燃煤电厂烟气污染物近零排放工程实践分析.docx

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1、燃煤电厂烟气污染物近零排放工程实践分析20*年以来，神华集团提出了燃煤发电机组到达火电厂大气污染物排放标准(GB1322320*)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。研究说明，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。实践说明，燃煤机组实施近零排放改造,在技术上可行、经济上合理，

2、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，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局三部委也提出到20*年力争使电煤占煤炭消费比重提高到60%以上，并提出新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本到达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、50mgm3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(GB1322320*)规定，提出燃煤发电机组烟气污染物排放浓度到达燃气轮机组排放浓度限值的“近零排放”企业标准，

3、即在排放的烟气中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别低于5、35、50mgm3,如下表1所不O20*年以来，以神华集团为代表的企业陆续开展了燃煤机组近零排放技术改造，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20*年5月制定了煤电烟气污染物近零排放典型技术路线，如

4、图1所示。该典型技术路线中，采用低温省煤器技术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PM1O和PM2.5以及S03的排放浓度，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。在典型技术路线的根底上，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)一所不O技术路线1主要包括：炉内低氮燃烧+SCR脱硝+低

5、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、煤质要求更广泛，可实现更低的烟尘、S03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*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

6、行维护等因素，综合确定。按照上述技术路线，截至20*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%o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。2煤电近零排放分析监测研究方法2.1 仪器及测试方法本文以神华集团在京津冀辽区域的全部26台燃煤机组为对象，分析其排放特征。研究过程中，近零排放改造后排放指标值均为国家或地方环境监测单位的现场取样测试结果，测试方法及仪表如下表2所示，监测期间负荷稳定在85%以上；现场运行数据是依据电厂在线仪表读数，每小时取1个数据点，在

7、线监测仪表介绍如下表3所示。2.2 煤质情况论文所研究的26台燃煤机组的燃煤以神华煤为主，煤种及煤质情况如下表4所示。2.3 与讨论3.1煤电近零排放的改造效果表5列出了神华集团京津冀辽区域全部7个电厂26台燃煤机组的锅炉型号、改造内容及改造后的烟气污染物排放浓度等。其中，除绥中4号机组烟尘监测浓度为7.Imgm3外，其他25台燃煤机组改造后的烟尘排放浓度在0235mgm3之间，平均排放浓度为2.66mgm3;二氧化硫排放浓度最低时没有检出，最大值为18mgm3,平均排放浓度为.52mgm3;氮氧化物排放浓度在335mgm3之间，平均排放浓度为26.24mgm3o烟尘、二氧化硫和氮氧化物平均排

8、放浓度均低于燃气轮机组大气污染物排放浓度限值，减排效果显著。3.2煤电近零排放的运行排放分析神华集团京津冀辽区域的*电厂，其4台机组燃煤的煤种一样，并在20*年以来相继实施了近零排放改造，其中1、2、4号机组近零排放改造采用前面提到的技术路线1,但三者的湿式电除尘器有所区别，其中1号机组采用柔性极板湿式电除尘器，2、4号机组采用刚性极板湿式电除尘器。而3号机组近零排放改造采用无湿式电除尘器的技术路线2。图3给出了*电厂近零排放改造后不同负荷下每台机组烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放特征。由图可见，不同负荷范围内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放浓度基本上低于5、20、40mgm3o图3不同负荷下机组污

9、染物排放浓度随着运行中负荷增加，颗粒物基本稳定在一定的排放浓度范围内，二氧化硫有一定的增加趋势，而氮氧化物随负荷的变化并不明显。机组实际运行过程中，随着负荷的增加，燃煤量增加，污染物生成总量增加。尽管对除尘减排有作用的低温省煤器、静电除尘器和湿式电除尘的处理基本没有变化，但综合除尘效率已经很高，所以烟尘排放浓度变化不明显；二氧化硫的排放浓度有一定的增加，应该是其生成量增加导致的结果；对于氮氧化物，低负荷时SCR催化剂对应温度低，催化氧化转化效率低。随着负荷增加，烟气温度升高，能够在适合的温度窗口下发生反应，从而使氮氧化物排放浓度有所降低，这会抵消负荷增加引起燃料增加导致的氮氧化物浓度升高，所以

10、氮氧化物浓度变化不明显。图46以*电厂4号300MW机组、*电厂2号600MW机组、绥中电厂3号IOOOMW机组为例，比照了不同等级燃煤机组近零排放改造前后烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度的在线数据。图4不同等级机组烟尘排放浓度图5不同等级机组二氧化硫排放情况图6不同等级机组氮氧化物排放情况从图46可见，不同等级燃煤机组在近零排放改造后，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度都大幅下降。改造前,*电厂4号机组不同负荷下烟尘排放浓度一般在1020mgm3之间，*电厂2号机组不同负荷下烟尘排放浓度一般在1015mgm3之间，绥中电厂3号机组不同负荷下烟尘排放浓度一般在1025mgm3之间，且绥中电厂3号

11、机组不同负荷下排放浓度波动较大。近零排放改造后，烟尘排放浓度都有较大幅度的下降,*电厂4号机组、*电厂2号机组在1mgm3左右，绥中电厂3号机组排放浓度低于5mgm3,大多数工况下在2mgm3左右；*电厂4号机组、*电厂2号机组二氧化硫排放浓度在改造前基本在1040mgm3,绥中电厂3号机组略微偏高,改造后二氧化硫排放浓度基本维持在20mgm3以下；*电F4号机组、*电厂2号机组氮氧化物排放浓度在改造前在4080mgm3之间，绥中电厂3号机组氮氧化物排放浓度在改造前在3060mgm3之间，改造后3台机组氮氧化物排放浓度基本在40mgm3以下。改造前污染物排放随负荷波动较大，改造后波动幅度较小，

12、基本稳定在一个范围内。3.3煤电近零排放的成本分析选择不同等级燃煤机组分析其由达标排放到近零排放对运行电价的影响，以*电厂4号300MW机组、*电厂1号600MW机组、沧东电厂3号660MW机组、绥中电厂1号800MW机组、绥中电厂3号IOoOMW机组为例，按照年均利用小时为4000h测算，5台机组改造后分别增加运行电价(含税)1.125、1I2、1o6、1.068、0.542分/(kWh),详见表6所示。实际上，由于不同电厂、不同机组所采用技术路线一般有所不同，同时又牵涉到不同地区工程造价及招投标等因素，完全一致的经济性比照及评估并不容易。具体到本文研究的机组，*电厂4号机组、*电厂1号机组

13、和沧东电厂3号机组都新增了湿式电除尘，相应增加运行电价较多。绥中电厂的两台机组没有采用湿式电除尘，但1号机组新增了低氮燃烧，增加运行电价也较多。3.4煤电近零排放的环境效果以20*年数据为例，全国烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别为1740.8、1974.4、2078万吨,电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为98、620、620万吨，分别占全国排放总量的5.6%.31.4%和29.8%o20*年,我国煤电装机8.3亿千瓦，如果全部到达近零排放标准，则20*年烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量将仅为7.7、53.6、76.6万吨，分别仅占20*年全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量的7.8%

14、、8.7%、12.4%,减排比例分别到达92.2%.913%、87.6%,电力减排量占全国排放总量的比例分别为5.2%.28.7%.26.2%,煤电近零排放的环境效果显著，见表7o4结论本文总结了神华集团实施煤电近零排放改造以来所采用的技术路线、排放水平、运行特征、投入成本及环保效果等，主要结论如下：1）提出了煤电近零排放标准，制定了技术路线并开展了工程实践，对我国煤电的环保减排具有示范意义和推动作用。2）通过对典型近零排放燃煤机组的运行过程分析，不同负荷范围内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放浓度基本都低于5、35、50mgm3o3）根据神华集团京津冀辽区域不同等级燃煤机组的实际情况，按照年发电利用小时400Oh计算，由达标排放到近零排放增加运行电价（含税）0.512分/（kWh）。4）以20*年数据为例，全国煤电若全部实现近零排放，其烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别从98、620、620万吨减到7.7、53.6、76.6万吨,减排比例分别高达92.2%、91.3%、87.6%o5）实践证明，煤电实现近零排放在技术上可行、经济上合理、环境效果显著。来源中国电机工程学报王树民，刘吉臻