摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。
关键词：燃煤电厂；超低排放
当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。从2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。
1.超低排放改造的原则
燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的基本原则，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准；超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/（kW•h），因此超低排放改造应考虑其经济性；现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术；超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。
2.燃煤电厂超低排放存在的主要问题
2.1部分超低排放改造项目投资过高、厂用电率过高
部分项目急于实现超低排放改造，因此将各种技术堆积在一起，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但投资运行成本过高，且烟气治理部分能耗较高，厂用电率的提高无疑使全厂供电煤耗增加。
2.2超低排放改造仅按满足目前的要求进行排放控制
火电厂烟气污染物排放标准还在完善和发展阶段，在这一阶段，更要注意前瞻性分析和研究，否则对技术路线的发展将十分不利，包括对SO3、重金属、PM2.5等的控制应该是我们综合考虑的问题。举例：某2′300MW机组“超低排放”改造项目，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但未考虑协同治理，结果测试SO3排放浓度在100mg/Nm3以上。而SO3是造成低温腐蚀、设备结垢的元凶。
2.3采用低低温电除尘器技术应注意的主要问题
低温电除尘器+高效湿法烟气脱硫协同控制由于理念先进，节能及综合环保性能好有望成为环保治理技术的主流工艺路线（包括对燃中硫中灰以上工程应用）。但应注意对低低温电除尘器除尘体系进行细致设计。目前已有电厂由于采用低低温电除尘器后引起一电场的灰量增加以及灰中SO3增加，引起的流动性变差，造成输灰困难，已有几个工程出现上述问题，应该在以后的输灰系统设计时引起重视。
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3.除尘系统增效改造技术
3.1低低温电除尘技术
低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热器将除尘器入口烟温降至酸露点以下，一般在90℃左右。该技术的特点有：1）烟气温度降至酸露点以下，SO3在粉尘表面冷凝，粉尘比电阻降低至108～1011Ω•cm，可避免反电晕现象，提高除尘效率；2）由于排烟温度下降，烟气量降低，可减小电场内烟气流速，增加粉尘停留时间，能更有效地捕获粉尘；3）SO3冷凝后吸附在粉尘上，可被协同脱除。在国际上，日本对低低温电除尘技术研究较为深入，其多家电除尘器制造厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例，据不完全统计，日本配套机组容量累计已超15000MW。我国对该技术的研究虽然起步较晚，但多家电站成功采用低低温电除尘器技术进行除尘，如华能长兴电厂2×660MW机组除尘系统采用该电除尘技术除尘，经测试，该厂电除尘器出口烟尘浓度约为12mg/m。
3.2湿式电除尘技术
湿式电除尘器运行原理与干式除尘器基本相同，但清灰方式与干式电除尘器的振打清灰不同，湿式电除尘器无振打装置，而是通过在集尘极上形成连续的水膜将捕集到的粉尘冲刷到灰斗中。通过该方式进行清灰可以有效避免二次扬尘和反电晕问题，对酸雾和重金属也有一定协同脱除的效果。
4.烟气脱硝技术
目前，比较常用的烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原（SCR）技术和选择性非催化还原（SNCR）技术。SCR技术是催化剂存在的条件下，利用还原剂将NO；还原成N：和H：0，是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。其中，催化剂是SCR反应器的核心元件，通过增加催化剂和喷氨量，可以有效地提高脱硝效率，减少NO。的排放，但运行成本较高。SNCR技术又被称为热力脱硝，是没有催化剂作用的条件下，利用炉内高温（900℃～1200℃）驱动来完成还原反应。与SCR技术相比，由于不使用催化剂，运行成本相对较低，但NH，的逃逸量较多，脱硝效率也不高。随着NO，排放标准的不断提高，低氮燃烧+SNCR+SCR的组合路线开始受到关注。前期的低氮燃烧可减轻后续系统的脱硝压力，而SNCR和SCR的组合，将SNCR的还原剂直喷炉膛技术同SCR利用逸出NH，进行催化反应结合起来，进行两级脱硝，降低成本的同时获得了较高的脱硝效率，减少了NH，的逃逸。
5.二氧化硫超低排放
采用石灰石—石膏法脱硫工艺的燃煤电厂，提升石灰石品质、添加脱硫增效剂以及对脱硫设施增容改造是脱硫系统提效的主要技术措施。某电厂300MW机组配置有石灰石—石膏法脱硫设施，设计脱硫效率不低于96．5%以上，正常运行中二氧化硫排放浓度可控制在90mg/m3的水平上。经实施所有浆液循环泵全部运行的模式，加大浆液喷淋量，脱硫效率可提高至97%以上；在此条件下再添加脱硫增效剂，脱硫效率可提高至98%以上，二氧化硫排放浓度可控制在50mg/m3左右，基本达到燃煤电厂二氧化硫特别排放限值水平。因此，二氧化硫超低排放可采取先调控再改造的推进思路。首先，在浆液循环泵全部运行情况下添加脱硫增效剂，并通过使用细度更高的脱硫石灰石粉（一般石灰石粉越细，脱硫效率及石灰石的利用率就越高）进行运行调控。再者，在运行调控基础上，就增高吸收塔、增建串联或并联型副塔方案研究确定其中之一实施改造，即可实现超低硫排放的稳定可控，达到二氧化硫35mg/m3的燃气电厂排放标准水平。
结束语：
根据不同的排放标准、锅炉类型和煤质，可用的技术路线不是唯一的。燃煤电厂应综合考虑各种因素，制定符合自身实际情况的改造方案，实现煤炭的清洁利用。
参考文献：
[1]秦锋，黄辉，马政宇.燃煤发电超低排放技术及其潜在影响分析[J].煤气与热力，2015，3502：49-53.
[2]朱法华，许月阳，王圣.燃煤电厂超低排放技术重大进展回顾及应用效果分析[J].环境保护，2016，4406：59-63.
论文作者:毛睿
论文发表刊物:《电力设备》2019年第6期
论文发表时间:2019/7/16
标签：超低论文; 技术论文; 电除尘器论文; 电厂论文; 烟气论文; 低温论文; 粉尘论文; 《电力设备》2019年第6期论文;