發電企業環保改造技術研究與經濟效益分析

李再亮

摘 要：煤燃燒是造成中國大氣污染的主要原因之一，國家各級部門對燃煤發電機組的環保要求以及電廠自身的要求標準越來越高，對影響環保指標的關鍵設備，如除塵器、吸收塔、燃燒器等進行環保改造，以降低污染物排放，改善環保指標，實現優于燃氣輪機組排放的"超低"/"超清潔"排放。治理內容為：氮氧化物（NOx），二氧化硫（SO2）及粉塵。結合國內外現有技術方案及工程實例，對分項技術方案的比選做了研究，對改造經濟效益和運行狀況做了詳細的分析。

關鍵詞：污染物；環保改造；技術方案；經濟效益

1 引言

近年來，隨著燃煤電廠超低排放政策的出臺和市場的推動，火電行業燃煤煙氣污染物控制幾乎得到了快速發展，通過科技創新、應用最先進的環保技術，發展并初步探索了一系列新的大氣污染物控制技術，我國燃煤電廠現有大氣污染治理路線主要為脫硝、除塵和脫硫，每個處理系統獨立設計、安裝與運行管理，但實際運行過程中各裝置存在相互影響、相互制約，因此必須掌握這些影響因素，才可在設計過程中實現煙氣治理系統整體設計，運行和管理過程實現集成管控高效管理；脫硝、除塵和脫硫設施在脫除其自身污染物的同時，對其他污染物均有協同脫除作用，協同治理是超低排放設計最主要的理念。

當前國內外超低排放改造的主要技術方式包括：旋轉電極電除塵器、低低溫除塵器、濕式電除塵器、吸收塔除塵、管束式除塵裝置、美國巴威托盤、空塔串聯塔、石灰石粉活性激發性技術、旋匯耦合高效脫硫、鍋爐低氮燃燒器技術、SCR煙氣脫硝技術等。

2 發電企業環保改造技術路線工程實例介紹

2.1原有環保實施狀況

某公司四臺60萬千瓦超臨界燃煤發電機組，同步設計安裝了四套“石灰石—石膏”濕法脫硫裝置。脫硫劑為石灰石，一臺鍋爐配置一座吸收塔，原設計入口SO2濃度1414mg/Nm3（干態）脫硫效率96%。同步配置雙室五電場靜電除塵器，除塵裝置于2006年與主機同步投入使用。鍋爐煙氣流經靜電除塵器的五個串聯電場進行除塵后，由煙囪排出。脫硝系統采用選擇性催化還原技術，SCR煙氣脫硝裝置，液氨作為還原劑，蜂窩型催化劑2+1形式布置，脫硝效率按85%設計。

2.2 超低排放改造技術路線

改造目標：二氧化硫不大于18mg/Nm3、氮氧化物不大于27mg/Nm3、粉塵不大于2.7mg/Nm3、消除“煙羽”。

2.2.1脫硫系統

脫硫增容改造具體改造為方案：吸收塔漿池加高，增加1臺漿液循環泵，增加1層漿液噴淋，噴淋層第4層為單向噴嘴，第1、2、3層改造為雙向切線空心噴嘴噴嘴，除霧器更改為2層屋脊+1層管式，吸收塔出口轉45°，除霧器出口煙氣攜帶的水滴（≥20？m）含量低于40mg/Nm3。

2.2.2脫硝系統

采用低氮燃燒器+SCR脫硝提效改造，鍋爐低氮燃燒器改造后鍋爐本體NOx排放濃度≤ 250mg/Nm3，SCR脫硝催化劑三層布置，脫硝出口NOx不大于27mg/Nm3。

2.2.3除塵系統：

原有靜電除塵器系統采用第一、第二、第三電場實施高頻電源改造、第五電場原有4臺高壓硅整流變壓器及其控制系統改造為脈沖電源方案，可達到煙塵排放濃度≤20mg/Nm3，并能一定程度上減少微細顆粒排放。在脫硫塔后與煙囪之間增設一臺濕式電除塵器，設備本體布置在脫硫塔出口，脫硫塔排出的煙氣經過膨脹節后進入濕式電除塵器的內部電場，設計效率≥90%，最終達到粉塵排放濃度≤2.7mg/Nm3。

2.2.4消除石膏雨和煙羽

增設水媒式換熱器MGGH。在空預器后干式電除塵器前布置MGGH煙氣冷卻器，夏季按將煙氣溫度從125℃降到90℃、冬季按將煙氣溫度從115℃降到90℃設計；在濕式電除塵器之后煙道上布置MGGH煙氣再熱器，利用加熱后的熱媒水加熱脫硫后的凈煙氣，夏季按將煙氣溫度從50℃升到82℃、冬季按將煙氣溫度從50℃升到72℃設計，減輕石膏雨和煙羽現象。

2.3 超低改造后運行情況

改造投入運行后各項指標通過省環境檢測中心環保驗收檢測，以及環保廳監測評估技術審查，排放值達到設計要求，主要煙氣污染物排放濃度（煙塵、二氧化硫、氮氧化物）達到燃氣輪機組的排放限值，在通過72小時后的在網運行30天評估期內，三項主要污染物濃度均遠低于燃氣輪機排放標準允許值，排放限值的達標保證率均達到100%，通過穩定性評估。

綜合分析環保竣工驗收監測報告、季度性監測報告、性能試驗報告、運行報表以及實時CEMS運行數據，環保裝置系統投運率、裝置的利用率、主要物料的消耗、脫硫石膏品質滿足性能保證值，各項指標滿足技術要求。

3 環境影響及經濟效益分析

3.1環境影響分析

超低排放改造實施后，機組煙氣污染物排放值低于燃機的大氣污染物排放標準。NOx、SO2及粉塵年排放量實現大幅度削減，實現減排，對改善區域環境有重大貢獻。同時，增設MGGH系統，有效的減輕了石膏雨和“煙羽”現象，提高了整體企業形象。

3.2經濟效益分析

根據國家發改委、建設部2006年7月頒發的《建設項目經濟評價方法與參數》（第三版）及火力發電工程經濟評價導則（DL/T 5435-2009），對超低排放改造的增量資金進行經濟效益分析，資本金20%，每臺機組改造工期3個月，項目經營期分別按20年和13年計算。年利用小時5500小時。經營期20年計算，年總成本為2942萬元，廠用電考慮5.6%，單位售電成本9.44元/MWh；經營期13年計算，年總成本為3358萬元，單位售電成本10.78元/MWh。

4 總結

針對超低排放改造眾多技術方案，選擇前時應對各方案的應用效果進行論證，制定詳細調研目標和計劃，對系統性問題進行評估和深入研究，包括：超低排放的環境效益、經濟效益及其對技術的影響、系統及設備的可靠性、資源節約或消耗情況、可能產生的二次污染及應對措施、超低排放補貼潛在實施效果等。應選用既能減少煙塵、二氧化硫、氮氧化物等的排放，又要盡量避免氨逃逸、二氧化碳和三氧化硫排放增加等現象，同時考慮成本降低問題。目前，關于SO3及氨逃逸的環境影響尚無法精確評判，燃煤電廠超低排放改造還會增加二氧化碳排放。此外，液氨、催化劑等原材料生產的全生命周期污染物排放也需系統測算和通盤考量。選擇避免環境效益差、經濟代價大、能源消耗高、二次污染多的環保改造方案對發電企業的經濟效益至關重要。

參考文獻：

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