燃煤电厂烟气污染物近零排放工程实践分析

北极星环保网讯:2013年以来，神华集团提出了燃煤发电机组达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中燃气轮机组大气污染物排放浓度限值的煤电“近零排放”企业标准，制定了相关的技术路线并开展了工程实践。论文针对神华集团的典型近零排放改造燃煤机组，基于现场运行和测试数据，考察了其近零排放改造前后的烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物污染物排放特征。

研究表明，神华集团京津冀辽区域不同等级燃煤机组实施近零排放改造后，在测试的不同发电负荷范围内，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度基本都能够长期低于燃气轮机组排放浓度限值。实践表明，燃煤机组实施近零排放改造，在技术上可行、经济上合理，环境效果显著。

当前和今后相当长一个时期，推进煤炭的清洁高效利用既是煤炭工业可持续发展的必由之路，也是改善民生和建设生态文明的必然要求。目前我国50%左右的煤炭用于发电[1-4]，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局三部委也提出到2020年力争使电煤占煤炭消费比重提高到60%以上[5]，并提出新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放浓度限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3的要求。

针对燃煤电厂烟气污染物排放问题，神华集团参考《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)[6]规定，提出燃煤发电机组烟气污染物排放浓度达到燃气轮机组排放浓度限值的“近零排放”企业标准[7]，即在排放的烟气中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别低于5、35、50mg/m3，如表1所示。

2013年以来，以神华集团为代表的企业陆续进行了燃煤机组近零排放技术改造[7-9]，但目前业内的相关研究基本上仅限于某个电厂或某台机组，且缺乏对机组运行过程中烟气污染物排放水平的动态研究分析。基于现状，本文将系统介绍神华集团京津冀辽区域全部26台燃煤机组近零排放的特征，并针对其中的典型机组分析其烟气污染物排放浓度随机组负荷波动的变化情况。

1煤电近零排放的技术路线及工程实践

神华集团根据煤电烟气污染物近零排放的目标，组织电力设计院、电科院和神华国华电力研究院等单位，于2013年5月制定了煤电烟气污染物近零排放典型技术路线[7]，如图1所示。

该典型技术路线中，采用低温省煤器技术[10-11]降低进入静电除尘器的烟气温度，通过降低烟尘比电阻和烟气体积流量，提高静电除尘器效率；耦合湿式电除尘器有效降低烟气中的细颗粒物，尤其是PM10和PM2.5以及SO3的排放浓度[9,12-15]，实现烟尘的近零排放。

采用高效湿法脱硫装置、低氮燃烧技术+全负荷脱硝系统，最大限度地降低二氧化硫、氮氧化物排放浓度。通过系统和单元设备的集成耦合，实现烟尘、二氧化硫、氮氧化物以及重金属的深度净化和协同脱除。在典型技术路线的基础上，综合考虑电厂煤质、投资、运行维护等因素，针对煤粉锅炉进一步形成了2种不同的技术路线，如图2(a)—(b)所示。

技术路线1主要包括：炉内低氮燃烧+SCR脱硝+低温省煤器+低低温静电除尘+高效脱硫+湿式静电除尘器；技术路线2主要包括：炉内低氮燃烧+SCR脱硝+低温省煤器+低低温静电除尘+脱硫高效除雾器。

一般地，针对煤粉锅炉，控制氮氧化物主要采用炉内低氮燃烧技术和烟气SCR脱硝技术相结合的模式；控制二氧化硫主要采用脱硫增效技术。主要差异在于除尘技术，技术路线1有湿式静电除尘器，对机组状况、煤质要求更宽泛，可实现更低的烟尘、SO3等排放浓度，但投资略高。

技术路线2适用于煤源相对稳定、煤质较好的电厂，并对脱硫系统的除尘除雾效果有较高要求，需要在实现高效脱硫的同时，进一步实现烟尘的高效协同脱除。对于具体的煤粉锅炉，应考虑机组现状、排放要求、煤质情况、以及投资和运行维护等因素，综合确定。

按照上述技术路线，截至2016年10月底，神华集团已经有75台燃煤机组基本实现近零排放，共计39764MW，占神华集团煤电装机的56%。其中，神华集团京津冀辽区域全部26台燃煤机组，共计13540MW装机容量基本全部实现近零排放，取得了良好的工程实践成果。

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