圍繞某600MWW型火焰機組超低排放改造項目的實際開展情況，對現階段主流的超低排放改造技術進行了分析比較，簡要論證了該機組采用的超低排放技術的可行性和實施有效性；結合項目工程實施的過程，對超低排放改造的相關注意事項進行了闡述。

隨著國家節能減排工作的不斷深入，火力發電廠的煙氣排放標準也相應提高，2014年9月，國家發改委、環保部、國家能源局聯合發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》，文件要求，到2020年，東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。

2016年4月，湖南省環保廳、湖南省發改委、湖南省經信委、湖南能源局聯合發布《湖南省全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，文件要求，到2018年底，湖南省所有具備改造條件的現役燃煤發電機組實現超低排放（即在基準含氧6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。大唐華銀金竹山火力發電分公司3號機組（1×600MW）位于非國家大氣聯防聯控重點區域，且機組鍋爐類型為W型火焰爐，但為積極響應國家節能減排號召，經多方技術調研，于2016年5月開始實施超低排放改造項目技術研究。

本文針對目前的超低排放改造技術進行了分析比較，同時結合金竹山3號機組超低排放改造項目，就600MWW火焰鍋爐機組的超低排放改造進行了研究。超低排放技術即將煙塵、二氧化硫、氮氧化物等多種污染物協同脫除集成技術，超低排放就是要將燃煤電廠排放限制在標準限值之內。

燃煤電廠超低排放技術路線主要包括：

1脫硫改造技術

燃煤發電機組脫硫多采用石灰石—石膏濕法脫硫技術，高效的濕法脫硫技術主要包括單塔單循環、單塔雙循環、雙塔雙循環等脫硫工藝，以上各種脫硫工藝設計脫硫效率均可超過98.5%，確保脫硫出口二氧化硫濃度小于35mg/m3。

1.1單塔單循環脫硫技術

單塔單循環脫硫技術是早期石灰石—石膏濕法脫硫系統應用最為廣泛的脫硫技術，單塔單脫硫技術也分為噴淋空塔和帶煙氣托盤裝置的噴淋塔技術。各種吸收塔的附屬系統設置也不盡相同，一般來說，吸收塔下部為漿液池，往上依次為煙氣入口區、煙氣均流裝置（若有）、噴淋層、除霧器等。

在超低排放改造項目中，該技術路線主要通過增加噴淋層和漿池高度來增加脫硫效率，單純的單塔單循環技術雖然減少了脫硫系統的占地面積，且系統相對簡單，但該技術路線要增加脫硫效率，其相應氧化風機的壓頭和漿液循環泵的揚程均需增大，將導致不能利用原有氧化風機和漿液循環泵電耗增加的問題。因此，在超低排放改造項目中，單純的單塔單循環技術路線基本不再沿用。

1.2單塔雙循環脫硫技術

單塔雙循環脫硫技術是在吸收塔內設置集液斗，同時設置塔外漿池。集液斗將噴淋空塔中二氧化硫的氧化和吸收進行分區，氧化和吸收塔自成循環。原煙氣進入吸收塔首先與吸收塔內噴淋的一級循環漿液（pH值低，為4.5～5.3）逆向接觸，吸收部分SO2，能夠保證脫硫劑的溶解吸收過程，并生成高品質的石膏。

1.3脫硫改造技術路線確定

3號機組原脫硫系統采用的是單塔單循環噴淋空塔技術，現場的脫硫場地也非常有限。相比較，3號機組脫硫系統超低排放改造更適合采用塔外漿池的單塔單循環技術路線，即將靠近吸收塔的事故漿液箱改造為塔外漿池，另行異地新增事故漿液箱。

吸收塔本體在原有三層噴淋的基礎上新增三層噴淋層，拆除原有兩層平板式除霧器，安裝三層屋脊式除霧器等。設計改造后的脫硫系統脫硫效率大于99.125%。

2除塵改造技術

燃煤電廠現有的除塵裝置主要為干式靜電除塵器或布袋除塵器，能保障煙氣中煙塵排放小于30mg/m3。超低排放改造項目中，基本采用在脫硫系統后或脫硫系統中增加除塵裝置的方案，以確保煙氣總排口的煙塵排放符合標準。

2.1濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器與干式靜電除塵器的原理基本類似，但系統的設置和主要部件的材料選擇有較大區別。相對于干式電除塵，濕電用沖洗水系統替代了振打系統，其陰陽極系統的材料也基本選用2205不銹鋼或更高等級的防腐型材料，能大幅度降低脫硫系統后的煙塵含量，是超低排放改造中最為有效的除塵技術路線，也是目前實施最為廣泛的一種除塵應用方式。

2.2高效除塵除霧裝置

高效除塵除霧裝置一般指管束式除霧器，又稱“湍流器”，主要應用于脫硫除塵一體化系統，起源于國電清新，現已有多家環保公司應用該裝置。

高效除塵除霧器裝置可布置在吸收塔內，相對于濕電除塵器，其占地面積和投資成本均大幅減少。該技術路線的應用也非常廣泛，但為保證除塵效率，部分發電公司硬性規定在脫硫系統入口煙塵含量大于20mg/m3時，必須采用濕式靜電除塵器的技術路線。

2.3除塵改造技術路線確定

3號機組使用的燃煤平均灰分高達36%，且原干式電除塵器未進行低低溫改造。因此，3號機組首選在脫硫系統后增設濕電裝置，以確保煙氣總排口的煙塵排放濃度小于10mg/m3。

3脫硝改造技術

脫硝改造是600MWW型火焰鍋爐機組超低排放改造的技術難點。3號機組設計為燃用無煙煤，無煙煤是劣質煤的一種，由于無煙煤的Vdaf≤10%，所以燃燒無煙煤有三難：著火難、穩燃難和燃盡難。同時，3號機組也是W型火焰鍋爐，其運行過程中由于衛燃的要求NOx排放量很高，大多數情況下在1000mg/Nm3或更高。為實現超低排放目標，基本所有燃煤電廠都會進行低氮燃燒改造，部分電廠則采用低氮+SNCR+SCR聯合脫硝的方法。

3.1選擇性還原催化法（SCR）

選擇性還原催化法（SCR）是指在催化劑作用下，向280～420℃的煙氣中噴入氨，將NOx還原成N2和H2O，其脫除效率可達90%以上，是目前應用最多的脫硝技術。

催化劑是脫硝SCR系統的核心，催化劑可分為板式和蜂窩式，板式催化劑主要應用在灰分含量高的脫硝裝置中。

3.2非選擇性還原催化法（SNCR）

非選擇性還原催化法（SNCR）是指無催化劑的條件下，在適合脫硝反應的“溫度窗口（850～1200℃）”內噴入還原劑（尿素溶液或氨水），將煙氣中的氮氧化物有選擇性地還原為氮氣和水。

根據3號機組為大型W型火焰機組的特性，主要進行了SNCR區域模型模擬、爐內噴槍位置選擇及還原劑噴射場數值模擬等工作。

3.3脫硝改造技術路線確定

3號機組為燃用劣質無煙煤的W型火焰600MW機組，其鍋爐的特性導致其燃燒產生的氮氧化物濃度高達1500mg/m3左右，即使進行低氮改造，其燃燒產生的氮氧化物仍維持在較高水平。最終，3號機組確定采用低氮+SNCR（氨水法）+SCR（3+0層催化劑）的技術路線，以實現氮氧化物的超低排放目標。

4超低排放改造實施中的相關注意事項

（1）超低排放改造的技術路線紛繁復雜，必須充分結合實際系統的現狀，選擇最合適的改造技術路線。充分考慮投資成本、現場場地、實施難度等因素。

（2）項目實施初期，應積極進行實地調研，首選與本企業相類似的電廠。項目可行性研究和論證應充分有效。

（3）在條件允許的情況下，應盡量選用成熟可靠的技術路線，可結合超低排放改造項目，對原有系統的改造難點進行攻關。

（4）改造項目一般均具有工作量大、工期短的特點，實施過程中必須有效掌控施工質量，確保滿足系統的性能要求。