燃煤機組超低排放技術路線探討

摘 要：隨著國家加大大氣污染防治力度，推行一系列嚴格的排放標準對火電廠大氣污染物進行控制，越來越多的燃煤電廠參與到“超低排放”改造中來，目前完成“超低排放”改造的燃煤機組所采用的技術路線各有特點。本文通過整理現有燃煤機組“超低排放”改造技術路線及改造效果，分析目前常用的脫硫、脫硝及除塵“超低排放”改造手段，以及“超低排放”改造的費用情況，提出了燃煤機組“超低排放”改造的合理化建議。

關鍵詞：超低排放；脫硫；脫硝；除塵

中圖分類號：TU993 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2015）06（a）-0000-00

作者簡介：李穹（1988-），男，碩士，任職于大唐科技產業集團有限公司，助理工程師，主要從事污染物控制領域的相關工作。

我國目前面臨著嚴峻的大氣污染壓力。大氣污染物的成分中，二氧化硫、氮氧化物、粉塵等是重要的組成成分。2011 年7 月29 日，國家修訂發布了《火電廠大氣污染物排放標準（GB 13223-2011）》[1]，要求現有燃煤電廠自2014 年7 月1 日起執行煙塵30 mg /m3、二氧化硫200 mg/m3、氮氧化物100 mg/m3 的污染排放濃度限值。2013 年2 月27 日，國家環保部發布了《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》[2，3]，要求位于大氣污染重點控制區的燃煤電廠自2014 年7 月1 日起執行20 mg /m3限值，將煙塵排放濃度再控低1 /3。2014年，發改委發布了《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發改能源[2014]2093號文）[4，5]，對于煙氣污染物超凈排放明確定義為：“在基準氧含量6%條件下，煙塵、SO2、NOx排放濃度分別不高于10 mg/Nm3、35 mg/Nm3、50 mg/Nm3”。

國家層面高度關注與重視，各地方也制定了本地區相應的大氣污染物排放控制規劃及標準。2013年12月浙江省政府發布的《浙江省大氣污染防治行動計劃（ 2013-2017 年） 》[6，7]、2014 年2 月廣州市政府審議通過的《廣州市燃煤電廠“超潔凈排放”改造工作方案》[8，9]、2014年11月陜西省發布的《關中地區重點行業大氣污染物排放限值（DB61/941-2014）》[10]等文件，均對當地燃煤機組大氣污染物排放標準進行了嚴格要求，燃煤機組排放水平逐步向燃氣機組看齊。

燃煤機組要達到目前與燃氣機組相同的大氣污染物排放要求，需要進行一系列“超低排放”改造，本文將從脫硫、脫硝、除塵以及改造費用等幾個方面，對目前已完成“超低排放”改造的燃煤機組技術路線進行介紹與分析。

1 脫硫

目前燃煤電廠常規的脫硫工藝為石灰石-石膏法，可以滿足200mg/m3的排放標準。為達到50mg/m3，甚至35mg/m3的排放水平，需要對現有工藝設備進行改造。下表列出了國內已完成“超低排放”改造的部分燃煤電廠所采用的脫硫技術路線及改造后的排放水平。

從上表可知，現有燃煤電廠采用了不同的脫硫超低排放改造技術路線，在脫硫超低排放改造后均可達到二氧化硫35mg/m3的排放水平。由以上改造項目來看，現有脫硫系統的改造潛力很大，脫硫超低排放改造可以采取不同的技術手段，燃煤電廠需根據自身條件和當地環保排放要求，選擇適當可行的改造路線，達到脫硫超低排放的要求。

2 脫硝

目前燃煤電廠常規的脫硝工藝為低氮燃燒與SCR相結合的方式，可以滿足100mg/m3的排放標準。為達到目前50mg/m3的超低排放水平，需要對現有脫硝系統進行相應改造。下表列出了國內已完成“超低排放”改造的部分燃煤電廠所采用的脫硝技術路線及改造后的排放水平。

表格 2 脫硝超低排放技術路線及排放水平

從上表可知，目前脫硝超低排放所采用的技術路線基本相似，多為優化低氮燃燒及增加SCR催化劑，改造之后NOx可以達到50mg/m3的排放水平。增加SCR催化劑可以有效提升NOx脫除效果，需要在反應器設計階段預留安裝位置；優化低氮燃燒可以降低爐內NOx的產生，但可能會影響爐內燃燒，需要在NOx排放與鍋爐效率之間做出統籌考慮。

3 除塵

目前燃煤電廠所采用的除塵技術大多為電除塵，當前條件下可以滿足30mg/m3的排放要求。為使燃煤機組達到10mg/m3甚至5mg/m3的排放水平，需對現有除塵設備進行改造。下表列出了國內已完成“超低排放”改造的部分燃煤電廠所采用的除塵技術路線及改造后的排放水平。

表格 3 除塵超低排放技術路線及排放水平

由上表可知，超低排放改造后，燃煤電廠煙塵排放可以達到10mg/m3以內、甚至5mg/m3以內的排放水平。目前超低排放改造所選用的除塵技術多為濕式電除塵（WESP）與其它手段相結合的技術路線，但濕式電除塵造價高、運行費用較多，需要燃煤電廠根據自身需求合理選擇。

4 造價

下表列出了國內已完成“超低排放”改造的部分燃煤電廠的改造投資及每度電增加的成本。

表格 4 超低排放改造投資及增加成本

由上表可以看出，單臺燃煤機組進行脫硫、除塵、脫硝超低排放改造的總投資約為1～1.5億，每度電增加的成本在3分以內。燃煤電廠在進行超低排放改造時，需要合理安排改造預算，以便超低排放改造能夠順利完成。

5 總結

本文對目前已投運的超低排放燃煤機組的脫硫、脫硝、除塵技術路線及超低排放改造的費用情況進行了總結，主要結論如下：

（1）脫硫超低排放改造技術路線，多采用改造吸收塔、增加噴淋層等方式，可以達到35mg/m3的排放水平，脫硫超低排放改造的技術路線需要根據燃煤電廠實際情況進行選擇；（2）脫硝超低排放改造技術路線，多采用優化低氮燃燒及增加SCR催化劑的方式，改造之后可以達到50mg/m3的排放水平，增加催化劑是常用的技術手段，是否進行低氮燃燒優化需要統籌考慮NOx排放與爐內燃燒的影響程度；（3）除塵超低排放改造技術路線，多為濕式電除塵（WESP）與其它手段相結合的技術路線，改造之后可以達到10mg/m3的排放水平，但濕式電除塵造價高、運行費用較多，需要燃煤電廠根據自身需求合理選擇；（4）單臺燃煤機組進行脫硫、除塵、脫硝超低排放改造的總投資約為1～1.5億，每度電增加的成本在3分以內。

參考文獻：

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