水电之家讯：介绍了国内目前已实现“超低排放”的燃煤电厂的改造方案和改造效果。包括脱硝方面的低氯燃烧技术和宽负荷投运改造方案以及脱硫方面的增容改造方案、除尘方面的湿式电除尘技术和脱硫深度除尘技术，以期为我国燃煤电厂全面实施“超低排放”提供参考。
目前，燃煤烟气超低排放改造主要采取的方法是对现有的脱硝、除尘和脱硫系统进行提效，采高效协同脱除技术，使主要污染物排放浓度达到天燃气燃气轮机组的排放标准。
2014年9月，国家相关部门发布《煤电节能减排升级改造行动汁划(2014—2020年)》，要求：“东部地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限值，中部地区新建机纰原则上二接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值”。并明确：基准氧含量6%条件下，PM、SO、NOx排放浓度分别不岛于10mg/m、35mg/m、50mg/m’。随后，环保部《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》要求：原计划2020年完成的超低排放改造任务提前至2017年;改造范围由东部地区扩展到全国。
本义对已实现“超低排放”的4个电厂分别进仃介绍，并分析厂其改造技术和改造效果。
1上电漕泾电厂2号机组(1000MW)烟气超低排放项目
1.1改造措施
1.11脱硝改造
增加1层催化剂。原设计效率不低于80%，SCR反应器催化剂2+1设置;运行初期布置2层催化剂，20l3年增加第三层，实际运行脱硝效率不小于85%，氨逃逸高于2ppm。
宽负荷脱硝改造。在原锅炉给水管道中抽头形成一路省煤器旁路，在机组负荷低于480MW时.部分给水走旁路，以减少省煤器吸热量提岛蜕徜系统入口烟温，使烟温不小于320°C。脱硝系统保持低负荷工况下继续投运，确保锅炉NOx排放始终低于30mg/Nm3，优于50mg/Nm3燃机排放标准。
1.1.2脱硫除尘方案
脱硫增效措施。新增双相整流装，在第二、三层喷淋层下方各加装一层壁环;提高液气比维持原设计4层喷淋，第三、四层喷淋层扩容，循环泵流量由9400m3/h提高为13800m;气流分布优化;预留第五层喷淋层和循环泵位，应对对煤质变化
高效除雾措施。保留原二级屋脊式除雾器，增一级屋脊式除雾器;除雾器人口气流均布优化：改造吸收塔出口烟道，优化除雾器出口气流均布。
协同除尘措施。双向整流装慢化微细颗粒物洗涤与脱除;优化流场，提高除雾效果，降低浆液排放。
1.1.3增设湿式电除尘器
配置2台板式、卧式、湿式电除器。湿式电除尘采用连续冲洗方式，排污水回用至脱硫系统.设计除尘效率≥75%，PM2.5去除率≥75%;除尘器出口烟尘排放保证值≤4.5mg/Nm;多污染物协同控制方面，浆液滴去除率>75%、SO3去除率牢≥60%、Hg、CPM协同脱除。
1.2运行效果
漕泾电厂2号机组烟气沽净排放示范工程项目于2014年6月l5日开工，9月12日停机，停机70d，于11月19日竣工，历时158d，投运后满负荷工况运行数据为：粉尘1.49mg/Nm3;SO2浓度8mg/Nm3;氮氧化物22mg/Nm3;PM2.5颗粒物0.45mg/Nm3;三氧化硫2.08mg/Nm3;总汞1.35mg/Nm3。
2北仑电厂7号机组(1000MW)超低排放改造
2.1改造措施、
脱硫改造。采用单塔双循环技术，异地重新立塔，脱硫效率提高到99.5%以上，SO：排放浓度达到10mg/Nm3左右。
脱硝改造。通过低氮燃烧器改造+脱硝催化剂增加备用层催化剂，使效率提高到87%，NO排放浓度小于40mg/Nm3。
除尘改造。增设竖流式湿式电除尘器，进一步脱除细颗粒烟尘80%以上，出口烟尘浓度小于4mg/Nm3。同步有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO，酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等。
通过一系列系统优化措施，改造后在THA工况下，烟风系统阻力只增加310Pa，引风机在改造后能耗只增加650kW，超低排放改造后机组能耗只增加2900kW。
2.2改造效果
改造前脱硫出15烟尘浓度为22～29mg/Nm3。;出15SO2浓度为8O～100mg/Nm3。脱硝出口NOx排放浓度为70~130mg/Nm3;改造前烟尘、SO2、NO排放均不能达到燃机排放限值。
改造后7号机组排放出的每标立方米烟气中的二氧化硫、氮氧化物、烟尘含量分别为3.1mg、44.1mg、2.3mg。
3定洲电厂二期2~660MW超临界空冷机组近零排放改造
3.1改造方案
宽负荷脱硝改造。将脱硝装置SCR人口省煤器拆除27%移至SCR出口，提高低负荷SCR入口温度，满足活性要求。
低温省煤器改造。利用烟气余热加热凝结水，提升电除尘的脱尘能力，同时具有节能效果。
电除尘三相电源改造。电除尘电源电压由6万伏提升到8万伏，增强电除尘器脱尘能力。
脱硫系统提效改造。加一层喷淋层，除雾器升级，提升效率到98.5%以上。
加装湿式除尘器强化除尘，深度脱除PM2.5、PM10等污染物;利用净烟气烟道、湿烟囱冷凝液收集技术，回收湿烟囱中排放的烟气水滴。
3.2改造效果
定电公司3号机组历时79d完成“近零排放”改造;4号机组历时70d完成“近零排放”改造。改造后粉尘排放浓度<3mg/Nm;二氧化硫排放浓度<10mg/Nm3。;氮氧化物排放浓度<20mg/Nm3。
4华能长兴电厂2台660MW高效超超临界燃煤机组超低排放改造
4.1改造方案
新增脱硝系统。采用二层催化剂的SCR系统;锅炉省煤器分级改造;采用液氨降压供应站;锅炉空预器防腐改造。
脱硫系统改造。脱硫塔内增至5层喷淋层;取消烟气旁路;取消增压风机;增设石灰粉的浆液增强系统;保留GGH，改造其密封系统。
新增湿式电除尘系统。在脱硫塔净烟气出口增设湿式电除尘系统;配套增加除尘喷淋循环系统;配套增加加碱系统。
锅炉风烟系统改造。引风机扩容改造;原有电除尘强度加固;炉后尾部烟道防腐范围扩大。
4.2改造效果
工程20l3年3月20日开工建设，2014年l2月17日、29日两台机组分别通过168h试运，投入商业运行。基于烟气协同处理技术路线的超净排放系统也实现了同步投运。脱硫设计效率：≥98.8%;二氧化硫排放浓度：≤35rrlglm;脱硝设计效率：≥87%;氮氧化物排放浓度：≤50mg/rn;湿式除尘效率：>I70%;烟尘排放浓度：≤5mg/m。
5结论
目前，国内相关环保企业通过自主研发、技术引进等方式，基本掌握了超低排放技术的核心技术，并已示范应用证明技术可行，但目前超低排放技术示范工程运行时间尚短，可靠性将在运行中进一步验证。
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