燃煤电厂烟气超低排放改造及运行总结

张增利，操 斌，刘天福

（新疆天业集团有限公司，新疆 石河子832000）

中国是燃煤大国，燃煤电厂所占比例较大。目前燃煤电厂在污染物治理上一般都配置有脱硝系统、除尘系统和脱硫系统。随着国家环保标准的进一步提高，按照常规配置的这些系统很难达到现行的国家标准，对此，燃煤电厂开展了一系列污染物治理工作。

1 技术路线的选择

燃煤电厂烟尘超低排放技术路线的选择， 既要考虑一次性投资，也要考虑长期的运行费用；既要考虑投入，也要考虑节能减排的产出效益；既要考虑技术的先进性，也要考虑其运行可靠性；既要考虑超低排放的长期稳定性， 也要考虑故障时运行维护的方便性；既要立足现在，也要兼顾长远。 超低排放技术应用应充分考虑电厂的实际情况，“因地制宜、 因煤制宜、因炉制宜”，必要时可采取“一炉一策”，同时还应统筹考虑各污染控制设备之间的协同处理作用。

2 新技术的衍生

常规的燃煤电厂都采用了SCR 脱硝系统+双室电除尘系统和石灰石石膏湿法脱硫技术，脱除3 种污染物在6%的基准氧下排放标准是NOx≤100 mg/m3，二氧化硫≤50 mg/m3，烟尘≤30 mg/m3。

根据对全国各燃煤电厂的调研和考察， 超低排放改造采用的技术复杂、繁多。华能集团某电厂采用“脱硝流场优化及备用层添加+低低温电除尘+脱硫”高效除尘一体化协同治理路线，该技术路线在该公司2 台600 MW 机组上应用， 降低预期投资约3 400 万元，节省年运行费用约152 万元。

3 新技术的优越性分析和方案确定

在脱硝改造中， 目前主要有低氮燃烧器改造和脱硝催化剂增加备用层2 种主要方式。 通过这2 种脱硝技术的应用，很多火电企业都取得了较好效果。

（1）脱硫改造。包括单塔一体化脱硫除尘深度净化技术、 单塔双分区高效脱硫除尘技术、 双托盘技术、高效渐变分级复合脱硫塔技术、双塔双循环技术等多项技术工艺。 在这些技术中，单塔一体化脱硫除尘深度净化技术应用取得较好的成果，该技术可在一个吸收塔内同时实现二氧化硫浓度不超过35 mg/m3、尘含量不超过5 mg/m3，脱硫效率达99%以上，除尘效率可达90%以上。 单塔双分区高效脱硫除尘技术与双塔双循环技术则属于异曲同工的两种脱硫方式， 高效渐变分级复合脱硫塔技术则使超低技术有较宽的煤种适应性。（2）除尘改造。 目前，火电企业使用较多的技术包括低低温电除尘、湿式电除尘、电袋复合式除尘、管束式除尘除雾等工艺。 电除尘高频电源改造由于成本较低，且效果明显，成为目前许多电厂在超低排放改造中普遍使用的一种除尘增效改造方式。 低低温电除尘是在电除尘前增设热回收器， 降低除尘器入口温度， 利用的是烟气体积流量随温度降低而变小和粉尘比电阻随温度降低而下降的特性。

管束式除尘主要用于超低除尘，利用烟气在离心管束中快速旋转上升形成的离心力和重力作用来实现高效除尘除雾。液滴在离心力作用下形成液膜并捕获尘颗粒后， 二者在重力作用下从离心管束内壁脱除，从而达到除尘除雾的双重效果。 因其利用烟气自身流动速度不需额外耗能，所以能够实现高效节能的目的。 使污染物的排放标准达到NOx≤50mg/m3，二氧化硫≤30mg/m3，烟尘≤10mg/m3较难实现，改造工艺路线图见图1。

图1 整个系统改造工艺路线图

采用上述协同技术路线，利用原有设备，脱硝优化、 低低温除尘器、 高效除尘的湿法脱硫装置为核心，不但会提高烟尘的脱出效率，而且对烟气中的其他污染物的脱除也有一定的贡献，主要表现在：由于烟气温度的降低，烟气的体积流速也会大大的降低，提高了电除尘器的单位面积的除尘效率。

目前企业逐渐适应国家对火电企业排放的更高要求， 从单一的减排技术路线逐渐采用组合路线进行超低排放改造。 目前， 组合型的技术路线也有多种，主要体现在以下3 类。

（1）脱硝流场优化及催化剂加层+高频电源改造+脱硫除尘一体化。

（2）脱硝流场优化及催化剂加层+低低温冷却器+高频电源改造+脱硫除尘一体化。

（3）脱硝流场优化催化剂加层+高频电源改造+脱硫改造+高频电源改造湿式电除尘。

在这些组合路线中，既有被认为是经济实惠、性价比高的，也有投资相对较少的。 其中，脱硝流场优化及催化剂加层+低低温冷却器+高频电源改造+脱硫除尘一体化技术路线相对较为经济和节省投资。因此该技术路线在燃煤电厂得到广泛的应用。

4 改造后实际运行情况

电厂在改造中选择了脱硝流场优化及催化剂加层+低低温冷却器+高频电源改造+脱硫除尘一体化的超低排放工艺路线， 经过近两年的项目实施，于2018 年12 月完成了4 台300 MW 机组的全部改造完成， 第一台机组改造完成后运行至今已有两年多的时间，经过两年多的检验运行，比预期的效果还要好。

（1）二氧化硫。设计时煤种含硫按照1.5%，出口要求的二氧化硫≤25 mg/m3（国家标准是≤35 mg/m3），根据实际运行的效果， 出口的排放浓度完全可以控制在20 mg/m3以下。

（2）烟尘。 期初定于进入脱硫系统烟尘≤50 mg/m3，要求烟囱出口烟尘＜5 mg/m3（国家标准≤10 mg/m3），根据两年多运行的效果来看， 烟尘实际排放浓度＜3 mg/m3以下。

（3）氮氧化物。期初定的烟囱排口氮氧化物排放浓度≤40 mg/m3（国家标准≤50 mg/m3），根据两个年的运行的结果，基本上都能控制在35 mg/m3以下。

经过了近两年的实际运行（以上数据全部在标氧6%的情况下计算），环保检测部门的人工数据比对和在线数据完全吻合，符合国家相关规范和要求，在节能方面，每度电节约0.5 g 标煤。

项目从方案的制定、技术路线的选择，包括后续的稳定运行，都积攒了宝贵的经验，为后续的污染物治理及节能改造都奠定了坚实的基础。