燃煤火电厂超低排放改造技术路线研究分析

北极星环保网讯:摘要：随着国家加大大气污染防治力度，推行一系列严格的排放标准对火电厂大气污染物进行控制，越来越多的燃煤电厂参与到“超低排放”改造中来，目前完成“超低排放”改造的燃煤机组所采用的技术路线各有特点。该文通过整理现有燃煤机组“超低排放”改造技术路线及改造效果，分析目前常用的脱硫、脱硝及除尘“超低排放”改造手段，提出了燃煤机组“超低排放”改造的合理化建议。

火电厂大气污染物排放新标准发布、实施后，燃煤电厂开展了一系列环保设施提效运行和升级改造工作，以期满足逐步从严的污染物排放浓度限值要求。但随着大气污染防治工作的推进，达标排放已非燃煤电厂的全部追求，污染物超低排放、排放水平达到燃气电厂排放标准已成为燃煤电厂进一步削减污染排放、积极承担社会责任的期望目标。燃煤电站超低排放改造的重点和关键在于粉尘的达标排放。由于机组烟气超低排放改造时间紧、投入大、任务重。所以燃煤火电厂应当依据当前成熟的除尘、脱硫、脱硝技术的发展与应用，选择正确技术路线是超低排放技术是改造的关键和首要条件。

1 燃煤电厂特别排放限值及燃气电厂标准

GB 13223-2011 火电厂大气污染物排放标准对燃煤电厂的特别排放限值和燃气电厂的排放浓度限值也一并予以明确。燃煤电厂的特别排放限值为烟尘 20  mg /m3 、二氧化硫 50 mg /m3 、氮氧化物 100 mg /m3 ，其中烟尘、氮氧化物特别排放限值与大气污染重点控制区燃煤电厂现执行标准一致;  燃气( 天然气) 电厂的排放浓度限值为烟尘 5 mg /m3 、二氧化硫 35 mg /m3 、氮氧化物 50 mg /m3  ，均严于燃煤电厂的特别排放限值。

2 超低排放改造技术分析

目前燃煤机组超低排放技术路线一般采取多种污染物协同治理方式，对原环保设施进行技术升级或者采取积木叠加方式增加新设施。2014  年，五大发电集团、浙能集团相继在东部发达地区部署实施“超低排放”发展战略，数家发电企业已经开始“超低排放”试点工作。而适应超低排放各种升级改造技术也逐步推广应用，在除尘方面可采用低(低)  温静电除尘器、电袋除尘器、新型布袋除尘器、旋转电极、高频节能高效电源等装置，脱硫后再加装湿式静电除尘装置;脱硫方面可实施脱硫装置增容改造，因地适宜增加串联塔或采用单塔双循环、双塔双循环等更高效率脱硫设施;脱硝可采用低  氮 燃 烧 、 高效率选 择性催 化 还 原 法 SCR(Efficient Selective Catalytic Reduction Method)  脱硝装置等技术。从已投运部分超低排放改造电厂情况来看，经合理技术改造，二氧化硫、氮氧化物、烟尘等烟气污染物均能低于超低排放要求的排放浓度。

3 超低排放技术路线选择建议

现役机组应同时结合现有机组除尘、脱硫和脱硝方式以及现有污染物排放浓度值进行综合分析比选确定超低排放改造技术路线，下面主要结合机组目前排放浓度情况，从除尘、脱硫、脱硝三方面给出改造技术路线建议，最终达到超低排放标准要求。

3.1 烟气除尘

a)现有除尘方式除尘器出口烟尘质量排放浓度小于 20 mg/m3 的除尘器可以考虑不再进行除尘器改造，可在脱硫塔后加装湿式电除尘器。

b)采用布袋除尘器或电袋除尘器的机组，除尘器出口烟尘质量排放浓度小于 30 mg/m3、大于20 mg/m3  的除尘器，应选择合适的滤袋进行更换改造，或对电除尘器部分的供电方式进行高频电源或三相电源改造 (2013 中国电力企业联合会  《燃煤电厂除尘技术路线指导意见》)。同时，在脱硫塔后加装湿式电除尘器。

c)除尘器出口烟尘质量排放浓度在 50  mg/m3左右的电除尘器，机组灰硫比较大，可进行低低温电除尘器技术进行改造，或增加电场或加高加宽除尘器，通过增加除尘器收尘面积提高除尘效率。在场地受限，也可以对电除尘器进行电袋或全布袋除尘器改造。同时，在脱硫塔后加装湿式电除尘器。

3.2 烟气脱硫

a)现有石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫出口二氧化硫质量排放浓度在 50 mg/m3 左右的，脱硫效率低于  98%的机组，宜对吸收塔采取优化提效措施，进一步提高脱硫岛脱硫效率，如塔内增加均流提效板、性能增效环、加密喷淋密度、增加托盘等方式提高脱硫效率。

b)现有湿法脱硫出口二氧化硫质量排放浓度在 100 mg/m3 左右的机组，改造后脱硫效率要求大于 98%小于  99%时，宜通过增加喷淋层，提高液气比等改造方式提高脱硫效率。

c)现有湿法脱硫出口二氧化硫质量排放浓度在 150 mg/m3 左右的机组，改造后脱硫效率要求大于  99%时，应对吸收塔进行改造，增加喷淋层或采用单塔双循环改造方案。

d)为了确保烟尘达标和湿式除尘器正常运行，脱硫改造必须保证除雾器液滴携带质量排放浓度小于 40  mg/m3，宜采用高性能塔内屋脊式除雾器、平板式烟道除雾器或其他型式的高效除雾器，且至少设置二级及以上除雾器。

3.3烟气脱硝

a)实施烟气脱硝超低排放改造，应首先解决机组低负荷工况下，因烟温低而导致脱硝系统不能正常运行的问题。在役机组应首选烟气旁路技术进行改造，并保证机组  40%负荷工况下，SCR 脱硝系统入口烟温应不得低于保护值。

b)常规煤粉炉现有脱硝系统出口氮氧化物质量排放浓度在 60 mg/m3 左右时，如脱硝入口氮氧化物质量排放浓度大于 400 mg/m3  左右时，应优先考虑对低氮燃烧器进行优化改造，并对现有催化剂进行吹灰维护和现场简单再生，如果能够保证氮氧化物超低排放标准，则不需对 SCR 系统进行改造。

c)常规煤粉炉通过低氮燃烧器技术，省煤器出口氮氧化物质量浓度小于 350 mg/m3，SCR 脱硝系统出口氮氧化物质量浓度在 80 mg/m3  左右时，应考虑 SCR 系统使用催化剂备用层，即由原设计的 2+1 层催化剂，改为 3 层催化剂运行。

d)常规煤粉炉 SCR 脱硝系统出口氮氧化物质量浓度大于 100 mg/m3，如果采用原 SCR 系统催化剂备用层仍不能满足超低排放标准的，则应对 SCR  脱硝系统进行整体改造，在原有基础上增加催化剂层数。

e)燃用低热值煤的循环流化床锅炉，在低氮燃烧技术控制炉膛出口氮氧化物质量浓度到约 200 mg/m3 基础上，可对锅炉进行烟气选择性非催化还原法 SNCR  (SelectiveNon-Catalytic Reduction) 脱硝改造，确保烟气氮氧化物排放浓度满足超低排放要求。确因煤质、炉型等因素影响，采用  SNCR 脱硝技术不能满足烟气超低排放要求，应考虑对锅炉进行 SCR 脱硝技术改造。

3.4协同处理

烟气超低排放协同治理技术是指在同一设备内实现两种及以上的烟气污染物的同时脱除，或为下一流程设备的污染物脱除创造有利条件，以及某种烟气污染物在多个设备间高效联合脱除的技术。烟气协同治理技术的最大优势在于强调设备间的协同效应，充分提高设备主、辅污染物的脱除能力，在满足烟气污染物治理的同时，实现经济、优化及稳定运行。

对于常规燃煤锅炉机组的超低排放改造，设计时要充分考虑烟气超低排放协同治理技术路线，脱硝催化剂、除尘器设计方案要考虑汞、三氧化硫脱除效果，脱硫设计要考虑烟尘、石膏等颗粒物脱除效果，湿式除尘器要考虑  PM2.5 脱除效果。

4 超低排放改造技术路线选择建议

在基于对超低排放改造技术研究以及现场调研的基础上，对燃煤电厂超低排放改造技术选择提供以下三点建议。

a)在选择技术路线时，要具体问题具体分析，要根据电厂自身燃煤情况和机组情况来选择适合的超低排放改造技术。

b)超低排放改造技术选择不仅要考虑技术的先进性，同时要兼顾技术经济性，尤其要选择具有节能潜力的超低排放改造技术。

c)通过提高管理和运行水平，作为超低排放改造的技术补充。为了实现超低排放的目的，技术是主要方面，但是管理和运行水平也是很重要的一方面，不能把所有的问题都依托于技术手段实现，如果在采用适当技术手段的情况下，同时提高管理和运行水平，超低排放改造会更加经济，效果会更好

5 结束语

本文主要是对火电厂超低排放改造技术路线以及超低排放改造过程中采用除尘、脱硫、脱硝三方面给出改造技术路线，且给出了几点超低排放改造的建议。希望本文的研究内容对燃煤火电厂超低排放改造技术路线具有一定的参考意义。

延伸阅读:

专家告诉你的燃煤电厂超低排放最佳可行技术指南

QSC电厂烟气超低排放改造方案分析

超低排放技术在中高硫煤电厂的应用实例