竺浩炜，王 刚

（1.浙江越华能源检测有限公司，浙江 宁波 315200；2.浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 温州 325609）

传统电力行业的环保核心发展方向在于控制和降低燃煤电厂的烟气污染物的排放量。尽管300 MW及以上的大型燃煤电厂均已采取了脱硝、除尘、脱硫等烟气处理设施，但在庞大的用煤量和日趋紧张的环境容量束缚下，环保部门依然对燃煤电厂的污染物排放进行严格控制管理，根据国家和浙江省的有关文件的要求，浙江省的部分火电厂于2014年率先开展了以达到GB 13223—2011标准中燃气轮机的排放限值为目标的烟气超低排放改造项目，即二氧化硫排放、氮氧化物、烟尘排放浓度（6%氧量下）分别不超过35 mg/m3、50 mg/m3、5 mg/m3。

1 600 MW燃煤机组超低排放改造情况

1.1 改造简介

浙能乐清电厂#1机组是浙江省内首批进行烟气超低排放改造的600 MW等级的超临界燃煤机组，于2014-12投产，通过脱硝、脱硫提效，低低温电除尘改造并增设湿式静电除尘器来实现烟气超低排放，其余3台机组分别于2015年、2016年实现烟气超低排放。

1.2 改造内容

采用催化剂加层提升SCR装置的脱硝效率，催化剂布置3层，新加1层催化剂体积为181.3 m3，合计为535.11 m3，并新加装10个声波吹灰器。

脱硫吸收塔内部原二、三层喷淋层改为交互式喷淋系统，第一层喷淋拆除后新增一层均流增效板和支撑梁，与原有的一层均流增效板构成双均流增效板系统，同时，安装吸收塔增效装置，新增加1台吸收塔浆液循环泵，流量8163 m3/h，扬程25.8 m，电机功率1000 kW，变成4台浆液再循环泵，设计脱硫效率从原先95%达到98%以上。

干式电除尘改造：采用水媒管式烟气换热器（GGH）代替回转式换热器，降温段布置在电除尘入口，使得其变为低低温电除尘器，加热段布置在湿式电除尘之后，升温至80℃后通过烟囱排放。两级换热器之间的换热通过闭式循环的热媒水实现，通过热媒增压泵驱动，为了保证烟气的排烟温度，管式GGH系统增设热媒辅助加热系统。热媒辅助加热介质采用辅助蒸汽，辅助蒸汽从各机组辅汽联箱引接，蒸汽冷凝水进入锅炉疏水扩容器。

脱硫吸收塔之后增设双室两电场卧式湿式电除尘器，每台机组合计8个电场小室，设计除尘效率为85%，可以有效去除烟气中的烟尘微粒、PM2.5、SO3微液滴、汞及烟气中携带的脱硫石膏雾滴等污染物，尤其是消除气溶胶、蓝色烟羽等现象较为明显。其出口安装了水平烟道除雾器，以降低进入管式GGH烟气加热器的烟气雾滴含量，降低了烟气对管式GGH加热器的腐蚀。

1.3 污染物排放指标变化

烟气超低排放改造前后的脱硫、脱硝效率和污染物排放浓度有了明显的变化，如图1和图2所示。

从图1和图2可知，主要污染物排放指标均能长期稳定在标准值要求以内，使燃煤机组真正达到，并优于天然气燃气轮机的排放水平。

随着环保电价、超低排放电价补贴考核细则的明确，乐清电厂从实现经济效益和履行社会责任角度出发，不仅进一步提升了环保设备的精细化运行和维护管理，也在深度调峰期间提高了脱硝投运率，优化了脱硝投撤温度控制逻辑，放低了投撤的烟温门槛，延长了脱硝运行时间；2016年在#1机锅炉增设了省煤器给水旁路，提高了脱硝设施在低负荷运行时的烟气温度，并对#1机两层脱硝催化剂进行了再生工作，提高了反应活性。通过以上措施，脱硝投运率从改造前的95%提升到了99%.

2 脱硫系统的物耗变化情况

脱硫系统主要运行原理示意图如图3所示，从运行数据看，脱硫系统中的耗水量和石灰石消耗量发生了变化。

2.1 脱硫工艺水消耗量

脱硫工艺水用于石灰石制浆，除雾器、设备冷却用水，湿式电除尘器的排水已经被应用在循环系统中，主要产生水耗的部分为烟气携带液滴和水分蒸发、废水排放、石膏携带水等。乐清电厂#1和#2机组的脱硫工艺水耗量为公用，2014年，脱硫工艺水耗量为7976 t/亿千瓦时，经改造后，2015年的脱硫工艺水耗量（含湿电用水）降为6991 t/亿千瓦时。

经分析，总结原因有以下3点：①增加了湿电后的烟道除雾器，相应降低烟气所携带的滴液浓度，降低了水耗；②干式静电除尘器改成低低温电除尘后，脱硫吸收塔前的烟气温度降低后，烟气量减少，减少了吸收塔水耗；③湿式电除尘的废水澄清系统排水排至脱硫吸收塔中，降低了吸收塔的补水量。

2.2 石灰石消耗量变化情况

2014年、2015年#1机入炉煤硫份均为0.42%，入口烟气量与耗煤量有关，2015年耗煤量约为2014年耗煤量的1.07倍，2014年脱硫效率为94.29%，2015年脱硫效率为98.87%，2014年#1机单位电量石灰石用量为448.8 t/亿千瓦时，烟气超低排放改造后，石灰石用量为改造前的1.16倍，达到518.9 t/亿千瓦时。

2.3 电除尘系统的能耗情况

以2017-01—2017-09电除尘耗电量统计数据为例说明，烟气超低排放改造后各台机组电除尘系统增加了湿式电除尘器的耗电量约为干式电除尘耗电量的55%，如图4所示。

3 脱硝系统的物耗及能耗情况

3.1 能耗变化情况

脱硝系统的稀释风机在单台运行模式下，日耗电量约为264 kW·h，每台机组月耗电量约为8000 kW·h；氨区耗电量折算到每台机组月耗电量约为2000 kW·h。此外，增加了空压机与自动控制设备用电等，每台机组月耗电量约2000～2500 kW·h；每台机组的风机年耗电量随锅炉风烟系统阻力增加而增加，估算为1×105kW·h；脱硝系统年增加的厂用电量约为0.07%.

3.2 物耗变化情况

脱硝的物耗为液氨消耗和催化剂更换，烟气超低排放改造后，NOX排放浓度日常控制在35 mg/Nm3左右，催化剂用量、液氨消耗量增加，催化剂使用寿命一般为2.7年，为了保持活性和降低氨逃逸浓度，催化剂的再生频次会增加。

3.2.1 催化剂再生和增加的情况

#1机组于2016-03再生两层催化剂，合计353.81 m3，2014年烟气超低排放改造后增加一层催化剂，提高了再生和改造成本。

3.2.2 脱硝液氨增加的情况

烟气超低排放改造完毕后，脱硝喷氨量从效率控制逻辑变为按SCR出口NOX（6%氧量下）浓度控制逻辑，2014—2017年各机组的单位发电量所消耗的氨量如表1所示。

由此发现，各机组在烟气超低排放改造后，液氨使用量有着明显的增加，2017年各机组的平均值比2014年增加了3 t/亿千瓦时，增长了20.5%.

4 结束语

乐清电厂烟气超低排放改造后，脱硫、除尘和脱硝效率均有明显提升。虽然发改委、环保部和国家能源局三部委决定于2016-01-01起在环保电价补贴的基础上增加了超低排放电价，以鼓励和支持相关设施改造，补贴费用还是低于改造投入所花费的资金。长期来看，这样的改造有助于大气环境质量的提升，对于火电行业的发展也有着积极作用。国内已经有河南、河北、上海、山东、浙江和天津已经将超低排放写入地方标准，燃煤电厂应以积极的态度面对新的环保要求，要管理和维护好新增设备，保持长期稳定地达到超低排放的限值要求，提升低负荷段的脱硝投运率，从根本上提升环境质量，使循环经济得到长足的发展。

［1］ 王巍，别璇，杨远航，等.燃煤电厂超低排放控制设备改造前后物耗和能耗分析［J］.电力科学与工程，2017，33（01）：15-20.

［2］ 吕敬友，徐嵘，陆云.应对超低排放上海火电环保设施协同改造的研究与实践［J］.电力与能源，2016，37（06）：757-761.

［3］ 王家伟，安连锁，张永生，等.燃煤电厂超低排放改造前后汞污染排放特征［J］.环境科学研究，2017，30（05）：672-677.