摘要：目前全国节能减排工作取得了积极进展，但仍然存在许多困难和问题，超低排放已经成为各燃煤火电厂环保改造的重点项目，超低排放技术路线主要分两种：一种是基于烟气末端治理的技术路线，另一种是基于多污染物协同控制的技术路线。本文首先介绍了两种不同的超低排放改造技术路线，然后后基于技术研究和现场调研分析，对超低排放改造的技术路线进行了对比分析，并且给出了几点超低排放改造的建议，最后分享了某电厂超低改造实例。本文的研究内容对燃煤火电厂超低排放改造技术路线的选择具有一定的参考意义。
关键词：火电厂；超低排放；脱硫；脱硝
1引言
2014年9月三部委联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划》，行动计划对燃煤发电机组排放标准提出了新的要求。随后，各省又根据自身情况制定了相应的排放标准。2015年03月，李克强总理在政府工作报告中要求全国燃煤火电机组要实施超低排放改造。从此，燃煤火电厂进行超低排放改造已经成为了共识。 超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，比《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。
超低排放改造的关键是粉尘的达标排放，按照实现粉尘达标排放的不同技术将超低排放改造技术路线分为两种技术路线，第一种是基于烟气末端治理理念。第二种是基于多污染物协同控制理念。本文主要研究了这两种超低排放改造技术路线的具体实现方式并且对这两种不同的技术路线进行分析对比，从而为燃煤火电厂实施超低排放改造提供选择依据。
2超低排放改造技术路线
燃煤发电机组实现超低排放改造技术路线主要有两种，第一种基于烟气末端治理的超低排放改造技术路线，其技术路线如图1所示，主要包括SCR脱硝装置、干式电除尘器（或者袋式除尘器、电袋除尘器）、湿法脱硫装置和湿式电除尘器。该技术路线的主要特点是采用了湿式电除尘器，可以保证粉尘达标排放。
图1 基于末端治理理念的超低排放改造技术路线
另一种是基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线，其技术路线如图2所示，主要包括SCR脱硝装置、低低温电除尘器（电除尘器、袋式除尘器或者电袋除尘器）、协同除尘脱硫塔。该技术路线的主要特点是采用低低温电除尘器和协同除尘脱硫塔，该技术路线主要是通过改造脱硫塔内部结构和增加高校除雾装置提高脱硫塔的协同拖出粉尘的能力，从而满足粉尘的达标排放。
图2 基于污染物协同控制理念的超低排放改造技术路线
3超低排放改造技术路线对比分析及选择建议
目前，燃煤电厂进行超低排放改造已经成为共识，各大发电集团和发电厂都在积极进行超低排放改造。超低排放改造技术路线主要分为两种，一种是基于末端治理技术，一种是基于污染物协同脱除思路。前者主要是在脱硫塔后增加了湿式电除尘器，该技术路线从长期运行来看，技术稳定性较好，并且除尘效果也较好，但是由于湿式电除尘技术引进国内时间较短，一些核心技术还没有完全国产化，采用该技术投资成本较高，同时在运行过程中耗水量也大，还需要配置一套废水处理装置，因此运行成本也相对较高。后者主要是增加低低温电除尘器同时对脱硫塔进行升级改造，提高脱硫塔协同脱除粉尘能力。该技术投资和运行成本相对较低，从短期来看，该技术可以满足超低排放改造的排放要求，但是由于其除尘性能和脱硫塔以及锅炉运行情况有非常密切的关系，因此当前面工况变化时，对除尘效果影响较大，并且其长期稳定运行效果还有待于进一步研究。
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：
（1）在选择技术路线时，要具体问题具体分析，要根据电厂燃煤以及设备情况结合每种技术特点来选择适合的超低排放改造技术。
（2）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。
（3）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。
4实例
某热电两台锅炉型号均为HG-670/13.7-YM9型，配200MW双抽供热汽轮机组。锅炉呈“п”型布置，采用单汽包、自然循环方式。过热汽温调节采用两级喷水减温器，再热汽温调节主要采用汽-汽热交换器、辅以微量喷水减温为细调手段。锅炉采用四角布置、双切圆燃烧方式。配有2套中间储仓式钢球磨煤机制粉系统。锅炉采用干式排渣机、气力输灰、汽车运输的除渣系统。组脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，催化剂层数采用按“2+1”层设计；烟气脱硫工程采用石灰石——石膏湿法脱硫，两炉一塔脱硫装置。从改造前排放指标看，无法达到超低排放要求。因此改造是势在必行，希望通过对脱硝系统、脱硫系统改造，最终达到NOx排放浓度小于50mg/Nm3，烟尘排放浓度小于5mg/Nm3，SO2排放浓度小于35mg/Nm3。
脱硝系统改造方案：仍采用目前SCR脱硝工艺，保留原有两层催化剂，增加备用层催化剂。保留原初装催化剂，将反应器原“2+1”布置方式，通过加装备用层催化剂，达到超低排放的要求，备用催化剂仍选用蜂窝催化剂。备用层催化剂加装后，同时增加备用层吹灰装置，并核算相关系统设备出力，此种方案使系统改造量小且工期短。改造完成后及时对SCR系统优化调整，新增优化调整试验测点，增设SCR催化剂层上方烟气流场测点，增设SCR出口烟道NOx浓度网格测量管。
脱硫系统改造方案：原有两炉一塔改为一炉一塔。采用单塔一体化技术方案，加装一套高效除尘除雾器、设4层喷淋层、设浆液循环泵4台、在塔内烟气进口上方设烟气均布提效装置、设氧化风喷水降温措施、增加管道阀门及相应的感温元件。公用系统增设一座粉仓、石灰石浆液箱、增加2台石灰石浆液泵、更换真空皮带脱水机和真空泵、增设一台旋流器、更换为大容积滤液箱、新设置二台滤液水泵、新增1台有效容积110 m3工艺水箱并设置2台工艺水泵、新增吸收塔区域增加吸收塔排水坑。同时根据改造后的吸收塔的接口尺寸制作烟道。
本工程超低排放改造后，烟气污染物排放浓度满足现有火力发电锅炉及燃气轮机组规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值：NOx不大于50mg/Nm3、SO2不大于35mg/Nm3、烟尘不大于5mg/Nm3的要求，其排放浓度、排放量较改造前均有大幅度降低，SO2、NOX和烟尘年排放量分别降低48.79%、37.5%和90.84%。
5 结论
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技术进行了详细介绍和分析，然后基于技术研究和现场调研分析，对超低排放改造的技术路线进行了对比分析，并且给出了几点超低排放改造的建议，最后例举了一个电厂超低排放改造实例。本文的研究内容对燃煤火电厂超低排放改造技术路线的选择具有一定的参考意义。
作者简介：
孙健秀，（1985— ），女，工程师。主要研究方向火电厂热工自动化。
论文作者:孙健秀
论文发表刊物:《基层建设》2018年第34期
论文发表时间:2019/3/25
标签：超低论文; 技术论文; 路线论文; 火电厂论文; 燃煤论文; 电除尘器论文; 烟气论文; 《基层建设》2018年第34期论文;