火电厂“超洁净排放”改造应对策略研究及问题分析

杨青山

(佛山市顺德五沙热电有限公司，广东顺德528000)

火电厂“超洁净排放”改造应对策略研究及问题分析

杨青山

(佛山市顺德五沙热电有限公司，广东顺德528000)

随着环保减排政策的不断收紧，火电企业进行“超洁净排放”改造势在必行。介绍了能够实现“超洁净排放”改造的可行性技术措施，并分析了改造特点及注意事项，涉及内容包括脱硝方面的低氮燃烧技术和低负荷投运改造方案、脱硫方面的增容改造方案和单塔双循环技术、除尘方面的湿式电除尘技术和高频电源技术。最后，对火电企业今后面临的热点问题进行了展望。

超洁净排放;改造;脱硝;脱硫;除尘

0 引言

近年来，环境污染带来的不良影响已经越来越明显，国家不断出台新环保减排政策和措施来加强污染物排放管理和减量控制。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)从2014年7月1日开始全面执行，重点地区燃煤电厂NOx、SO2和烟尘排放限值分别为100、50、20 mg/m3［1］;2014年初，广东地区提出了“超洁净排放”改造实施方案，该方案要求燃煤机组达到燃气轮机排放标准，即NOx、SO2和烟尘排放值分别降低至50、35、5 mg/m3;同期，国家下发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监督办法》，污染物排放浓度考核方式变更为按单项污染物排放浓度小时均值进行考核，企业环保运行压力进一步加大。

在各项环保政策的持续施压下，以往常规环保减排设施已无法满足现行环保政策要求，各发电集团及各火电企业在确保经济指标的同时，必须继续加强环保工作投入，对现有减排设施进行提效改造，确保在新环保形势下各类污染物的达标排放，提升自身节能环保水平。本文通过对燃煤电厂常规减排设施(包括脱硫装置、脱硝装置和除尘装置)的减排能力进行分析，探讨了能够实现“超洁净排放”改造技术的特点及注意事项，希望对即将进行“超洁净排放”改造的燃煤电厂提供指导。

1 脱硝方面

燃煤电厂普遍采用的NOx脱除技术包括:低氮燃烧技术、选择性催化还原技术(SCR法)和非选择性催化还原技术(SNCR法)，但单独采用SNCR法已无法满足日益严格的环保排放限值要求，因此，欲使氮氧化物排放值达到“超洁净排放”要求，从现有技术上看，选择低氮燃烧和SCR法相结合的技术路线更可取。

低氮燃烧技术作为一种燃烧中脱硝技术，能够从源头上大幅降低锅炉出口NOx含量，现已投运低氮燃烧设备最低可到达锅炉出口NOx含量小于200mg/m3，减少了后续脱硝装置的还原剂用量，起到了节能减排作用，但该技术控制过程中存在的最大问题是对锅炉效率及烟气中CO含量的影响。锅炉效率影响着机组运行经济性，而CO含量的多少又涉及到了污染物的排放，虽然目前国家及地方标准尚未规定燃煤锅炉的CO排放指标，但随着对其关注度的增加，火电企业的CO排放指标也可能将进行控制。为了降低后续脱硝系统的运行压力，一套优异的低氮燃烧设备至关重要，不同的燃煤锅炉应根据自身实际情况进行合理设计，对锅炉出口NOx含量避免盲目求低，防止出现锅炉效率损失的同时，增加CO排放量。

SCR法脱硝技术因具有较高的脱硝效率，且技术较为成熟，在我国得到了越来越多的应用［2］，其主要存在的问题是低温无法投运和催化剂中毒失活。针对低温无法投运脱硝装置问题，国内已有解决办法为采用省煤器旁路(如图1)。该方法虽然能够解决低负荷不能投运SCR脱硝装置的难题，但以牺牲省煤器内给水换热量和锅炉效率为代价，然而，如果采用省煤器限流并结合在脱硝装置和空预器间加装换热器的方式(如图2)，既可以不影响锅炉效率，又可以改善锅炉排烟温度［3］对于催化剂中毒失活。在锅炉燃用重金属和碱金属等有毒性物质含量较低的煤种情况下，催化剂失活原因主要表现为孔道堵塞和比表面积损失，而随着国内装机容量的不断增大和非燃煤机组发电份额的增加，燃煤机组在低负荷下运行时间势必增加，脱硝装置长期处于烟气流速较低的状态下运行，严重增加了脱硝装置积灰的可能，特别是对于吹灰装置吹灰效果较差或只装有声波吹灰器的脱硝装置，脱硝装置内的积灰程度会明显增加，脱硝装置积灰又继而影响着催化剂寿命、脱硝效率和氨逃逸率等一系列问题。

图1 省煤器旁路式锅炉及SCR脱硝装置示意

图2 限流式锅炉及SCR脱硝装置示意

2 脱硫方面

石灰石－石膏湿法脱硫工艺因其技术成熟、运行可靠、煤质适应范围广、脱硫效率高等原因在国内外得到了广泛应用［4］。随着环保要求的不断收紧，湿法脱硫技术的优势也更加凸显，并在此基础上不断涌现出创新工艺。对于需要通过改造来满足“超洁净排放”要求的脱硫系统而言，能够采取的改造措施主要包括:增加液气比、增加托盘、单塔双循环［5］等，个别系统还有采用更换其他脱硫剂(如白泥［6］、氧化镁)的方式。

增加液气比是最直接的增容改造方式，可以分为提高浆液循环泵浆液循环量和增加喷淋层两种，配合使用喷淋层边界强化装置，能够有效提高吸收塔脱硫效率，但此种改造方式会增加系统电耗，且脱硫效率达到一定程度后较难进一步提高;吸收塔内增设托盘既能够起到均布塔内烟气，强化传质的作用，又可以增加浆液停留时间，促进浆液反应程度，缺点是系统阻力增加较多;单塔双循环技术(工艺示意图见图3)通过将反应区与结晶区浆液分开布置，可以在一定程度上克服常规吸收塔脱硫效率无法进一步提高的缺点，大大提高脱硫效率，对于改造场地充足的系统，进行此工艺的改造较适合。该工艺适用于燃煤硫分较高或脱硫效率要求较高的脱硫系统。

图3 单塔双循环技术示意

3 除尘方面

作为火电企业重点监控指标之一的烟尘排放，国内“超洁净排放”限值要求已经达到了世界上最严水平。目前，火电企业普遍采用的除尘方式主要有静电除尘法、布袋除尘法和电袋复合除尘法，这几种除尘方式均用于脱硝系统后、脱硫系统前。借助脱硫塔的除尘性能，降低脱硫系统入口烟尘含量有利于脱硫系统出口净烟气中烟尘含量的降低，但实际证明，脱硫系统出口烟尘成分的另一个主要来源是未参与脱硫反应的石灰石颗粒和脱硫副产物石膏，而且，脱硫系统出口烟尘含量又与烟气流速、喷淋层喷淋浆液细度、除雾器效果等相关，脱硫塔及其除雾设施很难去除PM2.5等细颗粒物，因此，脱硫系统净烟气中烟尘含量在降低到一定水平后较难进一步降低。

为达到“超洁净排放”限值要求，湿式电除尘器已成为火电企业除尘设施必增项目，湿式电除尘装置示意见图4，它作为除尘系统的末级设备，布置在脱硫系统后(含GGH系统的位于脱硫系统和GGH升温段之间)，可以弥补设置于脱硫系统前的除尘器和脱硫系统不能进一步降低净烟气烟尘排放浓度的缺点，大大提高系统除尘效率。湿式电除尘的优点主要表现在:以雾化水作为电极冲洗介质，可以防止二次扬尘的发生;避免粘性较强粉尘在电极上发生粘挂;受粉尘颗粒度影响较小，对PM2.5控制明显;可以同步进行氮氧化物、硫化物、重金属的脱除;减少GGH堵塞和腐蚀等。

湿式电除尘装置可以采用的优化设计模式如下:喷淋水采用含碱工艺水，使用后的排水经过沉降、过滤等处理后可循环使用，也可直接用于石灰石浆液制备或直接排入吸收塔;喷嘴按烟气流动方向分段布置，前段可以采用循环水，后段采用较洁净的水质，利于节能;放电极和集尘极按烟气流动方向横向或纵向分段布置，满足调整不同烟气量或除尘效率的需要。

图4 典型湿式电除尘装置示意

此外，高频电源在电除尘器上的应用，作为火电企业节能改造的一项重要措施也得到了较快推广。与传统电除尘器相比，采用高频电源后，可以大幅增加烟尘荷电量，减少电能损耗和“反电晕”现象的发生，提高除尘效率［7］。

4 结论与展望

(1)在火电企业减排技术不断完善成熟的背景下，全面实现“超洁净排放”限值要求必将成为不争的趋势，脱硝技术中的低氮燃烧技术和SCR脱硝技术、脱硫技术中的增容改造技术和单塔双循环技术、除尘技术中的高频电源技术和湿式电除尘技术也将成为今后改造热点。

(2)实现“超洁净排放”改造后，污染物在线监测系统的监测仪表精度能否提高，也成为众企业关注的焦点，它直接反应并影响着企业的环保设施运行状态和减排能力评估;同时，环保监管部门的手工监测比对标准和方法亦应随之完善。

(3)长期低负荷运行对火电机组影响较大，主要表现在随着负荷降低，锅炉效率降低、脱硝系统效率降低、烟道积灰增加。其中，锅炉效率降低导致相对节能量降低，脱硝系统效率降低导致相对氨耗量增加和脱硝催化剂中毒概率增加，而烟道积灰增加会导致锅炉换热效率降低等一系列问题。因此，如何避免机组长时间低负荷连续运行将成为今后火力发电企业和电力调度部门共同探讨的问题。

(4)相关单位可以开展燃煤机组燃烧状态和烟气流速与烟尘沉降关系研究、GGH超低漏风率(或无泄漏GGH)研究，以及低负荷下单侧烟道运行可行性研究等课题，进一步解决火力发电企业今后生产过程中遇到的难题。

［1］GB 13223－2011，火电厂大气污染排放标准［S］.

［2］廖永进，徐程宏，余岳溪，等.火电厂SCR烟气脱硝装置的运行优化研究［J］.锅炉技术，2008，39(5):60－63.

［3］杨青山，廖永进.降低SCR脱硝装置最低投运负荷的策略研究［J］.中国电力，2014，47(9):230－232.

［4］李玉兰，曹建保.石灰石－石膏湿法脱硫中结垢堵塞等问题的探讨［J］.企业技术开发，2009(28):1－6.

［5］王国强，黄成群.单塔双循环技术在300MW燃煤锅炉中的应用［J］.重庆电力高等专科学校学报，2013，18(5):51－54.

［6］杨青山，廖永进.碱厂钙基废弃物在烟气脱硫系统的应用研究［J］.中国电机工程学报，2011(31):235－238.

［7］朱法华，李辉，王强.高频电源在我国电除尘器上的应用及节能减排潜力分析［J］.环境工程技术学报，2011，1(1):26－32.

The strategy research and problem analysis of“ultra clean emission”transformation for power plant

Along with the environmental policy tightening，the reform of ultra clean emission in thermal power enterprise is imperative.The feasibility of the technology was introduced in this paper which can realize super clean emissions，the characteristics and the matters needing attention were also analyzed，including the low nitrogen combustion technology and the reform project of low load operation in denitrification，the reform project of capacity－increase and the double dual cycle technology in desulfurization，and the wet electrostatic precipitator device technology and the high frequency power supply technology in dust removal.Finally，the hot problem in the thermal power enterprises facing in the future was prospected.

ultra clean emission;reform;denitration;desulfurization;dust removal

X701

B

1674－8069(2015)04－044－03

2015-02-26;

:2015-05-16

杨青山(1983-)，男，黑龙江省人，硕士，工程师，从事火电厂节能减排相关工作。E－mail:yangqingshan123@163.com