超低排放煤电机组主要大气污染物排放分析

2022-02-21曲立涛于洪海何凤元齐晓辉王德鑫

热力发电 2022年1期

曲立涛，于洪海，李超，何凤元，杜佳，齐晓辉，王德鑫，王健

（华电电力科学研究院有限公司，辽宁沈阳 110180）

颗粒物、SO2、NOx是燃煤电厂排放的主要大气污染物[1-2]，也是造成环境空气质量下降的主要污染物[3-4]。为控制燃煤机组大气污染物排放水平以改善环境空气质量，我国密集出台一系列针对燃煤电厂节能减排政策。2014年，国家三部委联合发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，要求东部地区新建机组基本达到燃机排放限值，中部地区原则上接近或达到燃机排放限值，鼓励西部地区接近或达到燃机排放限值，稳步推进东部地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃机排放限值的环保改造[5]。2015年，为贯彻落实第114次国务院常务会议精神，三部委联合发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，明确提出燃煤电厂超低排放工作具体要求[6]。燃煤机组超低排放改造技术中，通常采用低（低）温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器、湿式静电除尘装置控制颗粒物；采用脱硫装置增容改造、单塔双循环、双塔双循环等更高效率脱硫设施实现SO2超低排放；采用低氮燃烧、高效率选择性催化还原（SCR）脱硝等技术实现NOx超低排放[7-9]。截至2019年底，达到超低排放限值的煤电机组约 8.9亿kW，约占全国煤电总装机容量86%[10]，颗粒物、SO2、NOx排放量分别为18万t、89万t、93万t，与2013年超低排放改造前142万t、780万t、 834万t相比，分别相应降低了87.3%、88.6%、88.8%[11]，可见实施超低排放带来的污染物减排效果十分显著。

为掌握超低排放燃煤机组环保设施实际运行状态与大气污染物排放水平，进一步评估、挖掘减排潜力，对30家电厂共64台已完成超低排放改造并运行1年以上机组的环保设施运行现状进行对比，分析了颗粒物、SO2、NOx排放强度水平，研究超低排放条件下燃煤电厂环保设施运行状态与大气污染物超标原因。为超低排放机组运行调整提供参考与借鉴，同时为研究制定下一步污染物排放标准提供数据支撑。

1 研究方法与内容

本次研究共选择30家发电企业64台已实施超低排放改造并达标排放的煤电机组，总装机容量18614 MW。机组主要分布在黑龙江、辽宁、内蒙古、天津、河北等省市，机组概况见表1。其中，颗粒物、SO2、NOx质量浓度数据来源于总排口烟气排放连续监测系统（CEMS）统计数据，机组年运行时间、发电量数据来源于各厂生产报表统计数据，氨、石灰石耗量来源于年度采购数据。为保证数据准确，统计周期设定为2020年度。为掌握大气污染物实际排放水平，选择颗粒物、SO2、NOx年均排放质量浓度，单位发电量排放强度，达标排放情况等维度比较各机组环保水平。

表1 机组概况 Tab.1 Unit overview

2 结果分析与讨论

2.1 颗粒物排放质量浓度与排放强度

调查超低排放机组总排口颗粒物年均排放质量浓度以及其分布情况，结果如图1、图2所示。图1中，横坐标“机组编号”为参与调查的机组编号，共64台。

由图1、图2可知：超低排放机组总排口颗粒物年均排放质量浓度最大值8.3 mg/m3、最小值 1.0 mg/m3，均值2.9 mg/m3，表明调查机组颗粒物年均排放质量浓度能够满足不大于10 mg/m3的超低排放标准要求（图1中横线）；颗粒物年均排放质量浓度值主要分布在0～5 mg/m3范围内，若以5 mg/m3作为颗粒物排放质量浓度标准限值，当前调查机组中颗粒物年均排放质量浓度值不大于5 mg/m3的占89.06%；另外，调查机组颗粒物排放质量浓度均值仅达到排放限值的29.00%。上述数据均表明颗粒物排放质量浓度限值还有一定提升空间。

污染物排放强度是燃煤发电企业清洁生产评价重要指标[12-13]。图3列出了超低排放机组单位发电量颗粒物排放量。由图3可见，当前机组单位发电量颗粒物排放量最大值33.30 mg/(kW·h)，最小值4.16 mg/(kW·h)，平均值11.53 mg/(kW·h)。

按机组容量划分，200 MW级及以下、300 MW级、600 MW级及以上机组单位发电量颗粒物排放量均值分别为11.38、10.05、15.95 mg/(kW·h)。可见，各容量等级机组间颗粒物实际排放强度相差不大。其主要原因在于：1）各等级机组超低排放技术装备水平一致；2）机组整体负荷率较低，导致大容量机组的清洁生产水平未完全体现。另外，颗粒物排放浓度受除尘器+脱硫装置协同去除性能的影响较大，通过运行参数调整控制总排口颗粒物排放浓度的手段有限。这是因为颗粒物采用物理性质的高效电、袋除尘设施脱除，与依靠化学机理脱除的SO2和NOx相比，后者更易受到控制参数（反应温度、接触时间、还原剂用量等）的影响[14-15]。

2.2 SO2排放质量浓度与排放强度

图4、图5分别为SO2年均排放质量浓度及其分布。由图4、图5可知：参与调查的超低排放机组SO2年均排放质量浓度最大值28.39 mg/m3、最小值2.91 mg/m3，均值16.81 mg/m3，表明调查机组SO2年均排放质量浓度能够满足不大于35 mg/m3的超低排放标准要求（图4中横线）；SO2年均排放质量浓度值主要分布在10～25 mg/m3，若以25 mg/m3作为SO2排放质量浓度标准限值，当前调查机组中SO2年均排放质量浓度值不大于25 mg/m3的占87.50%；另外，调查机组SO2排放质量浓度均值仅达到排放限值的48.02%。上述数据均表明SO2排放质量浓度限值还有一定提升空间。

此外，参与调查机组中有27台机组SO2年均排放质量浓度小于15 mg/m3，占全部调查机组的48.19%，这部分机组SO2年均排放质量浓度远低于超低排放限值。脱除SO2依靠化学反应机理，受烟气接触时间、气液比、脱除剂耗量影响较大[16-18]。SO2年均排放质量浓度控制过低的机组在节能降耗方面有一定潜力，在运行中应根据SO2排放质量浓度及时调整设备运行状态及浆液pH、密度等主要工艺参数，以达到节能降耗的目的。

图6列出了超低排放机组SO2排放强度。由图6可见：调查机组单位发电量SO2排放量最大值112.47 mg/(kW·h)，最小值11.63 mg/(kW·h)，平均值67.26 mg/(kW·h)；按机组容量划分，200 MW级及以下、300 MW级、600 MW级及以上机组单位发电量SO2排放量均值分别为63.50、69.88、 70.35 mg/(kW·h)，各容量等级机组间SO2实际排放强度相近。

单位发电量石灰石耗量在一定程度上能够反映发电企业环保设施运行成本。图7为单位发电量石灰石耗量。由图7可知，调查机组单位发电量石灰石耗量最大值122.93 g/(kW·h)，最小值3.24 g/(kW·h)，平均值21.87 g/(kW·h)。

2.3 NOx排放质量浓度与排放强度

图8、图9分别为NOx年均排放质量浓度及其分布情况。由图8可以看出，参与调查的超低排放机组NOx年均排放质量浓度最大值45.56 mg/m3、最小值8.23 mg/m3，均值34.24 mg/m3，表明调查机组NOx年均排放质量浓度能够满足不大于50 mg/m3的超低排放标准要求（图8中横线）。

由图9可以看出，调查机组NOx年均排放质量浓度值主要分布在30～45 mg/m3，NOx排放质量浓度均值达到排放限值的68.48%。但各机组彼此之间差距仍然较大。部分机组为了提高脱硝效率，将出口NOx质量浓度控制在较低的排放水平。与颗粒物、SO2不同，SCR脱硝工艺特性决定在现有设备基础上控制过低的NOx排放浓度将会导致喷氨量及氨逃逸量的增大，增加运行成本的同时还会造成硫酸氢铵生成加剧，进而降低催化剂性能并对下游设备产生不利影响[19-21]。因此，应当合理调整运行控制方式、优化喷氨系统，在实际运行过程中将出口NOx质量浓度控制在80%排放限值或低于排放限值5～10 mg/m3运行较为合理[22-23]。

图10列出了超低排放机组NOx排放强度。由图10可见：调查机组单位发电量NOx排放量最大值182.36 mg/(kW·h)，最小值32.90 mg/(kW·h)，平均值136.96 mg/(kW·h)；按机组容量划分，200 MW级及以下、300 MW级、600 MW级及以上机组单位发电量NOx排放量均值分别为129.56、136.88、157.18 mg/(kW·h)，各容量等级机组间NOx实际排放强度相近。图11 为单位发电量氨耗量情况。由图11可知，调查机组单位发电量氨耗量最大值2.9 g/(kW·h)，最小值 0.2 g/(kW·h)，平均值0.8 g/(kW·h)。其中，单位发电量氨耗量最大值为平均值3.6倍。因此，以该单位发电量氨耗量最大的机组为研究对象，研究分析氨耗量偏高的原因。主要有以下方面：1）反应器入口边界条件偏离设计值，入口NOx质量浓度超设计值49.43%，满负荷工况入口烟气温度偏高（410 ℃）；2）反应器出口NOx质量浓度分布不均匀，A侧NOx质量浓度相对标准偏差65.7%，B侧NOx质量浓度相对标准偏差92.3%；3）燃煤砷含量高造成催化剂砷中毒，以反应器A侧为例，其上、中、下3层催化剂As质量分数分别为1.8534%、1.0886%、1.7456%。

2.4 污染物超标排放情况

图12a)统计了调查机组2020年度各类污染物累计超标时间。由图12a)可知：NOx累计超标时间最长，为322 h，NOx达标排放率99.927%；颗粒物、SO2累计超标时间相近，分别为53、98 h，达标排放率分别为99.987%、99.978%。

图12b)统计了调查机组颗粒物累计超标时间中各类超标原因时长占比。由图12b)可知，各类超标原因中，启停机占60%，CEMS故障占26%，除尘器故障、主机故障及其他分别占4%、4%、6%。

图12c)统计了调查机组NOx累计超标时间中各类超标原因时长占比。由图12c)可知，各类超标原因中，启停机占63%，设备故障占18%，主机故障占4%，CEMS故障占1%，负荷低占1%，其他占13%。

图12d)统计了调查机组SO2累计超标时间中各类超标原因时长占比。由图12d)可知，各类超标原因中，启停机占35%，硫份超设计占31%，设备故障占12%，CEMS故障占9%，浆液中毒占2%，主机故障占1%，其他占10%。

从各类污染物累计超标原因统计结果可知，启停机时段颗粒物、NOx、SO2超标排放时长在各类污染物超标时长中占比较高，分别为60%、63%、35%。其主要原因为，锅炉启动初期需要投油点火或稳燃，采用电除尘器或电袋除尘器的机组在启动初期除尘设施无法投运，导致颗粒物超标排放。SCR脱硝工艺的技术特性决定了其正常工作温度区间在320～ 420 ℃[24-25]。燃煤机组在启停机时段或低负荷期间，SCR脱硝入口烟气温度较低。当温度低于300 ℃时，SCR脱硝系统将被迫退出运行，NOx因此超标排放。