燃煤电厂超低排放改造

燃煤电厂超低排放改造是我国推动煤炭清洁化利用、改善大气环境质量的重要举措，以下从改造目标、技术路线、实施情况、面临挑战及应对策略等方面展开分析：

一、改造目标

• 有组织排放控制：要求颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、氨排放浓度小时均值分别不高于10mg/m³、35mg/m³、50mg/m³、8mg/m³，且每月生产时间至少95%以上时段排放浓度小时均值需满足要求。
• 无组织排放控制：物料输送、储存、制备等环节需采取密闭、封闭等措施，确保产尘点及生产设施无可见烟粉尘外逸，厂区整洁无积尘。
• 清洁运输要求：自备电厂、燃煤锅炉燃料及相关物料运输需优先采用铁路、水路、管道等清洁方式，运输比例不低于80%；汽车运输部分需采用新能源或国六排放标准车辆，厂内非道路移动机械原则上采用新能源。

二、技术路线

• 除尘环节：采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源等技术，将烟尘排放浓度严格控制在5mg/m³以下。例如，通过增设热交换器降低烟气温度，优化粉尘比电阻，可极大提高电除尘效率。
• 脱硫环节：以石灰石-石膏湿法脱硫为主，结合增加均流提效板、提高液气比等措施，确保二氧化硫排放浓度不超过35mg/m³。
• 脱硝环节：采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，使氮氧化物排放浓度稳定在50mg/m³以内。
• 脱汞及脱三氧化硫环节：SCR改性催化剂技术可使汞氧化率达到50%以上，脱汞后排放浓度不超过3μg/m³；应用低低温电除尘、湿式电除尘等技术，使三氧化硫排放浓度不超过5mg/m³。

三、实施情况

• 整体进展：截至2023年底，我国95%以上的煤电机组成功实现超低排放，建成全球规模最大的清洁煤电供应体系。不同区域改造节奏有所差异，东部地区率先完成，中部地区紧随其后，西部地区虽起步较晚，但也在2020年前完成大部分机组改造。
• 典型案例：
  • 某东部大型燃煤电厂通过采用低低温电除尘技术改造原有电除尘器，改造后烟尘排放浓度稳定在3mg/m³左右。
  • 中部地区一家燃煤电厂在脱硫改造中增加均流提效板，改造后二氧化硫排放浓度稳定在20mg/m³左右。
  • 南方一些燃煤电厂采用SCR改性催化剂技术，在高效脱硝的同时促进汞的氧化，有效降低了汞排放。

四、面临挑战

• 成本挑战：改造成本高，包括初期设备巨额投资和后期高昂的运行维护成本。设备升级改造需大量资金投入，运行过程中需消耗更多药剂、电能等资源，且设备结构复杂，维护难度大。
• 技术运行挑战：部分技术对运行条件要求苛刻，如SCR脱硝系统的催化剂对温度敏感，低负荷运行时脱硝效率易下降；一些技术对煤种适应性差，高硫、高灰分煤种使用会显著增加脱硫、除尘等环节处理难度。
• 管理挑战：超低排放系统涉及多个子系统和设备协同工作，系统结构复杂，对运行管理和技术人员专业素质要求高，同时需要高精度在线监测设备和先进控制系统实时监测和调整运行参数。

五、应对策略

• 成本控制策略：通过合理选型配置设备、鼓励技术创新降低运行成本、争取政策支持和资金补贴缓解压力。
• 技术优化策略：加大研发投入，开发宽温区催化剂、优化燃烧系统、提高煤种适应性。
• 管理提升策略：加强运行管理和技术人员培训，提高专业素质；完善在线监测设备和控制系统，实时监测和调整运行参数。