2015年12月2日召開的國務(wù)院常務(wù)會議決定，在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放和節(jié)能改造，使所有現(xiàn)役電廠每千瓦時平均煤耗低于310克、新建電廠平均煤耗低于300克，對落后產(chǎn)能和不符合相關(guān)強制性標(biāo)準(zhǔn)要求的堅決淘汰關(guān)停，東、中部地區(qū)要提前至2017年和2018年達標(biāo)。對超低排放和節(jié)能改造要加大政策激勵，改造投入以企業(yè)為主。
超低排放的概念
對于超低排放，目前國內(nèi)比較普遍的概念是指，燃煤電廠的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)基本達到GB13223—2011標(biāo)準(zhǔn)中燃氣輪機組排放限值(即在基準(zhǔn)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、50mg/m3)，但在該標(biāo)準(zhǔn)中，天然氣燃機與燃煤鍋爐排放限值所對應(yīng)的煙氣氧含量分別為15%、6%，如果折算到相同氧含量條件時，天然氣燃機排放限值實際上是燃煤機組限值的2.5倍，由此可見，完成超低排放改造后，燃煤機組的排放標(biāo)準(zhǔn)比燃氣機組的還低。
改造技術(shù)路線
脫硝技術(shù)路線
目前被燃煤電廠廣泛采用的脫硝技術(shù)主要為“低氮燃燒器+選擇性催化還原法”，低氮燃燒技術(shù)主要是通過調(diào)整二次風(fēng)和燃盡風(fēng)的配比，增加燃盡風(fēng)的比例，大幅減少燃盡風(fēng)區(qū)域產(chǎn)生的NOX，目前最新的低氮燃燒技術(shù)可將鍋爐出口煙氣中的氮氧化物濃度控制在200mg/m3左右，煙氣進入脫硝反應(yīng)器后煙氣中的氮氧化物和氨氣進一步反應(yīng)，將煙氣中的氮氧化物濃度降低至100mg/m3以下。
要達到超低排放標(biāo)準(zhǔn)，主要通過兩條途徑來實現(xiàn)，一種是增加脫硝反應(yīng)器中催化劑面積，增加噴氨量提高脫硝效率來降低氮氧化物的排放濃度;另一種是對鍋爐的燃燒器進行低氮燃燒改造(對燃燒器已改造過的鍋爐只能采取前一種)。目前在各大電廠超低排放改造中基本將兩種途徑結(jié)合起來進行實施，先對燃燒器進行低氮改造,爾后再適當(dāng)增加脫硝催化劑面積，尤其在對四角切圓燃燒方式的鍋爐被廣泛采用。對于對沖布置的旋流燃燒器的鍋爐，一般多采用只增加脫硝催化劑的面積，增加噴氨量實現(xiàn)降低氮氧化物的濃度。
脫硫技術(shù)路線
現(xiàn)役燃煤機組在2014年7月1日開始執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)標(biāo)準(zhǔn)中的二氧化硫達標(biāo)改造中，一般通過增加吸收塔的高度、增加吸收塔石灰石漿液的噴淋層等工藝來實現(xiàn)。在進行超低排放改造中，脫硫系統(tǒng)主要采用以下幾種方法：
一是脫硫除塵一體化技術(shù)。單塔一體化脫硫除塵深度凈化技術(shù)可在一個吸收塔內(nèi)同時實現(xiàn)脫硫效率99%以上，除塵效率90%以上，滿足二氧化硫排放35mg/m3、煙塵5mg/m3的超凈排放要求。脫硫除塵一體化裝置是旋匯耦合裝置、高效節(jié)能噴淋裝置、管束式除塵裝置三套系統(tǒng)優(yōu)化結(jié)合的一體化設(shè)備，應(yīng)用于濕法脫硫塔二氧化硫去除。如圖1所示。
二是單塔雙分區(qū)高效脫硫除塵技術(shù)。使用一個吸收塔，漿液采用雙分區(qū)漿液池設(shè)計，將漿液池分隔成上下兩層(上層低PH值區(qū)和下層高PH值區(qū))，上層主要負(fù)責(zé)氧化，下層主要負(fù)責(zé)吸收，同時通過安裝提效環(huán)、噴淋層加層、多孔分布器等措施明顯提高脫硫效果，并在原煙道處設(shè)置噴霧除塵系統(tǒng)可以有效提高除塵效果。
三是雙托盤技術(shù)。雙托盤脫硫系統(tǒng)在原有單層托盤的基礎(chǔ)上新增一層合金托盤，雙托盤比單托盤多了一層液膜，氣液相交換更為充分，從而起到脫硫增效的作用。該技術(shù)在脫硫效率高于98%或煤種高含硫量時優(yōu)勢更為明顯。
四是雙塔雙循環(huán)技術(shù)。雙塔雙循環(huán)技術(shù)其實是將輔助罐體升級為吸收塔，利用雙循環(huán)技術(shù)，同時設(shè)置噴淋層和除霧器，使雙循環(huán)的脫硫和除塵效果進一步增強。但是占地很大，不適合布置比較緊湊的電廠，且輔機增設(shè)較多，運營成本高。
除塵技術(shù)路線
現(xiàn)役燃煤機組為達到《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)標(biāo)準(zhǔn)中煙塵的排放標(biāo)準(zhǔn)，對除塵器多采用高頻電源改造、加裝低低溫省煤器、增加除塵器電場、末電場小分區(qū)供電等被廣泛應(yīng)用。在進行超低排放改造中，除塵系統(tǒng)主要采用以下幾種方法：
一是濕式電除塵。濕式電除塵器收塵原理與干式電除塵器相同，其主要處理含水較高乃至飽和的濕氣體。能有效去除煙氣中的塵、酸霧、水滴、PM2.5等有害物質(zhì)，除塵效率高，運行也較可靠。
二是電袋復(fù)合除塵。電袋復(fù)合式除塵器是有機結(jié)合了靜電除塵和布袋除塵的特點，通過前級電場的預(yù)收塵、荷電作用和后級濾袋區(qū)過濾除塵的一種高效除塵器，具有效率高、穩(wěn)定性強的優(yōu)點。但是存在布袋壽命較短、維護費用高等缺點。
在近兩年的超低排放改造中，往往是將以上幾種技術(shù)路線組合后用于對現(xiàn)役機組的改造，主要有以下幾種：
脫硫除塵一體化+脫硝催化劑加層+高頻電源。單機投資5000萬-1億，同時運行維護成本低，停機工期最短可以控制在40天以內(nèi)，屬于近兩年的新型技術(shù)，運行可靠性有待檢驗;
脫硫除塵一體化+脫硝催化劑加層+高頻電源改造+MGGH。性能穩(wěn)妥、投資和運維成本相對較低。單臺機投資大約1-1.5億，停機工期40天，同時能夠解決“白煙”和煙囪腐蝕問題;
脫硫除塵一體化+脫硝催化劑加層+高頻電源改造+濕電除塵。單臺機投資約1-1.3億，停機工期50天，終端除塵效果會更明顯，但是無法消除“白煙”和解決煙囪腐蝕問題;
單塔雙分區(qū)脫硫除塵技術(shù)+脫硝催化劑加層+高頻電源改造+MGGH。投資與路線與(1)接近，停機工期50天，該技術(shù)既能達到超低排放要求，還能夠消除“白煙”和解決煙囪腐蝕問題，但除塵效果相對較差。
技術(shù)路線的選擇
自2014年開始，國內(nèi)燃煤電廠已陸續(xù)實施超低排放改造，從已完成改造的電廠來看，選用的超低排放改造技術(shù)主要仍以電袋除塵器、濕法脫硫技術(shù)、選擇性催化還原技術(shù)為主，隨著超低排放改造工作的全面推進，新型的超低排放技術(shù)將快速發(fā)展，結(jié)合現(xiàn)場使用實踐中積累的經(jīng)驗對超低排放改造技術(shù)不斷完善和優(yōu)化，超低排放技術(shù)將會越來越成熟，同時改造成本也會逐漸降低。
以“十一五”末投產(chǎn)的某電廠為例，該電廠單機容量為600MW，鍋爐為前后墻對沖燃燒方式，采用低氮燃燒技術(shù)，同步建設(shè)脫硫設(shè)施，按照環(huán)評批復(fù)該電廠煙氣中主要污染物排放執(zhí)行《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2003)第3時段限值(即在基準(zhǔn)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50、400、450mg/m3)。2011年7月《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)頒布后，該電廠在2012年至2014年期間投資約1.6億元增設(shè)了煙氣脫硝系統(tǒng)，對電除塵實施了“高頻電源+低低溫省煤器”改造(該機組脫硫設(shè)計富余量相對較大未做改造)，通過達標(biāo)改造后該電廠煙氣中三項主要污染物煙塵、二氧化硫、氮氧化物2015年的平均排放濃度分別為18、65、60mg/m3。
超低排放改造工作啟動后，該電廠選派技術(shù)人員對改造技術(shù)路線進行了詳細考察，結(jié)合現(xiàn)場設(shè)備系統(tǒng)情況，改擴建空間小等實際情況，并依據(jù)目前該機組三項污染物的排放濃度進行綜合分析得出，在降低氮氧化物方面只需增加備用層催化劑即可滿足排放要求，重點對降低煙塵、二氧化硫的改造技術(shù)路線要結(jié)合實際進行選擇，通過對以上改造技術(shù)路線的比較，“脫硫除塵一體化+脫硝催化劑加備用層+吸收塔擴容”具有改造資金投資少、停機施工期短、占地小等優(yōu)點，被該電廠確定為本次改造的技術(shù)路線。根據(jù)測算單臺機組完成改造投資約0.6億元，完成改造后煙氣中三項主要污染物煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別可達6、25、35mg/m3以下，可滿足超低排放的要求。
改造產(chǎn)生的效益
燃煤電廠進行超低排放改造，對電廠本身產(chǎn)生不了經(jīng)濟效益，但是，改造產(chǎn)生的環(huán)境效益非常明顯，對改善區(qū)域環(huán)境空氣質(zhì)量意義重大。
經(jīng)濟效益
以上述電廠為例，1臺600MW機組實施超低排放改造需投入資金約0.6億元。按照對典型的燃煤電廠項目進行測算(按20年運行周期)，進行超低排放改造后，典型的600MW等級機組運營成本增加約1.08分/kWh，因此，進行超低排放改造不僅要投入大量的資金，而且增加了電廠的運營成本，對電廠產(chǎn)生的經(jīng)濟效益是負(fù)值。
環(huán)境效益
根據(jù)有關(guān)資料統(tǒng)計，按照2014年全國燃煤電廠燃煤量、煤質(zhì)為基準(zhǔn)，以單機容量600MW的機組參數(shù)為參照，經(jīng)初步測算，與達標(biāo)排放限值相比，達到超低排放情況下，全國燃煤電廠每年煙塵、SO2、NOX三項污染物排放量可以再削減132萬噸左右，其中煙塵量可下降10萬噸左右。以某電廠單機容量為600MW為例，該電廠目前機組運行期間污染物排放情況(以環(huán)保部門最近一次的監(jiān)督性監(jiān)測數(shù)據(jù)為例)如表1所示。
將該電廠監(jiān)督性監(jiān)測數(shù)據(jù)與正在編制的《可研報告》中預(yù)測的數(shù)據(jù)進行比較，三項主要污染物煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放濃度、減排量見表2。
由此看出，該電廠完成超低排放改造后，一臺600MW機組按設(shè)計利用小時計每年可減排三項污染物1088.7噸，污染物排放量下降約55%;按照當(dāng)?shù)?015燃煤發(fā)電機組實際平均利用小時3502小時計，實際每年減排三項污染物693.2噸，減排效果非常顯著，有效改善區(qū)域的環(huán)境空氣質(zhì)量，尤其煙塵的減排比例高達68.4%，對降低區(qū)域空氣中的PM2.5貢獻重大，將產(chǎn)生良好的環(huán)境效益。
“十三五”是我國環(huán)保工作的關(guān)鍵時期，環(huán)保工作將面臨很大的挑戰(zhàn)。超低排放改造加大了電廠的運營成本，影響了電廠效益，但是，做為排污主體責(zé)任的企業(yè)有義務(wù)、有責(zé)任對排放的污染物進行治理，我們要不計成本打造綠色環(huán)保企業(yè)，為使天更藍、水更綠的生態(tài)文明建設(shè)貢獻力量。
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