除塵對燃煤電廠超低排放工藝特性的影響

呂群

（大唐環境產業集團股份有限公司，北京 100097）

引言

2014年9月12日，國家發展和改革委員會、環境保護部、國家能源局三部委聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》（以下簡稱“行動計劃”），首次提出“新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）”。在對現役燃煤電廠排放限值的規定上，“行動計劃”提出“鼓勵其他地區現役燃煤發電機組實施大氣污染物排放濃度達到或接近燃氣輪機組排放限值的環保改造”。可以看出，實際燃煤電廠超低排放限值參照的目標值是燃氣輪機組的排放限值，對于燃氣輪機組而言，《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）對煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放限值規定是5、35、50毫克/立方米[1]。

在“行動計劃”的推動下，2015年我國的燃煤電廠陸續開展了超低排放環保設施建設改造，大部分燃煤電廠以10、35、50毫克/立方米為目標，部分燃煤電廠以5、35、50毫克/立方米為目標。

2015年12 月，環境保護部、國家發展和改革委員會印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，明確超低排放的目標為“在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米”。

2018年，山東、浙江、山西等省地方政府批準了對燃煤電廠超低排放實施5、35、50毫克/立方米的限值。天津市政府批準的《火電廠大氣污染物排放標準》（DB12/810-2018），規定從2018年7月1日起，對新建燃煤電廠煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放限值不高于5、10、30毫克/立方米。這些標準和規定，使燃煤電廠在超低排放方面面臨新的挑戰。

目前，燃煤電廠的超低排放工藝路線及經濟性對比研究已相對較多，但如何以合理的單位造價對保證超低排放工藝路線的論證研究相對較少[2]。從現有實施的超低排放技術來看，對工藝路線、設備布局、經濟性等方面影響最大的是粉塵超低排放的工藝措施[3]。因此分析論證粉塵超低排放工藝措施對超低排放整體工藝特性的影響具有重要的意義。

1 燃煤電廠超低排放主要工藝路線與設備

2015年開始的燃煤電廠超低排放改造，由于不是建立在2014年國家能源局確定的13個環保改造示范項目進行充分總結的基礎上開展的（《關于下達2014年煤電機組環保改造示范項目的通知》），因此造成燃煤電廠在進行超低排放改造時，不同發電企業采用了不同的超低排放工藝路線與措施，甚至個別企業還出現了性價比不高的投資。目前，經過實踐驗證及發展，燃煤電廠超低排放工藝路線已日趨成熟。主要工藝路線如表1所示[4]。

在表1的工藝路線中，低氮燃燒改造、SCR脫硝改造在燃燒和煙氣系統領域的技術措施相對單一，技術類型并不復雜。

表1 燃煤電廠超低排放主要工藝路線

脫硫增容改造具體體現在雙塔循環技術改造、塔內增加噴淋、塔內增加提效裝置等技術措施。在塔內增加提效裝置方面，具體有增加托盤、增加管柵、高效除霧器改造等。高效除霧器改造有管式高效除霧器、管柵式高效除霧器、屋脊式高效除霧器、多級復合式高效除霧器、高效靜電除霧器等。

除塵器改造具體體現在電除塵改袋除塵、電除塵改電袋除塵、電除塵器高效電源改造、電除塵器增容改造、袋除塵器增容改造、低低溫電除塵器應用、電除塵器移動電極應用、橫置收塵濾槽應用等技術措施。

濕式電除塵器應用因陽極結構不同分為板式和管式[5]，其中板式濕電除塵器又因材料的不同分為金屬板式和柔性電極兩種；金屬板式濕電除塵器因極板與煙氣的角度不同，又分為順流式和徑流式濕電除塵器。

MGGH熱回收器（全稱為Mitsubishi Gas-Gas Heater）協同低低溫電除塵器實現高效率除塵的同時，可有效消除和緩解脫硫后的低煙溫、濕煙筒產生的有色煙羽。MGGH熱回收器的類別不考慮換熱元件結構類型，主要是在使用材料方面進行劃分。目前，MGGH熱回收器在降溫段通常采用金屬材料，在升溫段通常采用PTFE或PFA氟塑料。

從以上工藝路線與設備類型可以看出，涉及粉塵超低排放的設備包括MGGH熱回收器（包含低溫省煤器）、脫硫前除塵器、脫硫后除塵器、脫硫除霧器，這些技術與裝備的性能，直接影響著工藝路線的類型及經濟性。因此粉塵超低排放技術與措施在整個超低排放工藝路線中占有較大的比重。

2 燃煤電廠超低排放改造典型案例

2.1 國內某電廠600MW機組環保改造

該項目是2014年國家能源局確定的13個環保改造示范項目之一，因而實施了高起點、高標準的策劃目標。該項目實現超低排放共完成了3個階段的改造，第一階段是SCR煙氣脫硝改造；第二階段主要是電除塵器電源改造、濕電除塵器改造、脫硫增容改造，以及引風機改造；第三階段是MGGH改造。改造后該機組形成了工藝路線3到工藝路線5的超低排放改造模式。

該機組鍋爐選用HG-1890/25.4-YM4型直流鍋爐，鍋爐內采用高效低NOx軸向旋流燃燒器，爐后煙氣脫硝采用選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝技術，SCR布置3層催化劑，設計要求一層催化劑的脫硝效率不小于50%，二層催化脫硝效率不小于75%。

鍋爐原配套2F456-5型電除塵器，比集塵面積105.56m2/m3/s，陰極線型RSB/RSB-1/螺旋線，除塵器設計效率≥99.82%，改造前電除塵器出口實測粉塵排放濃度為65mg/Nm3，脫硫塔出口粉塵排放30mg/Nm3。改造方案對電除塵器的本體進行了缺陷消除處理，將原第1、2、3、4電場的工頻電源改為高頻電源供電，第5電場改為脈沖電源。改造后電除塵器出口的粉塵濃度＜40mg/Nm3。

機組石灰石/石膏濕式脫硫增容改造是在原有吸收塔基礎上進行抬高增容，塔內漿池部分增加2米，噴淋區域增加4.4米，新增1層噴淋，原平板除霧器改為2層屋脊+1層管式，脫硫塔增容改造除提高脫硫效率外，需確保脫硫塔出口粉塵排放濃度≤27mg/Nm3。

機組濕電除塵器采用立式管式濕電除塵器，濕式電除塵器設計要求在入口粉塵濃度≤27mg/Nm3時，出口粉塵濃度≤2.7mg/Nm3，保證除塵效率≥90%。

機組完成上述改造后，實測粉塵排放＜2mg/Nm3；SO2排放＜18mg/Nm3；NOx排放＜27mg/Nm3，滿足了5、35、50mg/Nm3的排放限值要求。此后為消除“石膏雨”及有色煙羽，機組又進行了第三階段的MGGH改造。MGGH改造采用管式熱媒水煙氣換熱技術，在設計工況下，煙氣冷卻器出口煙氣溫度可調節到90℃，煙氣加熱器出口煙氣溫度由50℃加熱到80℃。

機組在原有脫硝、脫硫、除塵設施的基礎上，投資為1.4億元（不包括新增MGGH改造的費用），環保改造每千瓦233元。MGGH改造后的靜態總投資為1.7億元，環保改造每千瓦造價300元。

該案例的主要特點是，在脫硫前電除塵器排放＜40mg/Nm3的條件下，通過立式管式濕電除塵器穩定實現了總粉塵排放＜2mg/Nm3，另外，不同階段的改造，為不同工藝路線經濟性分析提供了較好的參考。

2.2 國內某電廠2×320MW機組超低排放改造

該電廠的2臺機組分別于1986年1月和10月建成投產，最初為2×300MW發電機組，配套SG-1000/170-M305型亞臨界中間再熱直流鍋爐，2001年進行鍋爐擴容改造，擴容技改后為SG-1025/16.96-M858型亞臨界壓力控制循環鍋爐，機組提高到320MW。該機組投產較早，機組實現超低排放主要經過三個階段改造，第一階段是煙氣脫硫改造，第二階段是SCR煙氣脫硝改造，第三階段是除塵器改造、脫硫增容改造和超低排放改造。改造后，機組形成了工藝路線1的超低排放改造模式。

在超低排放改造中，對原有選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝備用層新增板式催化劑，催化劑用量約305m3，同時對噴氨系統、煙氣流場、吹灰器位置等全部進行了優化調整。

該項目原配套的DC24·245m2雙室四電場電除塵器，比集塵面積65m2/m3/s，陰極線型RS/螺旋線，設計除塵效率99%。2010年2#除塵器完成了電袋除塵器改造，改造后除塵器入口粉塵濃度為34g/Nm3時，除塵器出口濃度為28mg/Nm3，除塵效率達99.92%。2013年1#機組電除塵器進行提效改造，改造后陰極線型RS/RSB型，第1、2電場工頻電源改為高頻電源，新增煙氣雙重調質系統，改造后1#除塵器出口粉塵濃度在40～80mg/Nm3間波動。在超低排放改造中，2#電袋除塵器取消旁路煙道，濾袋更換為50%PTFE（纖維）+50%PPS（纖維），面層20%P84纖維+PTFE（基布），改造后實測出口粉塵濃度＜20mg/Nm3，脫硫塔出口粉塵濃度為3.5mg/Nm3。1#電除塵器超低排放改造是第3、4電場工頻電源改為高頻電源，第1、2電場原有高頻電源進行檢修，另外在第1電場前后以及2、3、4電場末端加裝橫置收塵濾槽，改造后實測出口粉塵濃度＜25mg/Nm3，脫硫塔出口粉塵濃度為7.5mg/Nm3。

機組石灰石/石膏濕式脫硫增容改造方案是將原塔加高9.2m，拆除第一層噴淋層，增加塔內煙氣均布裝置，新增兩層噴淋層，采用高效雙頭噴嘴，改造噴嘴數量由原246枚增加至420枚，每個噴嘴體積流量為883L/min，以提高噴淋覆蓋率及脫硫效率。1#機組將原兩級平板式除霧器全部拆除，更換為三級屋脊式除霧器。

1#機組超低排放改造完成后，實測煙氣總排放口煙塵排放濃度為7.5mg/Nm3、SO2排放濃度為25mg/Nm3、NOx排放濃度為18mg/Nm3。2#機組煙氣超低排放改造完成后，實測煙氣總排放口煙塵排放濃度為3.5mg/Nm3、SO2排放濃度為13mg/Nm3、NOx排放濃度為40mg/Nm3。兩臺機組均滿足超低排放限值要求。

1#機組在原有脫硝、脫硫、電除塵器設施的基礎上，總投資6600萬元，超低排放改造每千瓦造價206元。2#機組在原有脫硝、脫硫、電袋除塵器設施的基礎上，總投資4300萬元，超低排放改造每千瓦造價134元，如考慮2#機組由電除塵器改為電袋除塵器的首次投資造價，則超低排放改造每千瓦造價231元。

該案例的主要特點是兩臺機組脫硫前除塵器分別為電袋除塵器和電除塵器，特別對于電除塵器，在原比集塵面積65m2/m3/s的基礎上，通過改造達到了總粉塵排放濃度為7.5mg/Nm3，這具有非常大的參考價值。

3 兩個典型案例主要工藝特性對比

對兩個典型案例中的工藝路線、技術措施、實測結果、單位投資造價進行分析對比，結果見表2。

有研究認為，超低排放改造技術路線的選取與投資成本間不存在明顯規律[6]，但表2的結果證明，現階段保障超低排放限值時，若追求超低排放總投資造價最低，粉塵超低排放控制重點應放在脫硫前電除塵器、脫硫除霧器的設計選型上[7]，而脫硫入口粉塵濃度的高低，對超低排放總投資造價影響的規律并不明顯，這很大程度取決于脫硫前除塵器的型式。另外，案例的主要工藝特性對比表明，合理規劃超低排放工藝路線中的粉塵超低排放技術措施，可節省單位造價30元/kW以上的效益。

表2 兩個典型案例的主要工藝特性對比

如需穩定實現粉塵＜2mg/Nm3的超低排放，則粉塵超低排放控制重點應放在脫硫前電除塵器、脫硫后濕電除塵器、脫硫除霧器的設計選型上，且管式濕電除塵器相對于板式濕電除塵器更具有優勢。

4 結語

實際兩個案例在測試時，脫硝、脫硫方面還保留著一定裕度，因此進一步提高超低排放SO2和NOx的控制，首先是對運行費用的影響較大。案例同時表明，對于燃煤電廠超低排放，目前已具有成熟的技術和應用。

通過總結燃煤電廠超低排放治理的經驗，鋼鐵、水泥、有色金屬等領域的超低排放治理，在工藝路線、工藝措施的選擇上，不論是設備一體化治理技術，還是裝置性工藝路線治理，對除塵器、除霧器以及具有一定除塵效果的MGGH方面，都應給予足夠的重視。