吕敬友，徐 嵘，陆 云

(1.国网上海市电力公司电力科学研究院，上海 200437；2.上海上电漕泾发电有限公司，上海 201507；3.上海吴泾第二发电有限责任公司，上海 200241)

应对超低排放上海火电环保设施协同改造的研究与实践

吕敬友1，徐 嵘2，陆 云3

(1.国网上海市电力公司电力科学研究院，上海 200437；2.上海上电漕泾发电有限公司，上海 201507；3.上海吴泾第二发电有限责任公司，上海 200241)

介绍了上海火电控制燃煤机组建设、节能降耗、“强馈入、弱开机”、控制燃煤质量等措施从源头上降低了污染排放，分析了采用先进的环保技术和治理设备所取得显著的环保效果，阐述了环保排放状况和各类机组污染排放特性，并列举了燃煤电厂对烟气污染控制设备进行协同改造的成功案例，可为其他机组的超低排放改造提供依据和借鉴。

环保设施；超低排放改造；火力发电

2014年9月23日，国家有关部委联合印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020)》，提出了火电的节能减排和污染物超低浓度排放(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/m3)，达到燃气轮机组排放限值,并将超低排放列入今年总理的政府工作报告。上海2015年启动第六轮环保三年行动计划，安排8个专项232个项目，预计总投入约1 000亿元。其中,燃煤电厂PM2.5排放作为重要的控制指标之一。根据计划安排，上海600 MW及以上燃煤机组在2016年9月执行超低排放，300 MW及以下燃煤机组在2017年9月执行超低排放。上海火电将面临新一轮环保压力。

1 上海火电发展和环保状况

1.1 上海火电装机容量、发电量和能耗

2015年纳入国网上海电科院技术监督范围的火电机组容量为20 742 MW，其中燃煤机组15 018 MW，燃气机组5 110 MW，燃油机组614 MW。图1、2分别为按容量等级和发电集团机组组成。

图1 各机组等级装机容量组成情况

图2 各发电集团公司装机容量组成情况

2015年上海火电发电量为761.6亿kWh，同比下降1.98%；燃煤量为2 923.1万t，同比下降5.3%。图3给出2007年至2015年上海火力发电厂装机容量、发电量、燃煤量的变化情况。燃煤量的降幅略低于发电量，反映了燃煤质量有所提高。

图3 上海火力发电厂装机容量、发电量、燃煤量的变化情况

1.2 从源头上控制污染物排放

1.2.1 强馈入、弱开机

根据《上海市能源发展“十二五”规划》要求，上海市煤炭消费要由2010年的49.2%下降到2015年的40%左右。为促进节能减排战略，上海电网通过特高压/超高压直流输电通道最大程度消纳西南水电，减小内部机组开机及出力，从而大幅降低火电燃料消耗及污染物排放。强馈入：2014年7月11日上海受电规模1 250万kW，受电比例54%；弱开机：2014年7月11日上海主力燃煤机组开机仅11台。上海电网这种“强馈入、弱开机”状态大于50%受电比例的时间每年超过6个月，并且将成为新常态。利用外来绿色发电有利于减少污染排放，但也带来了燃煤机组停运的压力。

1.2.2 控制燃煤机组建设

近几年，上海停建了燃煤机组，新增用电除区外来电外，主要是建设燃气机组，新建的4家燃气电厂装机容量达5110 MW，另外崇明燃机2×424 MW机组也已建成即将投运。

1.2.3 控制燃煤质量

上海火电厂燃煤严格控制煤质量，燃煤平均硫分基本上控制0.6%以下，燃煤平均灰分逐年下降，煤质数据见表1。

表1 燃煤质量分析

燃烧低硫和低灰煤，从源头上降低了污染物的排放，但继续降低的潜力非常有限。

1.3 上海火电厂污染物排放分析

1.3.1 污染物排放总量分析

2015年上海火电厂烟尘排放量为0.45万t，同比降低25.7%；SO2排放量为1.40万t，同比降低25.1%，NOx排放量为1.87万t，大幅降低了46.1%。2007～2015年烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放趋势如图4所示。

图4 2007～2015年烟气污染物排放趋势

上海电厂2008年开始建脱硫装置，SO2在2009年开始大幅下降，2014年全部机组完成脱硫改造。脱硝装置于2010年开始建设，至2015年99.8%以上的机组容量完成脱硝改造。2015年上海燃煤机组41台，配备布袋除尘器的锅炉17台，配备高效电除尘器的锅炉24台。这些脱硫、脱硝、除尘装置建成使污染物大幅降低，但要进一步降低来达到超低排放还需进行综合改造。

1.3.2 污染物排放率分析

2015年上海火电厂烟尘、SO2、NOx污染物排放率分别为0.06、0.18、0.25g/kWh。同比分别下降了23.1%、23.4%和45.6%。排污率处于国内外领先水平。

1.3.3 各等级机组污染物排放分析

按照小于300 MW、300 MW等级、600 MW等级、1 000 MW等级及燃气燃油机组划分，各机组等级烟气污染物排放情况列于表2。

表2 各机组等级的单位发电量污染物排放率 g/kWh

由表2可知，小于300 MW机组平均污染物排放率大大超过其他级别的机组。随着单机容量的增大，机组污染物排放率下降，1 000 MW等级机组的污染物排放率最小。其原因主要是大机组发电效率高、煤耗低、配备的污染物去除装置较为齐全、效率较高。特别是1 000 MW等级机组的污染物排放率将接近燃气燃油机组。

2 应对超低排放火电环保设施的协同改造方案

为达到超低排放，部分燃煤机组已进行环保设施改造研究和实施，较有代表性的改造案例如下。

2.1 增加湿式电除尘器为主的协同改造

电厂A建有2×1 000 MW超超临界机组，同步建设脱硫、脱硝和电除尘器。电除尘器保证效率为≥99.80%。为达到超低排放和治理“石膏雨”，改造工程采用湿式电除尘器(除尘效率75%)和低氮燃烧技术(不大于240 g/Nm3)、高效脱硫技术(不低于98%)、SCR脱硝系统、管式MGGH技术。

2.1.1 增加湿式电除尘器

湿式电除尘器技术来源是引进日本三菱重工大型燃煤电站湿式电除尘技术，设置在脱硫出口至烟囱，其主要技术参数见表3。

表3 湿式电除尘器主要技术参数

2.1.2 增设管式MGGH

机组增设1套无泄漏式烟气换热器(MGGH)设备。MGGH系统包括一级烟气冷却器、二级烟气冷却器、烟气加热器、热媒补给系统和热媒辅助加热系统。THA工况下，72℃水经循环泵后依次进入一级烟气冷却器和二级烟气冷却器，水温提升至96.5℃，之后进入烟气加热器，水温从96.5℃降低至72℃。从湿式除尘器出来的烟气从48℃提升至80℃左右进入烟囱排放。其结构与性能参数见表4。

表4 烟气加热器结构与性能参数

2.1.3 脱硫改造

机组增加塔外浆液箱，原吸收塔浆池高度不变。吸收塔顶部改为锥形顶盖样式。在原有喷淋层和除雾器之间增加4m，作为增加第五层喷淋层和新增一级屋脊式除雾器。吸收塔内部加装一层双相整流装置，在第二、三层喷淋层下方各加装一层壁环。在第一层喷淋层下方增加一套双相整流装置和壁环，可以提高脱硫效率15%以上。增加一级屋脊式除雾器，改造后保证吸收塔出口雾滴50 mg/Nm3以下，雾滴含固率低于15%。

2.1.4 改造效果

2015年完成改造，改造前后的性能试验结果见表5。

表5 改造前后污染物排放指标比较

由表5可知，改造后达到超低排放标准，由于污染物排放浓度降低，雾滴大幅降低以及烟温提高，出口无烟色。

2.2 脱硫吸收塔内管束式除尘器改造为主的协同改造

电厂B装机容量为2×600 MW，2015年12月完成一台机组超低排放改造，主要进行了高频电源、脱硫吸收塔内管束式除尘器改造和抬高脱硫塔高度。并进行了MGGH的改造。

2.2.1 高频电源改造

将原有双室四电场工频电源改装高频脉冲电源。改造前后效果见表6。

表6 改造前后电除尘效率及排放浓度对比

2.2.2 脱硫吸收塔内管束式除尘器改造

管束式除尘器的使用环境是含有大量液滴的50℃饱和净烟气，除尘主要是脱除浆液液滴和尘颗粒。大量的细小液滴与颗粒在高速运动条件下碰撞机率大幅增加，易于凝聚成为大颗粒，从而实现从气相的分离。

气体旋转流速越大，离心分离效果越佳，捕悉液滴量越大，形成的液膜厚度越大，运行阻力越大，越容易发生二次雾滴的生成。因此采用了多级分离器，分别在不同流速下对雾滴进行脱除，保证较低运行阻力下的高效除尘效果。

2.2.3 脱硫吸收塔改造

脱硫系统完成了增容改造，吸收塔加高2 m，增装一层喷淋层，喷淋层达到4用1备，保证SO2排放浓度达到35 mg/m3以下。

2.2.4 增设管式MGGH

MGGH系统主要是利用闭式循环的热媒水从烟气冷却器处吸收热量后在烟气加热器处放出热量。烟气冷却器处烟气温度从140℃降至90℃，烟气加热器处烟气温度从50℃升至80℃。在烟气冷却器放出热量多余的情况下，多余的热量通过凝结水加热器去加热汽机凝结水；在烟气冷却器放出热量不足的情况下，不足的热量通过辅助蒸汽加热器加热热媒水提供。烟气冷却器换热管采用H型鳍片椭圆管。

2.2.5 改造效果

管束式除尘装置设计除尘效率为80%，静电除尘器处理过的含尘量低于25 mg/Nm3时，经过管束式除尘器后，烟尘排放浓度<5 mg/Nm3，达到燃机排放标准，改造效果见表7。

表7 改造前后污染物排放指标比较

由表7可知，改造后达到超低排放标准，“石膏雨”基本消除。

3 结语

上海火电厂通过停建燃煤机组，采用“强馈入、弱开机”机组，建设燃气机组，控制燃煤质量，建设先进、高效的环保设施，使得SO2、NOx和烟尘三种污染物排放总量从2010年的21.3万t降至2015年的3.7万t，降幅为82.5%。随着超低排放政策的出台，上海火电将面临新一轮的大规模环保改造。目前部分机组已完成环保设施改造达到超低排放的要求，可为其它机组的改造提供借鉴。在上海燃煤机组全部通过环保超低排放改造后，可使烟气三种主要污染物排放总量再降30%～40%，可为缓解上海的雾霾作出贡献。

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(本文编辑：赵艳粉)

电力简讯

国家能源局印发《生物质能发展"十三五"规划》

12月5日，国家能源局印发了《生物质能发展“十三五”规划》，对我国生物质能可再生能源发展作出具体规划，提出到2020年，生物质能基本实现商业化和规模化利用，生物质能产业新增投资约1960亿元。据悉，生物质能是重要的可再生能源，具有绿色、低碳、清洁、可再生等特点。加快生物质能开发利用，是推进能源生产和消费革命的重要内容，是改善环境质量、发展循环经济的重要任务。《规划》提出，预计到2020年，生物质能合计可替代化石能源总量约5 800万吨，年减排二氧化碳约1.5亿吨，减少粉尘排放约5 200万吨，减少二氧化硫排放约140万吨，减少氮氧化物排放约44万吨。从生物质能乃至可再生能源整体占比情况来看，《规划》更多作用在于前瞻性布局和战略卡位，短期内对能源结构的优化比较有限。与传统能源行业相比，生物质能具有可再生、污染低、分布广等特性。从全球外部环境约束以及我国可持续发展内在诉求两方面来看，生物质能发展符合未来能源行业的发展方向。从我国能源结构和发展环境来看，中长期我国生物质能发展前景广阔。一是我国生物质能资源非常丰富，农作物秸秆、农业加工剩余物、林业木质剩余物资源量超过7.5亿吨可作能源使用；二是随着碳化等技术的不断突破，原料成本将不断降低，大规模商业化逐步成为现实。总的来看，生物质能有望成为继煤炭、石油、天然气之后的又一大能源，是未来一个重要发展方向。此外，《规划》的出台，将带动生物质能相关技术和设备领域的投资，相关的绿色金融工具也会逐步进入。

(本刊讯)

ResearchandApplicationofShanghaiThermalPowerPlantsEnvironmentalProtectionFacilitiesCooperativeReformtoMeetUltra-LowEmission

LVJing-you1,XURong2,LUYun3

(1.StateGridElectricPowerResearchInstitute,SMEPC,Shanghai200437,China; 2.ShanghaiShangdianCaojingPowerGenerationCo.,Ltd.,Shanghai201507,China; 3.ShanghaiWujingNo. 2PowerGenerationCo.,Ltd.,Shanghai200241,China)

MeasuresforShanghaithermalpowerplantstocontrolcoal-firedpowerunitdevelopment,energysavingandconsumptionreduction, "SubstantialPowerImportandRestrictedDispatchableGeneration",andcoalquality,havedecreasedpollutantemissionfromsources.Thispaperanalyzestheobviousenvironmentalprotectioneffectsbyapplyingadvancedenvironmentalprotectiontechnologyandfluegastreatmentdevices.Italsodescribespollutantemissionsituationandalltypesofunitspollutantemissioncharacteristics.Successfulcasesofthefluegasmulti-pollutantco-benefitcontrolreformarelisted.Thisresearchcanprovidethebasisandreferenceforultra-lowemissionreformofothergeneratingunits.

environmentalprotectionfacilities；ultra-lowemissionreform；researchandapplication

10.11973/dlyny201606020

吕敬友(1957)，男，硕士，高级工程师，长期从事电力环境保护研究工作。

TM611;X

B

2095-1256(2016)06-0757-05

2016-08-11