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2014年9月12日国家发改委、环境保护部、国家能源局联合发布的《发改能源【2014】2093号》文件:关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020)》的通知中鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。

浅谈燃煤电厂脱硫塔的改造方案
 
  某电厂距北京直线距离比较近,且输电线路点对网直送京津唐电网,环保要求比较严格。为适应国家环保政策和新的排放标准,因此,某电厂3号机组拟按照超低排放标准进行改造,达到燃气轮机组排放标准要求。要求在基准氧含量6%条件下,烟尘排放浓度小于5mg/m3、SO2排放浓度小于35mg/m3、NOx排放浓度小于50mg/m3。
 
 
 
  政策前景分析及改造方案
 
  在确保完成国家能源局及集团公司下达的节能目标的基础上,积极拓展采暖和工业供汽市场,大力加强运行优化和检修提效工作,在技术经济可行的情况下,全面应用成熟技术实施机组节能改造和节能技术集成应用工作,实现北方公司燃煤机组供电煤耗、厂用电率等指标在本地区同行业中实现领先和600MW、300MW等级机组等主力机型能耗指标争创行业领先标杆,保持北方公司燃煤发电机组的竞争优势,为实现公司做强做优,创建具有强大竞争力的一流区域公司做出积极贡献。
 
  政策前景分析
 
  华北电网针对统调燃煤发电机组完成脱硫脱硝及除尘设施进一步改造,可达到烟气超低排放标准的,按机组烟气超低排放平均容量奖励年度发电计划200小时。
 
  改造方案
 
  路线:脱硝改造+烟冷器改造+电除尘改造+风机改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+湿法电除尘改造(预留位置,分步实施)。
 
  本次改造方案通过电除尘器改造使其烟尘排放浓度小于30mg/m3,再通过湿法脱硫的整体提效改造使其综合除尘效率达到83.3%以上,更终达到烟囱处,烟尘排放浓度小于5mg/m3要求。该技术路线对湿法脱硫的协同除尘有较高的要求,当燃煤不利除尘时,存在一定的排放超标风险。
 
  本次超低排放改造方案在燃煤合理控制的前提下,优先采用本技术路线,湿式电除尘器作为备选方案(预留安装空间)。如烟尘排放浓度无法达到烟囱入口小于5mg/m3要求,则后期增加湿法电除尘改造工艺。
 
  效益测算分析
 
  节能效益
 
  超低排放一体化改造后,增设低温省煤器后,单台机组年节约标煤约11294.4吨,每年减少CO2排放35082吨,同时节约46.5万吨水资源。
 
 环保效益
 
  超低排放一体化改造后,1、2号机组粉尘、SO2、NOX排放浓度达到燃机排放标准。单台机组每年将多减排NOX排放445吨,NOX环境排污减排费年节约费用25万元;每年将多减排烟尘排放372吨,烟尘环境排污减排费年节约费用10万元;每年将多减排SO2排放2446吨,SO2环境排污减排费年节约费用308万元。同时单台机组每年节约了646.8万度电。此外,按照华北电网考核办法,某电厂一期2×600MW机组完成燃机排放标准改造后,每台机组可分别增加200小时发电利用小时数,电厂发电利用小时数的提高,可以进一步降低厂用电率和煤耗。
 
 投资估算及风险提示
 
投资估算
 
  本改造项目推荐技术路线一静态投资为19225万元,其中脱硝改造2876万元、烟冷器改造2433万元、电除尘器改造2802万元、引风机改造2886万元、脱硫改造4850万元,其他费用2630万元、基本预备费749万元。平均投资约160.2元/千瓦。按照资产折旧年限为15年,残值率5%,年设备折旧费用增量为1349.11万元分步实施方案湿式电除尘器改造静态投资为7390万元,其他费用675万元、基本预备费215万元。
 
  改造后一期总成本增加值19225万元,单位发电成本增加值为0.23分/kW.h。
 
 风险提示
 
  由于电除尘器运行状况受煤质变化、排烟温度、电除尘器本体及电源运行状况等多种因素影响,故方案一电除尘器出口较难长期稳定实现烟尘浓度<30mg/m3;且受脱硫系统除雾器运行稳定性的制约,较难长期稳定地满足烟囱入口烟尘排放<5mg/m3,即存在较大的除尘系统二次改造(增加湿式除尘)风险。
 
  总结
 
  现阶段,我国发电厂大多以燃煤发电为主,文章结合现有脱硫超低排放处理技术是脱硫为处理的工作重点,积极开展工业供气市场和居民采暖,进行火力发电及热电联产的优化配置,在技术经济可行的情况下,全面应用成熟技术实施机组节能改造和节能技术集成应用工作,并提高检修工作效率。完成国家能源局及集团公司下达的节能目标。文章分析了政策前景及改造方案,对改造后的效益进行测算分析,并在文中进行了投资估算及风险提示。
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