超低排放

为掌握超临界循环流化床机组的深度调峰能力，科学参与辅助服务市场，有必要对存量机组深度调峰性能深入研究。 方法 从安全性、经济性及环保性3个维度分别开展了40%和30%额定负荷连续试运行、锅炉燃烧优化调整、锅炉效率和汽机热耗率性能测试，实施了给水泵单泵运行、压力曲线优化、锅炉氧量、床压调整等10余项优化措施。 结果 实现了连续12天30%额定负荷连续运行，40%和30%额定负荷深度调峰对煤耗的影响分别约为52、72 g/(kW·h)。 结论 350 MW等级超临界循环流化床机组具有良好的深度调峰能力，不需改造30%额定负荷工况，不需投油稳燃且锅炉保持较高效率，汽轮发电机组本体、热力系统、辅机设备等监视参数正常，主要烟气污染物实现超低排放。

受SCR脱硝技术最高效率制约，低氮燃烧技术在煤电机组NOx超低或近零排放控制中需发挥更大作用，或需提升技术性能。然而，低氨燃烧所需贫氧还原性条件与防高温腐蚀和结渣所需富氧氧化性条件相矛盾，因此，低氨改造后高温腐蚀、结渣等问题普遍存在，严重影响机组安全稳定运行，也制约了炉内进一步深度降氨实施。对冲燃烧锅炉由于燃烧组织方式特殊，采用低氮燃烧方式后上述问题更为突出。统筹协调燃煤锅炉运行环保性与安全性之间矛盾，防范化解低氨燃烧给锅炉带来的潜在安全隐患，是煤电机组安全稳定实现超低和近零排放的重要前提和安全保障。 项目研究成果在7家电厂得到应用，其中福州电厂600MW超临界机组工程示范应用结果表明：侧墙贴壁氧量可提高到1.5%以上，HS和CO浓度可降低60~90%，NOx浓度可降低40~80mg/m²，技改后机组至今运行二年多，锅炉水冷壁未出现明显高温腐蚀现象。黄其励、岳光溪和段宁三位院士领衔的鉴定委员会认为：该研究成果可显著提高超低排放下对冲燃烧锅炉运行的安全性，具有良好的推广应用价值，成果总体居该领域国际领先水平。

基于催化剂失活机理和精准诊断技术，首次建立面向燃煤电厂的催化剂全寿命精细化管理模式，优化了年产4万方的催化剂生产线和年产8万方的再生线，突破了国产催化剂适应复杂燃煤条件的制造瓶颈，整体提高了催化剂的创新研发和产业化能力。 项目授权知识产权63项（发明专利28项）。全寿命智能管控已覆盖全国15%装机的煤电机组，在保障安全稳定超低排放的基础上，近3年通过新型催化剂生产、智能诊断服务和废旧催化剂再生，累计新增销售额8.5亿元，新增利润1.3亿元，为企业节约催化剂全寿命使用费12亿元。项目整体提升了我国脱硝催化剂运维水平和创新研发、产业化能力，成果可进一步向全国电力及非电行业推广，为健全全行业氨氧化物超低排放技术路线提供支撑。经江苏省生产力协会组织专家评价：成果整体达国际领先水平。

燃煤电站作为气体污染物氨氧化物排放大户，正在执行愈发严昔的国家排放标准。2014、2015年国家相继印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，严控大气污染物排放，力求2020年前300MW以上燃煤电站全面实现超低排放改造（NOx排放浓度不高于50mg/m3）及所有新建燃煤电站必须满足超低排放水平。而选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术凭借其技术成熟、脱硝效率高等优势已成为广泛应用于国内燃煤电站的主流烟气脱硝技术。本技术适用于燃煤电站SCR系统喷氨智能化自动控制，尤其是对于超低排放改造后的燃煤电站具有更重要的应用意义。 燃煤电站SCR系统智能化控制技术可实现燃煤电站SCR系统喷氨总调节阀及锁定AIG支管关键阀的智能化自动控制，形成了基于喷氨主控制器及副控制器的SCR系统智能化喷氨控制策略。主控制器基于RAU-MPC、自适应PID基础控制、多通道前馈/反馈耦合的智能化控制策略可实现SCR系统喷氨总量优化控制，副控制器开创性地提出了AIG支管动态配氨智能化调控策略以实现基于AIG支管关键阀锁定的动态变频配氨自动调控。

本成果是运用不同种类成熟的除雾器技术非直接耦合成集成体技术，做到1+1大于2的线性目标。同时通过理论计算，委托美国联合能源公司燃烧技术中心运用计算流体力学（CFD）对吸收塔进行湿烟气压力场、速度场和温度场分布进行建模，反复论证机组历史运行数据变化状况并进行归纳经验总结，在此基础上确定采用一级管式流场分配器+一级屋脊型除雾器+两级并列组合旋流板除尘除雾器+旋流板除尘除雾器烟气流速调节关断门非直接耦合集成为一个集成体，经过初步设计后，进行模拟验证，确认研究的结果和初步设计可行。通过工业实用性转化，设计制造了“旋流型可调节湿式除尘除雾一体化集成装置”，应用在#3、#4脱硫吸收塔，湿烟气出口烟尘排放在不同工况条件下均长期稳定<5mg/Nm。达到了烟尘“超低排放”的目标。 创新点：1、将管式流场分配器、折流板屋脊型除雾器、调节烟气流速及烟气动力场压差的关断门和并列组合旋流板除尘除雾装置形成一体化有机结合，优势互补，功能稳定。2、对烟气流场进行模拟计算，将并列组合旋流型除尘除雾器按气相（湿烟气）的速度和液滴的粒径，及数密度分布组合不同A。（开孔面积）的旋流型除尘除雾器并列组合，使各单元面积的旋流型除尘除雾器烟气动力场压差基本一致，有助于设计压差最小，捕集效率最高的“旋流型可调节湿式除尘除雾一体化集成装置”。3、调节烟气流速及烟气动力场压差的关断门应用在除尘除雾器上，将除尘除雾器作为静态设备为可调节的动态设备。效果归纳：旋流型可调节湿式除尘除雾一体化集成装置从根本上解决了脱硫吸收塔入口烟尘≤50mg/Nm°烟气超低排放问题。

煤电机组实现超低排放后，Hg和SO等非常规污染物成为燃煤电厂下一步烟气污染物治理工作的重点。烟气Hg和SO，污染对环境危害大，严重威胁人体健康，而且超低排放后SO浓度升高，给煤电机组带来空预器堵塞、设备腐蚀、有色烟羽等一系列问题。北京市地方标准要求燃煤锅炉承排放浓度限值为0.5Hg/Nm，杭州市地方标准已将燃煤机组SO，排放浓度限值列入征求意见稿。 现有环保设备对Hg和SO的协同脱除能力无法应对未来更严格的环保标准要求。燃煤电厂脱除烟气中Hg和SO主要采用单一污染物控制技术，即采用改性活性炭/改性飞灰吸附技术和湿式电除尘技术来分别脱除烟气中Hg和SO。然而，随着污染物控制种美不断增加，烟气净化设备数量逐渐增多，不仅提高了设备投资和运行费用，还使整个末端污染物治理系统更加庞大复杂，占地大、能耗高、运行风险大、副产物二次污染问题十分突出。同时，湿式电除尘设备安装在烟道尾部，在一定程度上能解决燃煤机组SO减排问题，但不能改善上游设备的工作条件，解决不了空预器堵塞、烟道腐蚀等影响机组安全可靠性的问题。利用一套设备实现多污染物协同脱除，已成为当前燃煤电厂可持续发展的必然选择。

以54台超低排放燃煤机组为研究对象，对比分析了主要大气污染物（颗粒物、SO2、NOx）的年排放达标率、年排放浓度、排放性能等排放特征。在对环保设施投运和故障进行调查的基础上，分析了排放超标和故障的原因。结果显示：参与调查的燃煤机组中颗粒物、SO2、NOx排放年度达标率分别为99.981%、99.962%、99.893%，表明能够稳定实现超低排放；颗粒物、SO2、NOx排放绩效均值分别为11.11、68.16、140.26 mg/(kW·h)，满足且优于国家标准要求；启停时段颗粒物、SO2、NOx排放超标时长占比分别为54%、64%、57%，说明机组启停过程中颗粒物、SO2、NOx排放浓度难以控制，消除启停机期间制约环保设施正常投运的影响因素是后续主要研究方向。

由于国家环保部大气污染排放标准越来越严，对燃煤发电厂污染物浓度排放标准值越来越低，尤其是东部地区。因此，许多燃煤电厂不得不进行超低排放改造。超低改造电气系统，针对原脱硫系统主接线，提出电气电源优化设计方案，以及解决原系统越级跳闸、低压设备掉闸等问题，确定合理的电气接线方案。

燃煤电厂烟尘超低排放主要选用低低温电除尘技术、电袋/袋式除尘技术、脱硫除尘一体化技术和湿式电除尘技术，此类技术改造需要额外増加一套装置，系统复杂，维护工作量大，改造工期长，占地面积大，投资与运行维护费用高。电除尘是烟尘超低排放工艺的首个环节，其出口烟尘质量浓度普遍在30 ~100 mg/m3甚至更高，针对电除尘实施深度提效，使烟尘在源头上实现深度脱除将成为下一步烟尘治理的重点。本项目研发了“电除尘多场耦合深度提效技术”，可实现电除尘出口烟尘质量浓度低至10 mg/m3以下，显著提高了烟尘超低排放的安全性和可靠性，为烟尘超低排放提供了一种新的技术思路。

阳城电厂6x350MW+2x600MW机组全部为W型火焰锅炉，设计煤种为无烟煤，由于燃媒特性和锅炉结构原因，炉内氨氧化物生成浓度高达1500mg/Nm3。目前行业内在W型火焰锅炉NOx超低排放方面没有成熟的技术可以应用，尤其是在锅炉效率和NOx排放浓度方面难以实现兼得。阳城电厂技术人员通过多方面调查研究、技术攻关，最终实现了W型火焰锅炉NOx超低排放，同时锅炉运行效率也大幅度提高。 SNCR脱硝技术首次在阳城电厂W型火焰锅炉成功应用，脱硝效率达到50%，处于同行业领先水平，同时实现了机组全负荷氨氧化物超低排放。通过该成果的应用，在节约脱硝还原剂耗量、炉效提高后节约燃煤量等方面可为企业节约成本5000万元以上。同时在降低污染物排放和粉煤灰的综合利用方面创造了极大的社会效益。