其中有1000MW26台、600MW35台、300MW40台，200MW2台、135MW4台。湿式电除尘器47台，占44%。有56%不采用湿式电除尘，看出湿式电除尘正逐步减少。而被其它的方法取代。据报导：2016年6月前超低排放已投运1.5亿MW,技术路线的趋势，大概除尘脱硫一体化少用湿式电除尘会更多。

有2例：白杨河电厂改造2台总投资1.82亿元，平均每KW˙h环保成本增加为2.7分;黄台电厂9号机组改造总投资为9805万元，平均每KW˙h环保成本增加为2.5分。达到火电厂排放标准的100万千瓦燃煤电厂，改造达到超低排放预计增加投资成本6%，增加运行成本4%。投运的新机和600MW及以上机组较多，而运行成本机组越大越低。在300MW机组运行成本比原2.7分则超过1倍以上。称为机组改造临界线。以上数据是以2014年统计分析得来，但后来竞争厂家增多，投资费用有大的下降，会不会影响整个工程质量，要看今后运行状态。最近中南电力设计院有一份新装机组的经济分析报告，可参考比较。达到超低排放投入高，增加运行成本，同时都是采用设备扩容提效改造，和增加新设备来实现的。所以，有必要研究设备少、投资省、又节能的技术路线。

3.“超低排放”协同控制各个环节应注意的问题

“超低排放”协同控制各个环节有着排污控制能力较强的长处，但同时它们也带来不利的影响，所以有必要深入分析，尽可能避免带来负作用。“超低排放”机组虽已投用107台以上，但有待时间考验。现对以下问题加以探讨。

3.1低氮燃烧器

低氮燃烧器通过降低火焰温度和低氧燃烧来降低Nox化物含量，缺点是带来不完全燃烧，飞灰含碳量增高1%-2%，增加了煤耗。其运行中的的磨损、烧坏、积灰，以及煤质变化、运行中参数调整等都会逐步降低其效率。低氮燃烧器的定期更换和维护工作，将增加运行费用，并影响长期稳定运行，但它仍是降低脱硝的基础值，减少SCR使用面积和投资。

3.2SCR脱硝系统

SCR脱硝系统受飞灰和烟气中某些成分使催化剂磨损、堵塞、失活或中毒而失效，效率逐渐下降造成提前更换，增加相当大的运行费用。另外，烟气通过催化剂使S03含量增加，产生更多的硫酸氢铵。硫酸氢铵147～154℃以上是液态，容易粘附空气预热器使之结垢和堵塞。当低于以上温度时硫酸氢铵呈粉状结晶体，由于容易吸潮在有水分烟气中温度较低时又成为液体，会聚携粉尘粘附电极及滤袋降低除尘效率，或后续的其它设备的腐蚀和堵塞。

氮逃逸生战硫酸氢铵、硫酸铵等铵盐案例

某厂1000MW机组电袋除尘器，发现阴极线上和阳极板粘灰较多，袋面也粘灰，使系统阻力高达1500Pa，影响机组带负荷。采集垢样进行分析，发现灰样中无机铵的含量为6.7mg/g和5.9mg/g，远超出正常值(0.05mg/g)。

某厂300MW#1机组电袋除尘器滤袋表面灰分样品进行了分析无机铵含量11.3mg/g，主要由于脱硝系统的氨逃逸以硫酸氢铵、硫酸铵等铵盐的形式。喷氨不均匀也会造成局部喷氨过量，增加灰中无机铵含量。虽然烟气中NO×减少了，但无机铵的增加会生成PM2.5对大气的污染，这是“超低排放”的一个消极因素。另外，脱硝催化剂使S02产生更多的S03，也是增加无机铵另一个原因。为了达到"超低排放"的目标，只有增加催化剂面积，选择合适催化剂成分产品，优化气流均布，加大投资及运行维护量和费用。

3.3电除尘

电除尘器在煤种造合的条件下有较高的效率，但飞灰中AI203+Si02大于85%时，比电阻增高，导致大量绝缘细灰会粘附电极，使除尘效率逐步下降，同时还影响脱硫系统正常工作。煤质变化对电除尘器除尘效率影响特别明显，只有煤质稳定、灰分的比点阻及成分适合，在多电场组合下才有较好的除尘效果。

收尘极振打清灰会造成二次扬尘，影响收尘及微细粉尘收集效率。只有增加电场或改造成为低温电除尘、加滤槽、移动电极电除尘，在脱硫后增加湿式电除尘等，收尘效果才能得到改善，并更好地捕集微细粉尘PM2.5。

这样将增加投资及维修工作量及费用。虽然，有低温电除尘、加滤槽、移动电极电除尘器等，只能减轻受煤质的影响，但低温电除尘在酸露点左右运行，会引起腐蚀仍有争议，移动电极钢丝刷磨损以及内部蒙板变形及不便维修等因素要考虑。

总之，煤质不稳定是影响“超低排放”的重要因素。

3.4脱硫塔

为了达到“超低排放”的要求。主要措施是扩容，提高脱硫能力，可能还要改为单塔双循环或单塔双区，甚至采用双塔串连或并连等方案。脱硫塔不希望过多的烟尘进入，否则会影响脱硫效果和石膏脱水效率，并导致除雾器和GGH结垢和堵塞，甚至使除雾器坍塌。在改造时需加大塔径和塔高，降低烟速至3.2-3.5m/s之间，保持喷淋层与除雾器的距离大于3米，减少带入除雾器和GGH的浆液，除雾器的设计最好使其液滴排放小于20mg/m³。

目前，用一层管式二屋脊式除雾器可使液滴排放低至20mg/m³。另外，选用75or/min的低速循环泵可减轻气蚀和磨蚀，也是提高安全性、减少石膏雨重要措施。以上措施还能防止真空皮带机被粉尘堵塞不能脱水所导致的石膏成浆液淌出，影响石膏收集和品质。脱硫塔改造需要投入大量资金，才能达到“超低排放”的要求。所以，美国在燃煤硫分低于1.5%时采用半干法烟气循环流化床加袋式除尘器脱除SO2、SO3和烟尘，既减少投资，效果又好，一举多得。

延伸阅读：

火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（A）

火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（B）

3.5湿式电除尘器

对收集气溶胶和微细颗粒物、重金属有很好的效果，国内最早开始使用的其脱除石膏雨和收集酸水。虽然它位于脱硫塔后，但脱硫后SO3只除去很少部分，所以存在腐蚀，并有粉尘、重金属酸性水等需要处理，而维护使用仍有一定难度，在设计、制造工艺细节要注意。湿式电除尘要求入口粉尘浓度<15mg/Nm³，才能保证出口粉尘浓度<5mg/Nm³;

在美国和日本，火电厂采用湿式电除尘器数量并不多。前面已介绍2种湿式电除尘低投资的方案，增多选择余地和认可。若前面用袋式除尘器价格会更低，形成更好的搭配。耐腐蚀不锈钢湿式电除尘一般卧式布置(亦可立式布置)，用水量大，水处理系统也较麻烦，占地较多，但运行可靠性、效果相对较好。柔性电极和导电玻璃钢湿式电除尘为立式布置，可放在塔顶上，也可与脱硫塔并列布置，靠除雾器带出的水在电极形成水膜来工作，定期冲洗。无需设置单独的水处理系统。目前，柔性电极湿式电除尘可靠性较差，已较少应用。

3.6超低排放要求燃用高质煤和稳定的锅炉负荷运行

还有一个不容忽视的问题是，对煤质会有更高的要求：硫分低于0.8%，灰分<20%，挥发分>25%，低位发热高的优质烟煤。机组调峰、负荷变化及低负荷运行是难免的。做到用环保指标调度，可能还要相当长的时间。这也是影响长期稳定超低排放的重要因素。所以，实施和推广“超低排放”要科学运行和调度很重要，要考虑系统会带来那些新的问题，并要加强管理和维护。还要从全国整体环境和经济的角度分析和决策。

3.7超低排放污染物实时在线检测

目前，尚未有适于工业应用、完善的实时在线连续检测这几项“超低排放”污染物的仪表，特别是5mg/m³的粉尘实时检测仪表，很难保证长期稳定达到“超低排放”的监控目标。所以，在大范围推广应用前，要加快"超低排放”监控仪表的研究和开发。目前尚无一种更科学简便方法或者仪器能实时准确的测定湿法脱硫或湿式电除尘出口湿烟气排放颗粒物浓度，据报导国内已有生产，但有待长期运行考验，距实用还有很多工作要做。用简单放大仪表量程方法不是正确的办法。

3.8“超低排放”的投入产出比太低

“超低排放”就是对协同控制技术路线的设备挖潜扩容，增加更多的设备，进行一系列改造，所以投资很大。全国一半燃煤电厂实现“超低排放”，在现有达标排放的基础上平均投资要额外再投入600亿元以上。另一些专家的估计，要满足火电厂大气污染物排放标准，需进行除尘器、脱硫和脱硝改造的现役机组分别为94%、80%和90%，需改造费用2000亿元～2500亿元，这是一笔可观的数字。环境效益，根据中电联的数据，2台600MW机组燃用优质煤的条件下，烟尘、S02、NO×，即使折算为6%含氧量时，“超低排放”比特别排放限值要求，三项污染物合计仅多脱除0.47%，对于环境质量的改善作用轻微。另外，运行设备系统阻力增加、设备增多、耗电增加必然使煤耗增加，还带来C02的增加，以及催化剂、还原剂、石及石等外部资源的消耗增加，这种环境污染和生态环境破坏的帐还没算进去。

燃煤电厂占全国排放总量的三分之一多，降低燃煤电厂的排放量，对于改善全国的大气环境有积极意义。超低排放也确实促进了技术进步。作为排污企业，在国家标准范围之内能有更高减排的水平，这是尽社会责任的一种表现，要认识到它的积极意义。

但也应看到超低排放存在的问题：

(1)企业搞超低排放无利可图。300MW燃煤机组搞超低排放，需要在目前国家2.7分钱补贴的基础上，再增加2分钱，600MW燃煤机组要再补贴1.5分钱左右，1000MW燃煤机组再补贴1分钱左右。

(2)如果再不控煤，局面将不可收拾。就煤炭的外部成本而言，生产领域包括废水处理、煤矸石占地、生态系统破坏等成本是67.68元/吨，运输造成的抛撒、扬尘、港口污染等成本是52.04元/吨，使用过程中造成身体健康的危害和环境治理等成本是85.04元/吨，总计是204.76元/吨。如果把这些外部成本都加上去，燃煤发电还有优势吗?不能光看到燃煤过程中二氧化硫、氮氧化物的控制量，还要站在全局、全社会高度来看待这个问题，能源结构的调整就很有必要了。

(3)燃煤电厂的污染物控制绝对不止这三项指标，超低排放并没有降低二氧化碳、汞的排放水平，而人为源的汞40%来自于燃煤电厂。燃煤电厂超低排放的下一步还有很坚难的路要走，还要更大的资金投入。

3.9超低排放应与超低能耗并举

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》对煤电清洁改造的精神：加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放，煤炭占能源消费比重同时降低。

所以，要做到超低排放，就必须实现超低能耗。大幅度地节能是最完全、最有效、最可靠的减排。既要减排又要节能，不能以无谓的经济换取超低的排放单纯追求超低排放而增加能耗，忽视其它指标的降低。国家相关部门正在推进大气污染控制装备成本效益评估系统的应用。并运用评估系统对工程运行成本和环境效益进行分析。通过优化设计，技术创新达到不增加或少增加投资成本和运行费用的目的，统筹考虑，实现超低排放。

延伸阅读：

火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（A）

火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（B）

原标题：火电厂烟气“超低排放”协同控制技术现状与分析（C）