一种基于实测的超低排放燃煤电厂主要大气污染物排放特征与减排效果分析方法

   

  在环境保护、减排目标与发展需求的三重压力下．一些集团公司部署了燃煤电厂符合燃机排放标准的发展战略和科研攻关，“超低排放”、“近零排放应运而生。随后，部分省市在环境保护与减排目标的双重压力下．纷纷对燃煤电厂提出“满足燃机排放标准”的建设或改造要求。2014年9月，国家发展与改革委员会、环境保护部和国家能源局联合颁发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源[2014]2093号），对东、中和西部地区新建燃煤发电机组分别做出了“基本达到”、“原则上接近或达到”和“鼓励接近或达到”燃气机组排放限值的要求。

    为初步探索基于国家现有监测方法与标准的超低排放电厂主要炯气污染物实际排放情况，促进超低排放技术的健康、有序发展。本研究以我国东部沿海位于《重点区域大气污染防治—卜二五”规划>范围内重点控制区的某超低排放改造的燃煤电厂为研究对象，在不同煤质和不同机组运行负荷情况下，对主要烟气污染物的排放情况进行实测，据此分析超低排放燃煤电厂的大气污染物控制水平、排放特征与减排效益。

1  研究项目简介

1.1  测试燃煤电厂概况及超低排放改造

    测试电厂位于东部沿海地区，测试机组为2x1 000 MW超超临界燃煤机组（7、8号），原采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫，脱硫效率为95%。

  三室四电场静电除尘器除尘，除尘效率为99.65%．考虑脱硫系统50%的除尘效果，综合除尘效率可达到99.92%。低氮燃烧技术和SCR脱硝（2层催化剂），脱硝效率可达80%．机组于201 1年10月建成投运。为进一步降低烟气污染物排放浓度．2013年年初电厂进行了超低排放技术改造．以提升其主要环保设备的污染物脱除效率．具体改造情况如图l所示．

    (1)脱硝系统：优化调整低氮燃烧器，将锅炉出口NO，浓度控制在300 mg/m3以下，SCR脱硝系统增设1层SCR催化剂，脱硝效率提高至85%，其中8号机组以1层新型改性催化剂替代常规催化剂，以实现Hg的协同氧化从而提高Hg及其化合物的脱除效率。

    (2)除尘系统：增设管式GGH（两段式）将常规电除尘器改造为低低温电除尘器（设计入口烟气温度86℃），工频电源全部改造为高频电源，除尘效率提高至99.89%以上。并在脱硫系统后增设一电场湿式静电除尘器，除尘效率按70%计。

    (3)脱硫系统：新增1层托盘形成双层托盘、将喷淋系统改造为交互式喷淋层、增加备用循环泵，设计脱硫效率由95.00/0提高至98.4%。

    本工程主要烟气污染物设计排放目标如表1所示。改造于2014年6月通过72 h试验后完成。

  1.2研究目的

    基于国家现有监测方法与标准，通过实地测量对超低排放燃煤电厂改造技术环保性能进行全面详细评估，分析在不同煤种、不同机组负荷情况下，电厂所采取的超低排放工艺路线对烟气主要污染物的控制效果与排放水平．为优化系统稳定运行管理提供试验数据，为电厂的环境管理及技术监督管理提供技术依据，为火电行业超低排放技术的有序发展提供借鉴。

1.3仪器与方法

    为全面、系统地分析该电厂采用的“低氮燃烧技术和SCR脱硝+低低温静电除尘器+双层托盘脱硫塔+湿式静电除尘器”工艺路线组合的技术可行性。对烟气排放常规气态污染物（包括NOx、S02和Hg及其化合物）、颗粒物（烟尘及PM2.5）、非常规污染物（S03和液滴（主要含钙、镁离子））以及烟气排放参数（包括烟气流速、温度、压力、湿度、氧含量等）等多个监测项目开展了测试T作。各监测因子及采用的分析方法、仪器见表2。其中，除烟尘颗粒物在烟囱离地面45 m处测量以外（保证混合的均匀性），SCR系统出口NOx在装置出口监测，其余监测因子均在烟囱人口处测量。

    本次监测全部采用手动监测．不采用电厂CEMS数据。依据国家现有方法，S02和NOx的检出限均为3 mg/m3，测定下限为10 mg/m3和12 mg/m3。

1.4  实验煤种与检测工况

    (1)机组检测工况：100%和75%．最大波动幅度不超过5%。

    (2)监测时间：每台机组每种工况测试2天，2台机组测试时间共8天。每天08:00-20:00进行测试．08:00前将机组带到试验负荷．调整炉膛jL口氧量到试验需求氧量(2.5%)。

    (3)样品数量：每天各监测断面每个监测项目各取得4个有效样品或测试结果(气态污染物每个样品测量时间最小为5 min,颗粒物样品采样时间依据现场排放情况确定）。

    (4)煤质情况：7号机组使用校核煤种，8号机组使用设计煤种，每台炉燃用煤质基本不变、燃料配比不变．其煤质分析数据如表3所示。

2结果分析

2.1  超低排放燃煤电厂NOx排放特征分析

    测试的燃煤电厂经优化改造低氮燃烧器和SCR脱硝装置后，NOx排放浓度现场检测结果及脱硝效率如图2所示。检测期问7、8号机组共4

个烟气通道入口处的温度范围为3 10℃至320 ℃（平均314.88℃）；含湿量6.2%～6.8%(平均值为6.41%)；实测烟气量为2.59xl06 m3／m3/h~3.48xl0m3/h（平均值为2.94x1 06 m3/h）。测试环境参数总体稳定。

    从图2中可以看出，低氮燃烧器经优化后．不同工况负荷下．7号机组锅炉出口N0x在245～288 mg/m3,8号机组锅炉出口NOx控制浓度在229～283 mg/m3，满足改造设计的锅炉出口NOx控制在300 mg/m3以下的要求，、经过SCR装置脱硝后，7号机组炯囱人口NOx排放浓度在18.43～31.6mg/m3，脱除效率88.38%～92.79%。8号机组烟囱人口NO。排放浓度在18.56～34.0 mg/m3，脱除效率86.52%～93.08%。脱硝效率满足85%的设计要求。监测结果均在方法测定下限12 mg/m3以上。

    对烟囱入口处NOx排放浓度进行检测（如图3）．7号机组烟囱入口NO、排放浓度在11.23～35.4 mg/m3。8号机组烟囱入口N0x排放浓度在14.6~29.60mg/m3。烟囱入口处N0x排放浓度满足50 mg/m3的超低排放设计限值要求。

    此外,由于SCR出口处与烟囱入口处N0、浓度是同时开展监测，因烟气流动的滞后性．监测数据未能保持一致。

2.2  超低排放燃煤电厂S02排放特征分析

    测试燃煤电厂脱硫塔经超低排放改造后，SO2排放浓度现场检测结果及脱硫效率如图4所示，由于该电厂脱硫塔出口与湿式静电除尘器之问未设置检测孔位，故无法对湿法脱硫系统脱硫能力进行独立评价。

    从图4中可以看出，电厂脱硫系统经超低排放改造后，不同工况负荷下．7号机组脱硫塔入口SO2浓度在1 451～1 614 mg/m3，出口SO2浓度在9.54～17.01 mg/m3，脱硫效率98.95%～99.34%。8号机组脱硫塔人口SO，浓度在830～978 mg/m3，出口SO，浓度在7.69～9.51 mg/m3，脱硫效率98.88%～99.18%。可以看出，脱硫系统入口SO，浓度在830～1 614 mg/m3波动时，出口SO，浓度均可以控制在20 mg/m3以下，具有一定的适应性，超低排放系统排放浓度满足35 mg/m3的超低排放设计限值要求。监测结果部分不满足方法测定下限12 mg/m3的要求，满足3 mg/m3的检测限要求。

2.3超低排放系统烟尘排放特征分析

    测试燃煤电厂的除尘系统经超低排放改造后．烟尘排放浓度监测结果及脱除效率如图5所示。

    从图5中可以看出，不同T况负荷下．7号机组脱硫塔人口烟尘浓度在5.95～13.99 mg/m，，脱硫塔和湿式电除尘器出口烟尘浓度在0.50～4.30m g/m3，除尘效率69.27%～95.27%。8号机组脱硫塔入口烟尘浓度在3.70～11.16 mg/m3，脱硫塔和湿式电除尘器出口炯尘浓度在l.10～9.30mg/m3，除尘效率28.94%～79.39%。8号机组对烟尘的控制效果优于7号机组。除1组数据超过超低排放5 mg/m3设计限值外，其余炯尘检测值均达到超低排放的5 mg/m3设计限值要求。分析原凶，一方面根据测试期间的工况，低低温电除尘器运行时入口温度约90℃．略高于设计温度86℃。另一方面．可能与低低温静电除尘器振打强度与频率有关．建议对低低温电除尘系统做进一步研究。

    由于在低浓度情况下现有测试方法的精度与准确性存在不稳定性，使得监测浓度的波动范围较大．也存在部分数据无法检出的困难。

2.4超低排放系统汞及其化合物排放特征分析

    测试燃煤电厂烟囱入口 Hg及其化合物的排放浓度现场检测结果及脱除效率如图6所示。

    从图6中可以看出，不同工况负荷下，7号机组SCR入口Hg及其化合物浓度在17.18～22.05μg/m，出口浓度在1.45～2.19 μg/m3，脱汞效率为88.620/0～91.560/0。采用了改性催化剂的8号机组SCR入口Hg及其化合物浓度在2.570～8.375 μg/m3,出口浓度在0.71～1.31 μgm3，脱汞效率48.930～91.52%。超低排放丁艺路线组合对烟气中的Hg具有一定的适应性，出口Hg及其化合物排放均在2.2 μg/m3以下，满足3μg/m3的超低排放设计限值要求。

    由于8号机组煤质中汞为22.1～85.6 ng/g，远低于7号机组煤质的汞192～278 ng/g，在进口浓度存在数量级差异的情况下，以去除效率评价改性催化剂对汞及其化合物的控制效果依据性不强，故改性催化剂对汞的控制效果尚需进一步研究。

2.5  超低排放系统PM2.5排放特征分析

    测试燃煤电厂的超低排放改造后PM2.5的排放浓度现场检测结果及脱除效率如图7所示。

    从图7巾可以看出，不同工况负荷下．7号机组脱硫塔入口烟气中PM2.5为1.313～2.071  mg/m3，出口PM2.5为0.287～0.294 mg/m3，脱除效率为78.13%～85.80%。8号机组脱硫塔入口PM2.5为1.358～1.469 mg/m3，  出口PM2.5为0.153～0.160 mg/m3,脱除效率为88.73%～89.11%。脱硫塔和湿式静电除尘器对PM2.5的综合脱除效率在78%以上，出口PM2.5浓度控制在0.3 mg/m3以下。

    对7号机组湿式静电除尘器进出口PM25浓度进行测量，结果表明：入口处PM2.5排放浓度在1.03～1.15 mg/m3，出口PM2.5排放浓度在0.28～0.32mg/m3，脱除效率73.4%～74.8%．满足湿电70%的超低排放设计限值要求，略低于85%的文献报道值。

2.6超低排放系统液滴排放特征分析

    液滴的排放与燃煤电厂“石膏雨”存在一定的关系．但曰前我国对液滴排放尚没有相关标准．此监测目的是考察脱硫系统对液滴的控制能力，、测试的燃煤电厂超低排放改造后炯气中液滴的排放浓度现场检测结果如图8所示。

    从图8中可以看出，不同工况负荷下，7号机组烟囱入口处液滴排放在4.20～27.60 mg/m3·8号机组脱硫塔入口液滴在2.80～9.10 mg/m3，均在30 mg/m3以下，控制效果总体较好。

2.7超低排放系统S03排放特征分析

    测试燃煤电厂的超低排放改造后SO3的排放浓度现场检测结果及脱除效率如图9所示

从图9中可以看出，不同工况负荷下,7号机组脱硫塔入口S03在10.24～11.19mg/m3，出口S03在2.92～3.15 mg/m'3，脱除效率69.30%～73.90%。8号机组脱硫塔入口SO，在7.73～9.93 mg/m3，出口so3在2.40～3.39 mg/m3，脱除效率65.90%～68.90%。烟囱入口处的SO3排放满足5 mg/m3的超低排放设计限值要求，脱除效率大于65%。

2.8减排效益分析

    通过搜集电厂超低排放改造前后同期的DCS数据，即工况烟气量、烟温、氧含量及排放浓度等参数，分析燃煤电厂S02、NOx和烟尘浓度的排绩效与排放量变化情况，以及改造前后单位污染物治理成本，具体如表4和表5所示，

    从表4和表5可以看出，该燃煤电厂S02、NOx和烟尘的排放量分别由超低排放改造前的1 965 t/a、2 627 t/a和1 026.5 t/a降低至815  t/a、831 t/a和79.45 t/a,降幅分别为58.5%、68.4%和92.3%．超低排放改造对主要烟气污染物的减排效果明显。但S02、NOx和烟尘单位治理成本分别由改造前的1 823元/t、9 872元／t和55元／t增加至2 319元／t、14 092元／t和1 17元／t．增幅分别为27%、28%和113%．超低排放改造后的治理成本有较显著升高，经初步核算．改造后多脱除的污染物平均成本为30元/kg，高于二氧化硫、氮氧化物全社会平均成本1.26元/kg。根据该电厂超低排放的投资成本和运行成本预估．单位电量所增加的成本近0.02兀1( kW．h)，虽然发电成本有所增加，成本将达到0.48兀／(kW · h)，但远低于浙江省天然气发电的0.904元／(kW ·h)、风电的0.8元／(kW·h)、太阳能发电的1元／(kW -h)。因此在目前环境容量和用电需求的矛盾中，相较而言，通过超低排放实现火力发电的清洁化仍然是“性价比”最高的选择。

3结论

    (1)测试电厂采用“低氮燃烧技术和SCR脱硝+低低温静电除尘器+双层托盘脱硫塔+湿式静电除尘器”超低排放工艺路线组合．在燃用硫分不高于0.75%、灰分不高于16.2%、低位热量不低于21.87 MJ/kg燃煤情况下，75%和100%负荷的工况，按照小时均值的评判方法，除监测期间1组炯尘样品监测值超过超低排放设计排放限值外，其他的烟尘、S02、NOx和Hg及其化合物排放浓度均满足工程提出的超低排放设计限值要求。改造工程工艺技术路线合理，证明了燃煤电站锅炉实现超低排放的技术可行性。

    (2)测试电厂主要烟气污染物排放浓度均满足《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014-

2020年)》提出的NOx50 mg/m3、S02 35 mg/m3和烟尘10 mg/m3超低排放限值要求。

    (3)测试电厂PM2.5排放浓度均在0.3 mg/m3以下，湿式静电除尘器对PM2.5的脱除效率在70%以卜。S03排放浓度控制在3.5 mg/m3以下，系统对sox的脱除效率大于65%。液滴的控制浓度在2.80～27.6 mg/m3。

    (4)燃煤电厂超低排放改造后S02、N0x和烟尘年排放量降幅分别为58.5%、68.4%和92.3%，降幅较为显著，超低排放技术的应用有利于电厂的污染物减排，但改造后单位污染物的治理成本显著增加，so2、NOx和烟尘单位治理成本增幅分别为27%、28%和113%。

(5)《固定污染源排气中的颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T 16157-1996)巾的部分规定可能无法满足超低排放条件下烟气中颗粒物的监测要求．建议相关部门加快娴气污染物低浓度监测技术方法的制定及监测设备的研发进度，出台针对超低排放浓度下烟气污染物监测技术规范。

4摘要：以中国东部沿海位于《重点区域大气污染防治“十二五”规划》重点控制区的某采用“低氮燃烧+SCR+低低温静电除尘+湿法脱硫+湿式静电除尘”超低排放改造的燃煤电厂为研究对象，初步探索基于国家现有监测方法与标准的超低排放电厂主要烟气污染物的排放特征与环境效益。监测结果表明：在燃用硫分不高于0.75%、灰分不高于16.2qo、低位发热量不低于21.87 MJ/kg燃煤情况下，按照小时均值的评判方法，在75%和100%负荷工况，受检燃煤电厂总排口N0x、S02、炯尘和Hg及其化合物最大排放浓度分别为35.44 mg／m3、17.11 mg/m3、9.30 mg/m3和2.19 μg/m，，满足超低排放相关要求。S03. PM2.5和液滴排放浓度分别控制在3.5mg/m，、0.3 mg/m3和27.6 mg/m3以下，湿式静电除尘对PM2.5的脱除效率大于70%；超低排放有利于燃煤电厂污染物减排，但改造后污染物单位治理成本显著增大。另外，现有烟气污染物监测方法无法很好地满足低浓度条件下监测要求，建议相关部门尽快出台针对燃煤超低排放的污染物监测技术规范。