发电企业环保改造技术研究与经济效益分析

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摘 要：煤燃烧是造成中国大气污染的主要原因之一，国家各级部门对燃煤发电机组的环保要求以及电厂自身的要求标准越来越高，对影响环保指标的关键设备，如除尘器、吸收塔、燃烧器等进行环保改造，以降低污染物排放，改善环保指标，实现优于燃气轮机组排放的"超低"/"超清洁"排放。治理内容为：氮氧化物（NOx），二氧化硫（SO2）及粉尘。结合国内外现有技术方案及工程实例，对分项技术方案的比选做了研究，对改造经济效益和运行状况做了详细的分析。

关键词：污染物；环保改造；技术方案；经济效益

1 引言

近年来，随着燃煤电厂超低排放政策的出台和市场的推动，火电行业燃煤烟气污染物控制几乎得到了快速发展，通过科技创新、应用最先进的环保技术，发展并初步探索了一系列新的大气污染物控制技术，我国燃煤电厂现有大气污染治理路线主要为脱硝、除尘和脱硫，每个处理系统独立设计、安装与运行管理，但实际运行过程中各装置存在相互影响、相互制约，因此必须掌握这些影响因素，才可在设计过程中实现烟气治理系统整体设计，运行和管理过程实现集成管控高效管理；脱硝、除尘和脱硫设施在脱除其自身污染物的同时，对其他污染物均有协同脱除作用，协同治理是超低排放设计最主要的理念。

当前国内外超低排放改造的主要技术方式包括：旋转电极电除尘器、低低温除尘器、湿式电除尘器、吸收塔除尘、管束式除尘装置、美国巴威托盘、空塔串联塔、石灰石粉活性激发性技术、旋汇耦合高效脱硫、锅炉低氮燃烧器技术、SCR烟气脱硝技术等。

2 发电企业环保改造技术路线工程实例介绍

2.1原有环保实施状况

某公司四台60万千瓦超临界燃煤发电机组，同步设计安装了四套“石灰石—石膏”湿法脱硫装置。脱硫剂为石灰石，一台锅炉配置一座吸收塔，原设计入口SO2浓度1414mg/Nm3（干态）脱硫效率96%。同步配置双室五电场静电除尘器，除尘装置于2006年与主机同步投入使用。锅炉烟气流经静电除尘器的五个串联电场进行除尘后，由烟囱排出。脱硝系统采用选择性催化还原技术，SCR烟气脱硝装置，液氨作为还原剂，蜂窝型催化剂2+1形式布置，脱硝效率按85%设计。

2.2 超低排放改造技术路线

改造目标：二氧化硫不大于18mg/Nm3、氮氧化物不大于27mg/Nm3、粉尘不大于2.7mg/Nm3、消除“烟羽”。

2.2.1脱硫系统

脱硫增容改造具体改造为方案：吸收塔浆池加高，增加1台浆液循环泵，增加1层浆液喷淋，喷淋层第4层为单向喷嘴，第1、2、3层改造为双向切线空心喷嘴喷嘴，除雾器更改为2层屋脊+1层管式，吸收塔出口转45°，除雾器出口烟气携带的水滴（≥20？m）含量低于40mg/Nm3。

2.2.2脱硝系统

采用低氮燃烧器+SCR脱硝提效改造，锅炉低氮燃烧器改造后锅炉本体NOx排放浓度≤ 250mg/Nm3，SCR脱硝催化剂三层布置，脱硝出口NOx不大于27mg/Nm3。

2.2.3除尘系统：

原有静电除尘器系统采用第一、第二、第三电场实施高频电源改造、第五电场原有4台高压硅整流变压器及其控制系统改造为脉冲电源方案，可达到烟尘排放浓度≤20mg/Nm3，并能一定程度上减少微细颗粒排放。在脱硫塔后与烟囱之间增设一台湿式电除尘器，设备本体布置在脱硫塔出口，脱硫塔排出的烟气经过膨胀节后进入湿式电除尘器的内部电场，设计效率≥90%，最终达到粉尘排放浓度≤2.7mg/Nm3。

2.2.4消除石膏雨和烟羽

增设水媒式换热器MGGH。在空预器后干式电除尘器前布置MGGH烟气冷却器，夏季按将烟气温度从125℃降到90℃、冬季按将烟气温度从115℃降到90℃设计；在湿式电除尘器之后烟道上布置MGGH烟气再热器，利用加热后的热媒水加热脱硫后的净烟气，夏季按将烟气温度从50℃升到82℃、冬季按将烟气温度从50℃升到72℃设计，减轻石膏雨和烟羽现象。

2.3 超低改造后运行情况

改造投入运行后各项指标通过省环境检测中心环保验收检测，以及环保厅监测评估技术审查，排放值达到设计要求，主要烟气污染物排放浓度（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）达到燃气轮机组的排放限值，在通过72小时后的在网运行30天评估期内，三项主要污染物浓度均远低于燃氣轮机排放标准允许值，排放限值的达标保证率均达到100%，通过稳定性评估。

综合分析环保竣工验收监测报告、季度性监测报告、性能试验报告、运行报表以及实时CEMS运行数据，环保装置系统投运率、装置的利用率、主要物料的消耗、脱硫石膏品质满足性能保证值，各项指标满足技术要求。

3环境影响及经济效益分析

3.1环境影响分析

超低排放改造实施后，机组烟气污染物排放值低于燃机的大气污染物排放标准。NOx、SO2及粉尘年排放量实现大幅度削减，实现减排，对改善区域环境有重大贡献。同时，增设MGGH系统，有效的减轻了石膏雨和“烟羽”现象，提高了整体企业形象。

3.2经济效益分析

根据国家发改委、建设部2006年7月颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及火力发电工程经济评价导则（DL/T 5435-2009），对超低排放改造的增量资金进行经济效益分析，资本金20%，每台机组改造工期3个月，项目经营期分别按20年和13年计算。年利用小时5500小时。经营期20年计算，年总成本为2942万元，厂用电考虑5.6%，单位售电成本9.44元/MWh；经营期13年计算，年总成本为3358万元，单位售电成本10.78元/MWh。

4 总结

针对超低排放改造众多技术方案，选择前时应对各方案的应用效果进行论证，制定详细调研目标和计划，对系统性问题进行评估和深入研究，包括：超低排放的环境效益、经济效益及其对技术的影响、系统及设备的可靠性、资源节约或消耗情况、可能产生的二次污染及应对措施、超低排放补贴潜在实施效果等。应选用既能减少烟尘、二氧化硫、氮氧化物等的排放，又要尽量避免氨逃逸、二氧化碳和三氧化硫排放增加等现象，同时考虑成本降低问题。目前，关于SO3及氨逃逸的环境影响尚无法精确评判，燃煤电厂超低排放改造还会增加二氧化碳排放。此外，液氨、催化剂等原材料生产的全生命周期污染物排放也需系统测算和通盘考量。选择避免环境效益差、经济代价大、能源消耗高、二次污染多的环保改造方案对发电企业的经济效益至关重要。

参考文献：

[1] 马良，陈超.常规燃煤电厂超低排放技术路线分析[J]. 山西建筑， 2014，40（28）：33-34.

[2] 李建平.燃煤火电厂超低排放改造技术路线研究[J].工程技术（引文版）， 2016，（11）： 252-253.

[3] GB13223-2011.火电厂大气污染物排放标准[S].

[4] 王树民，宋畅，陈寅彪，孙平.燃煤电厂大气污染物“近零排放”技术研究及工程应用[J].环境科学研究， 2015，28（4）：487-494.

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