歐洲、日本燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)路線選擇

龍 輝，黃 飛，黃晶晶

(1. 中國電力工程顧問集團(tuán)有限公司，北京 100120；2.中國能建集團(tuán)裝備有限公司，北京 100044)

0 引言

2015年12月2日，環(huán)境保護(hù)部、國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于印發(fā)(全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案)的通知》，要求到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放，加快現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放改造步伐，將東部地區(qū)原計劃2020年前完成的超低排放改造任務(wù)提前至2017年前完成；將對東部地區(qū)的要求逐步擴(kuò)展至全國有條件地區(qū)，其中，中部地區(qū)力爭在2018年前基本完成，西部地區(qū)在2020年前完成。國內(nèi)各大電力集團(tuán)認(rèn)真執(zhí)行三部委相關(guān)通知要求，積極完成燃煤火電機(jī)組超低排放。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，截至2017年9月，國內(nèi)完成超低排放改造的機(jī)組達(dá)5.8億kW。

盡管國內(nèi)燃煤火電機(jī)組超低排放改造機(jī)組無論是數(shù)量還是技術(shù)發(fā)展的各個方面已走在世界前列，但研究和了解國外特別是歐洲和日本的燃煤火電機(jī)組污染物排放標(biāo)準(zhǔn)發(fā)展和技術(shù)路線仍十分重要，對于我們借鑒國外公司的設(shè)計理念，解決我們在實際工作中遇到的問題有借鑒意義。

1 歐洲燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)路線選擇

1.1 歐洲燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn)發(fā)展

歐盟對火電廠煙氣污染物控制主要針對SO2、NOx、煙塵提出控制指標(biāo)。歐盟對火力發(fā)電廠煙氣污染物排放的相關(guān)規(guī)定(Directive2010/75/EU)，機(jī)組容量大于50MW(包括50MW)的所有裝置在2013年1月7日取得許可或運營商已提交完整許可申請且機(jī)組在2014年1月7日前投產(chǎn)的機(jī)組的煙氣主要污染物的排放限值如下。

表1 歐盟燃煤電廠大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn) mg/m3

1.2 歐洲部分國家燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制技術(shù)路線選擇

1.2.1 德國

1.2.1.1 發(fā)電裝機(jī)及燃煤火電機(jī)組裝機(jī)情況

德國2013年發(fā)電裝機(jī)容量約為18890萬kW，人均裝機(jī)容量約為2.30kW。其中，火力發(fā)電裝機(jī)容量占總裝機(jī)容量的46.76%，不到50%，火力發(fā)電中燃煤機(jī)組裝機(jī)容量5229萬kW，燃?xì)鈾C(jī)組裝機(jī)容量約2670萬kW，燃油機(jī)組裝機(jī)容量僅290萬kW，所占總裝機(jī)容量的比重分別為27.68%，14.13%和1.54%。

表2 德國近20年來投運的主要燃煤火電機(jī)組

機(jī)組容量/MW參數(shù)和運行年份SchwarzePumpe2×80028.5MPa/547℃/565℃1997Boxberg91026.6MPa/547℃/565℃2000LippendorfR/S2×94026.7MPa/554℃/583℃1999/2000NiederaussemK102724.7MPa/580℃/600℃2003Datteln4110028.5MPa/600℃/620℃RDK891227.5MPa/600℃/620℃2013Westfalen2×800600℃/620℃2014Ensdorf2×800600℃/620℃Walsum1075029.0MPa/600℃/620℃Herne2×800600℃/620℃BoxbergR90031.5MPa/600℃/610℃GKM991127.5MPa/600℃/620℃MoorburgA/B2×80030.5MPa/600℃/610℃Staudinger6號27.5MPa/598℃/619℃NeurathF、K號2×110026MPa/600℃/605℃,2013

1.2.1.2 燃煤電廠大氣污染物控制主要技術(shù)路線

德國公司在1997年后到目前建成的從Schwarze Pumpe (2800MW機(jī)組)、Boxberg電廠(2900MW機(jī)組)到 Neurath F、K號(21100MW)全部采用低NOx燃燒器+SCR煙氣脫硝工藝+高效電除塵器+濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝。以SchwarzePumpe電廠為例，20世紀(jì)90年代建成，后隨國內(nèi)SO2排放控制法規(guī)的變化，2002年對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行改造，以保證滿足法規(guī)的要求。

1.2.1.3 煙氣治理設(shè)備方面的相關(guān)要求

(1)煙氣脫硫裝置要求高可靠性，德國標(biāo)準(zhǔn)要求機(jī)組每年不帶FGD裝置運行在100120h內(nèi)，可以分幾次運行，但FGD裝置一次只能停72h。

(2)采用更高效率的電除塵器

德國燃煤機(jī)組除塵裝置主要采用是電除塵器。為了保證電除塵器具有更高的效率，采取的主要對策：增大比集塵面積、對電除塵器電源和控制部分優(yōu)化、煙氣流場改進(jìn)。

據(jù)介紹，實際高效電除塵器本身除塵效率就可達(dá)到99.9%以上，除塵器出口煙塵濃度可以控制在20mg/m3以下。

1.2.2 丹麥

1.2.2.1 電力工業(yè)現(xiàn)狀

截至2014年底，丹麥總裝機(jī)容量1503萬kW，其中傳統(tǒng)電源的裝機(jī)容量973萬kW，可再生能源裝機(jī)容量550.3萬kW，部分電力依賴進(jìn)口。丹麥的火電廠基本都是供熱機(jī)組。

1.2.2.2 丹麥燃煤電廠大氣污染物控制情況

丹麥燃煤電廠大氣污染物控制分成兩個階段：

(1)早期的低NOx燃燒器+SCR+旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝+袋式除塵器。

(2)低NOx燃燒器+SCR+電除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置工藝路線。

1.2.2.3 主要技術(shù)案例

(1)低NOx燃燒器+SCR+旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝+袋式除塵器技術(shù)路線案例

由于20世紀(jì)90年代大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求不高，部分機(jī)組采用旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝(以下簡稱SDA法)。SDA法煙氣脫硫工藝由丹麥Niro公司發(fā)明，同時轉(zhuǎn)讓技術(shù)給美國B&W公司，在歐洲投運業(yè)績見表3。

(2)低NOx燃燒器+SCR+除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置工藝路線案例

丹麥Avedore電廠2號機(jī)組超超臨界熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組污染物排放情況見表4。

表3 丹麥SDA法煙氣脫硫工藝應(yīng)用情況

項 目機(jī)組容量/MW煙氣量/m3·h-1進(jìn)口SO2濃度/mg·m-3脫硫效率/%丹麥Studstrupv?rket電廠3、4號機(jī)組35012420002000～308090～92丹麥Fynsv?rket電廠7號機(jī)組41011000001200～560095

表4Avedore電廠2號機(jī)組超超臨界熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組

項 目數(shù) 值NOx濃度/mg·m-3<200SO2排放濃度/mg·m-3<200煙塵排放濃度/mg·m-3<50

丹麥北日德蘭(Nordjylland)電廠3號機(jī)組電除塵器的除塵效率高達(dá)99.9%，脫硫設(shè)備的脫硫率達(dá)99%。表5為丹麥北日德蘭(Nordjylland)電廠號3機(jī)組排放情況。

表5 丹麥Nordjylland電廠3號機(jī)組排放情況

項 目數(shù) 值NOx排放濃度/mg·m-3146SO2排放濃度/mg·m-313煙塵排放濃度/mg·m-318

1.2.3 荷蘭

荷蘭鹿特丹MPP3電廠——歐洲2014年和2015年最新建成的燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制情況。主要技術(shù)參數(shù)機(jī)組：2×1100MW， 凈效率高于 46%。大氣污染物控制技術(shù)路線：低NOx燃燒器+SCR煙氣脫硝工藝+六電場電除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。表6為MPP3 電廠大氣污染物排放值。

表6MPP3電廠大氣污染物排放值

項 目效率/%排放值/mg·m-3SO29840NOx9065煙塵903

2 日本燃煤電廠大氣污染物控制情況介紹

2.1 日本發(fā)電裝機(jī)容量和燃煤火電機(jī)組裝機(jī)情況

目前，日本燃煤火電廠裝機(jī)容量4662萬kW，占總裝機(jī)容量的16.80%。

日本燃煤電廠煙氣污染物排放主要遵循日本固定源一般排放標(biāo)準(zhǔn)、特別排放標(biāo)準(zhǔn)及總量限制標(biāo)準(zhǔn)等。為保證區(qū)域大氣環(huán)境質(zhì)量和控制地方特征污染物，日本地方可制定高于國家排放標(biāo)準(zhǔn)地方排放標(biāo)準(zhǔn)。以東京特別區(qū)為例，在該地區(qū)內(nèi)火力發(fā)電廠煙氣污染物排放煙塵排放限值為8mg/m3、SO2排放限值為111mg/m3、NOx排放限值為70mg/m3。表7為近年來日本主要電力公司建設(shè)電廠、機(jī)組容量及投運時間情況。

表7 近年來日本主要電力公司建設(shè)電廠、機(jī)組容量及投運時間

項目公司電廠機(jī)組容量/MW投運時間日本電源開發(fā)公司松蒲2號機(jī)組、橘灣1、2號機(jī)組、新磯子1、2號機(jī)組1000+2×1050+2×6001997、2000、2001、2009中部電力公司碧南3、4、5號700+2×10001993、2001、2002東北電力公司能代2號、原町1號、原町2號600+2×10001994、1997、1998北陸電力公司NANAO-OHTA1、2、敦賀#2500+2×7001995、1998、2000東京電力公司常陸那珂、廣野5號1000+6002003、2004中國電力公司三隅1號10001998關(guān)西電力公司舞鶴1號9002004四國電力公司橘灣7002000九州電力公司芩北2號7002003北海道電力公司北海道電力公司苫東厚真4號6002002

根據(jù)目前掌握的材料，日本除臺燃煤火電機(jī)組采用活性焦干法煙氣脫硫工藝(1臺350MW機(jī)組+2×600MW機(jī)組)(占裝機(jī)容量的3%)及少數(shù)小機(jī)組為CFB機(jī)組外，其余燃煤火電機(jī)組全部采用濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝。

2.2 日本燃煤火電機(jī)組以石灰石-石膏濕法煙氣治理技術(shù)路線發(fā)展歷程

2.2.1 日本燃煤火電機(jī)組煙氣治理技術(shù)路線發(fā)展歷程的3個階段

日本燃煤火電機(jī)組煙氣治理技術(shù)路線發(fā)展歷程分3個階段：

(1)低NOx燃燒器+SCR+ESP+WFGD+WESP(碧南1、2、3號3臺700MW機(jī)組，1991年、1992年、1993年投運)+煙氣再熱器；

(2)低NOx燃燒器+SCR+熱回收器+低低溫電除塵器(1997-2009年)+WFGD+煙氣再熱器；

(3)低NOx燃燒器+SCR+熱回收器+低低溫電除塵器+移動極板+WFGD+WESP(碧南4、5號2臺1000MW機(jī)組，2009年、2010年投運)+煙氣再熱器。

表8為碧南3×700MW機(jī)組(1、2、3號)粉塵和SO3污染物控制情況。

表8 碧南3×700MW機(jī)組粉塵和SO3污染物控制情況

項 目碧南1號機(jī)組碧南2號機(jī)組碧南3號機(jī)組粉塵SO3粉塵SO3粉塵SO3濕式電除塵器入口25.3126126.51濕式電除塵器出口50.150.150.1除塵效率/%80.29080.89081.190

2.2.2 低低溫高效煙氣處理技術(shù)

1997年，日本三菱公司開始研究將低低溫高效煙氣處理技術(shù)實現(xiàn)工程應(yīng)用，隨后應(yīng)用于其設(shè)計的9臺燃煤機(jī)組上。日本石川島公司隨后開始工程應(yīng)用在其設(shè)計的4臺燃煤機(jī)組上。日本日立公司在碧南4、5號2臺1000MW機(jī)組也實現(xiàn)了工程應(yīng)用。

2.2.3 燃煤電廠典型的煙氣治理系統(tǒng)布置

圖1燃煤火電機(jī)組典型的低NOx燃燒器+SCR+GGH+低低溫電除塵器+濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝+MGGH布置。

2.2.4 主要案例情況

(1)東京電力公司廣野電廠5號機(jī)組

采用低NOx燃燒器+SCR+GGH+低低溫電除塵器+濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝+MGGH工藝路線。主要大氣污染物排放情況見表9。

圖1 燃煤火電機(jī)組典型的煙氣治理系統(tǒng)布置

表9 廣野電廠5號機(jī)組大氣污染物排放情況

項 目排放值NOx排放濃度/mg·m-3約42SO2排放濃度/mg·m-3約58煙塵排放濃度/mg·m-3約6

(2)碧南 4、 5 號機(jī)組2×1000MW機(jī)組

采用低NOx燃燒器+SCR+GGH+低低溫電除塵器+濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝+濕式電除塵器+MGGH工藝路線。主要大氣污染物排放情況見表10。

表10 碧南4、5 號機(jī)組主要大氣污染物排放情況

項 目數(shù) 值處理煙氣量/m3·h-13116500煙氣溫度/℃50進(jìn)口粉塵濃度/mg·m-3≦5.0出口粉塵濃度/mg·m-3≦2.0除塵效率/%60

2.3 日本燃煤電廠以活性焦干法煙氣脫硫工藝為代表的煙氣治理技術(shù)工藝應(yīng)用情況

日本新磯子電廠1、2號機(jī)組除了采用低NOx燃燒器+SCR+ESP的傳統(tǒng)脫硝、除塵工藝外，還采用了活性焦干法煙氣脫硫工藝。采用活性焦吸附煙氣中的SOx、NOx和汞，使排放指標(biāo)達(dá)到天然氣發(fā)電廠的排放水平。表11、12為新磯子電廠1、2號機(jī)組煙氣治理主要工藝、效率及大氣污染物排放情況。

表11 新磯子電廠1、2號機(jī)組煙氣治理主要工藝、效率情況

項 目新磯子1號機(jī)組新磯子2號機(jī)組煙氣脫硝裝置采用SCR脫硝裝置+活性焦脫硝工藝脫硝效率87.5%采用SCR脫硝裝置+活性焦脫硝工藝目標(biāo)脫硝效率91.9%除塵裝置電除塵器除塵效率99.94%電除塵器保證除塵效率99.97%脫硫裝置脫硫率95%保證脫硫率97.8%

表12 新磯子電廠1、2號機(jī)組大氣污染物排放情況

項 目1號機(jī)組2號機(jī)組排放煙氣量/m3·h-120000002000000NOx排放濃度/mg·m-341保證值27粉塵排放濃度/mg·m-310保證值5SOx排放濃度/mg·m-357保證值28.6

3 結(jié)論與啟示

歐洲和日本在燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn)的推進(jìn)上循序漸進(jìn)，燃煤火電機(jī)組煙氣治理工藝技術(shù)也在不斷進(jìn)步。歐洲、日本在大型燃煤火電機(jī)組上主要采取的是低NOx燃燒器+SCR煙氣脫硝工藝+電除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝技術(shù)路線，在具體實施上目前歐洲普遍采用的是高效電除塵器技術(shù)；日本采取的主要是低低溫電除塵器除塵同時協(xié)同脫除SO3及石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝吸收塔協(xié)同除塵的協(xié)同治理技術(shù)路線。我們在燃煤火電機(jī)組超低排放改造過程中，應(yīng)該學(xué)習(xí)和借鑒它們的優(yōu)點，針對我國燃煤特點進(jìn)行不同燃煤火電機(jī)組超低排放技術(shù)路線選擇。

在研究歐洲和日本燃煤火電機(jī)組大氣污染物控制標(biāo)準(zhǔn)及技術(shù)路線選擇后我們得到以下啟示：

(1)在煙氣治理技術(shù)設(shè)計、制造、安裝方面仍有一定的差距。以低低溫電除塵器為例，國內(nèi)從2005年起開始研究日本燃煤火電機(jī)組以低低溫為代表的煙氣污染物協(xié)同治理技術(shù)。截至2016年12月，投運的低低溫電除塵器總裝機(jī)容量約130000MW，其。低低溫電除塵已成為電廠的“標(biāo)配項目”。但在燃低、中硫煤火電機(jī)組采用低低溫電除塵器時，國內(nèi)和日本仍有較大差距，國內(nèi)采用低低溫電除塵器時，SO3脫除效率一般在在70%左右，而日本燃煤火電機(jī)組在采用低低溫電除塵器后，可實現(xiàn)協(xié)同脫除SO3到95%的目標(biāo)。

(2)對燃煤火電機(jī)組未來的發(fā)展趨勢沒有更加深入想法，導(dǎo)致以滿足目前標(biāo)準(zhǔn)和政策要求為目標(biāo)。而歐洲在考慮燃煤火電機(jī)組實現(xiàn)更低煙氣污染物排放同時，考慮更遠(yuǎn)的燃煤火電機(jī)組減排目標(biāo)。以歐洲最新設(shè)計投運的荷蘭鹿特丹MPP3電廠為例：采取低NOx燃燒器+SCR煙氣脫硝工藝+六電場電除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝實現(xiàn)大氣物污染物超低排放。同時又是目前世界上最新建成的節(jié)能和CO2深度減排示范電廠，混燒30%左右的生物質(zhì)，采取區(qū)域供熱，CO2捕集量達(dá)到250MW,CO2捕捉裝置于2016年投入運行。國內(nèi)將會提出更多的可持續(xù)發(fā)展政策、法規(guī)和強(qiáng)制性國家標(biāo)準(zhǔn)，其核心將指向過度工業(yè)化后造成的碳排放問題，建議加大對大型燃煤鍋爐CO2深度減排技術(shù)開展更深入的研究。

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