燃煤电厂超低排放改造综合评估

刘志超，陶雷行，岳春妹，陈 睿，陆骏超，王妍艳，郑方栋，万 迪

(上海明华电力科技有限公司，上海 200090)

煤炭是我国的主体能源，在未来发展过程中，以燃煤发电为主的电力供应格局将会继续保持较长时间[1]。燃煤电厂排放的废气中，除了SO2、NOx、颗粒物等常规污染物以外，还含有Hg、SO3等非常规污染物，会严重影响生态环境、危害人体健康[2-5]。2014年9月，国家能源局发布了《关于印发<煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)>的通知》(发改能源[2014] 2093号)[6]，推进燃煤发电机组实施超低排放改造，改造后污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，颗粒物、SO2、NOx排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3)[7-8]。截至2018年，全国投运的超低排放改造机组占煤电机组总量的80%[9-10]。我国开始推行超低排放改造后，实行的大气污染物排放标准相比美国、欧盟、日本等发达国家更为严格[3，11]。

本文以某燃煤机组超低排放改造为例，利用改造前后各两个月的烟气连续监测系统(CEMS)实时监测结果以及国家权威监测部门出具的监测结果，评估机组超低排放改造前后对SO2，NOx和颗粒物等污染物脱除的稳定性及减排效果。

1 机组基本情况

本文研究对象为某燃煤电厂12 MW燃煤机组，于1997年7月投运，2008年因对外供热的需要改造为抽凝机组，最大供热能力约为60 t/h。目前电厂主要以发电、供热两大系统服务于工业系统、居民、农业等。

机组改造前采用“高含尘布置方式”的选择性催化还原法(SCR)工艺脱硝装置，还原剂采用液氨，配置单室三电场静电除尘器、石灰石-石膏湿法脱硫系统。为达到超低排放改造目标，脱硝系统采取加装催化剂及响应支撑件的改造，实现NOx排放低于50 mg/m3；脱硫系统采取增强气液接触、相变凝聚综合减排的工艺路线[12-16]，通过增设相变增益模块强化气液接触提高脱硫效率，增设相变凝聚模块提高除水效率、降低污染排放，同时更换高效喷嘴，增大浆液泵流量提高脱硫除尘效率，实现SO2排放浓度低于35 mg/m3；现阶段除尘系统能够满足国家最新排放标准要求，无需对除尘系统进行改造，可实现颗粒物排放浓度小于5 mg/m3；增设烟气换热器系统，提高出口烟温，消除白色烟羽。

改造前后工艺系统如图1所示。

2 数据来源

为完成本次评估，对机组主要环节的污染物CEMS连续监测数据及手工监测数据进行了系统汇总和整理。采用的监测数据点位分布图如图2所示。

主要数据来源及其用途如下。

(1)CEMS污染物连续监测数据。本文采集了改造前(2016年9月1日至2016年10月31日)与改造后(2017年9月1日至2017年10月31日)小时平均数据，共1 139组有效数据，含SO2、NOx及颗粒物浓度，用于评估改造前后SO2、NOx及颗粒物的减排效果。

(2)污染物手工监测数据。本文采集了国家权威监测部门的监测。监测部门的监测结果，含SO2、NOx、颗粒物、烟气参数(温度、湿度、流速、含氧量、压力)，用于超低排放改造后的技术性能稳定性评估。

3 结果与分析

3.1 污染物稳定达标能力

3.1.1 颗粒物稳定达标能力

机组改造完成后连续两个月运行的CEMS颗粒物小时浓度数据的频率分布如图3所示。

图3显示，该时段内颗粒物的平均排放浓度为(0.53±0.40) mg/m3。按照天然气燃气轮机排放限值(5 mg/m3)评价，监测数据99.82%达标。

3.1.2 SO2稳定达标能力

机组改造完成后连续两个月运行的CEMS SO2小时浓度数据的频率分布如图4所示。图4显示，在入口二氧化硫浓度为1 113(684～2 200)mg/m3时，烟囱出口的平均排放浓度为(5.7±4.6)mg/m3。按照天然气燃气轮机排放限值(35 mg/m3)，监测数据100%达标。

3.1.3 NOx稳定达标能力

1.2 自然地理特征 公园深居亚洲腹地，远离海洋，在地势高、气压低的自然条件下形成了典型荒漠草原和森林草原气候特征，四季不明显，只有冷暖两季之分。区内水文资源丰富，黄河蜿蜒曲折，河谷深切，水流湍急。区内林地面积4 200 hm2，森林覆盖率达25.9%，林间草丛中栖息有珍禽异兽。1992年被国家林业部批准为国家级森林公园。

机组改造完成后连续两个月运行的CEMS NOx小时浓度数据的频率分布如图5所示。在全负荷范围内，SCR入口NOx波动在254(105～499)mg/m3，烟囱出口平均排放浓度为(13.1±6.0)mg/m3。按照天然气燃气轮机排放限值(50 mg/m3)，监测数据100%达标。

3.2 污染物减排效果

3.2.1 颗粒物减排效果

机组改造前后不同机组负荷状态下烟囱排口颗粒物浓度及其排放速率的比较如图6所示。在线监测数据显示，改造后烟囱出口颗粒物平均浓度为0.5 mg/m3，相比改造前降低约90.6%；颗粒物平均排放速率为0.03 kg/h，相比改造前削减约91.4%。

相对而言，改造项目对颗粒物的减排效果最为突出，颗粒物平均浓度可满足燃气轮机组排放限值。

3.2.2 SO2减排效果

机组改造前后不同机组负荷状态下烟囱排口SO2浓度及其排放速率的比较如图7所示。烟囱排口在线监测数据显示，改造后烟囱出口SO2平均浓度为5.7 mg/m3，相比改造前降低约43.9%；SO2平均排放速率为0.4 kg/h，相比改造前削减约43.7%。

由此可见，该项目脱硫系统改造后，对SO2的减排作用较为显著。

3.2.3 NOx减排效果

表1 项目改造前后环境空气保护目标年均浓度变化

可见，该项目脱硝系统改造后，对NOx的减排作用较为显著。

3.3 厂区周边环境改善效果

根据本项目评价范围小于50 km，以及评价范围的气象特征及地形特征，选择AERMOD模型来对项目的大气环境影响进行预测，选取五个人口较为集中的环境敏感点为受体点，研究长期气象条件下，项目改造前后，环境空气保护目标、网格点的地面浓度和评价范围内的最大地面年平均浓度，评价电厂的污染排放对周边环境负面影响的改善效果[17-20]。

项目改造前后环境空气保护目标年均浓度变化如表1所示。改造后，电厂对周边地区环境空气SO2，NO2，PM10的年均浓度贡献值显著降低，其中PM10尤为突出。SO2年均浓度贡献由改造前0.000 4～0.002 4 μg/m3下降至改造后0.000 3～0.001 3 μg/m3，平均下降44%。NO2年均浓度贡献由改造前0.001 4～0.006 3 μg/m3下降至改造后0.000 7～0.003 3 μg/m3，平均下降48%。PM10年均浓度贡献由改造前0.000 3～0.001 4 μg/m3下降至改造后0.000 0-0.000 1 μg/m3，平均下降92%。

4 结语

(1)机组改造完成首次启动后，未出现非计划停机，整个超低排放系统正常运行。按照天然气燃气轮机排放限值评价，机组颗粒物监测数据达标率99.82%(5 mg/m3)；SO2监测数据达标率100%(35 mg/m3)；NOx监测数据达标率100%(50 mg/m3)。该系统对各项污染物的控制效果稳定，基本符合超净排放的标准要求。因此，超低排放系统的运行状况稳定、可靠，运行操作规范，持续运行中符合超低排放限值。

(2)超低排放改造对电厂NOx，SO2与颗粒物等污染物的减排作用较为显著。SO2，NOx，颗粒物排放浓度较改造前分别削减了43.9%，53.0%与90.6%，排放速率较改造前分别下降了43.7%，53.3%与91.4%，颗粒物排放削减效果最为显著。

(3)模拟结果显示，机组改造后，对周边地区环境空气SO2，NOx，PM10的浓度贡献均有明显下降，PM10改善效果尤为突出，有效改善了电厂排放对周边环境的负面影响。