1概述

2014年9月12日國家發改委、環境保護部、國家能源局聯合發布的《發改能源【2014】2093號》文件：關于印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》的通知中鼓勵其他地區現役燃煤發電機組實施大氣污染物排放濃度達到或接近燃氣輪機組排放限值的環保改造。

某電廠距北京直線距離比較近，且輸電線路點對網直送京津唐電網，環保要求比較嚴格。為適應國家環保政策和新的排放標準，因此，某電廠3號機組擬按照超低排放標準進行改造，達到燃氣輪機組排放標準要求。要求在基準氧含量6%條件下，煙塵排放濃度小于5mg/m3、SO2排放濃度小于35mg/m3、NOx排放濃度小于50mg/m3。

文章結合工作實際，對火電廠脫硫超低排放進行淺析。

2政策前景分析及改造方案

在確保完成國家能源局及集團公司下達的節能目標的基礎上，積極拓展采暖和工業供汽市場，大力加強運行優化和檢修提效工作，在技術經濟可行的情況下，全面應用成熟技術實施機組節能改造和節能技術集成應用工作，實現北方公司燃煤機組供電煤耗、廠用電率等指標在本地區同行業中實現領先和600MW、300MW等級機組等主力機型能耗指標爭創行業領先標桿，保持北方公司燃煤發電機組的競爭優勢，為實現公司做強做優，創建具有強大競爭力的一流區域公司做出積極貢獻。

2.1政策前景分析

華北電網針對統調燃煤發電機組完成脫硫脫硝及除塵設施進一步改造，可達到煙氣超低排放標準的，按機組煙氣超低排放平均容量獎勵年度發電計劃200小時。

2.2改造方案

路線：脫硝改造+煙冷器改造+電除塵改造+風機改造+濕法脫硫高效除塵協同改造+濕法電除塵改造(預留位置，分步實施)。

本次改造方案通過電除塵器改造使其煙塵排放濃度小于30mg/m3，再通過濕法脫硫的整體提效改造使其綜合除塵效率達到83.3%以上，最終達到煙囪處，煙塵排放濃度小于5mg/m3要求。該技術路線對濕法脫硫的協同除塵有較高的要求，當燃煤不利除塵時，存在一定的排放超標風險。

本次超低排放改造方案在燃煤合理控制的前提下，優先采用本技術路線，濕式電除塵器作為備選方案(預留安裝空間)。如煙塵排放濃度無法達到煙囪入口小于5mg/m3要求，則后期增加濕法電除塵改造工藝。

3效益測算分析

3.1節能效益

超低排放一體化改造后，增設低溫省煤器后，單臺機組年節約標煤約11294.4噸，每年減少CO2排放35082噸，同時節約46.5萬噸水資源。

3.2環保效益

超低排放一體化改造后，1、2號機組粉塵、SO2、NOX排放濃度達到燃機排放標準。單臺機組每年將多減排NOX排放445噸，NOX環境排污減排費年節約費用25萬元;每年將多減排煙塵排放372噸，煙塵環境排污減排費年節約費用10萬元;每年將多減排SO2排放2446噸，SO2環境排污減排費年節約費用308萬元。同時單臺機組每年節約了646.8萬度電。此外，按照華北電網考核辦法，，某電廠一期2×600MW機組完成燃機排放標準改造后，每臺機組可分別增加200小時發電利用小時數，電廠發電利用小時數的提高，可以進一步降低廠用電率和煤耗。

4投資估算及風險提示

4.1投資估算

本改造項目推薦技術路線一靜態投資為19225萬元，其中脫硝改造2876萬元、煙冷器改造2433萬元、電除塵器改造2802萬元、引風機改造2886萬元、脫硫改造4850萬元，其他費用2630萬元、基本預備費749萬元。平均投資約160.2元/千瓦。按照資產折舊年限為15年，殘值率5%，年設備折舊費用增量為1349.11萬元分步實施方案濕式電除塵器改造靜態投資為7390萬元，其他費用675萬元、基本預備費215萬元。

改造后一期總成本增加值19225萬元，單位發電成本增加值為0.23分/kW.h。

4.2風險提示

由于電除塵器運行狀況受煤質變化、排煙溫度、電除塵器本體及電源運行狀況等多種因素影響，故方案一電除塵器出口較難長期穩定實現煙塵濃度<30mg/m3;且受脫硫系統除霧器運行穩定性的制約，較難長期穩定地滿足煙囪入口煙塵排放<5mg/m3，即存在較大的除塵系統二次改造(增加濕式除塵)風險。

5結束語

現階段，我國發電廠大多以燃煤發電為主，文章結合現有脫硫超低排放處理技術是脫硫為處理的工作重點，積極開展工業供氣市場和居民采暖，進行火力發電及熱電聯產的優化配置，在技術經濟可行的情況下，全面應用成熟技術實施機組節能改造和節能技術集成應用工作，并提高檢修工作效率。完成國家能源局及集團公司下達的節能目標。文章分析了政策前景及改造方案，對改造后的效益進行測算分析，并在文中進行了投資估算及風險提示。