燃煤机组烟气超低排放改造投资和成本分析

杜 振 柴 磊 魏宏鸽 张 杨 朱 跃

(华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030)

《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》中明确指出，燃煤机组烟气超低排放限值为基准氧体积分数6%的条件下，烟尘、SO2和NOX的排放质量浓度分别不高于10、35、50 mg/m3[1]。在加快能源生产和消费革命，进一步提高煤电清洁发展的形势下，对燃煤机组提出了更严格的烟气排放目标。因此，本研究从燃煤机组常规超低排放改造技术路线着手，分析烟气超低排放改造投资和成本，从而提出烟气超低排放的适用条件，为烟气超低排放改造补贴政策的出台提供参考。

1 主要技术路线

燃煤机组脱硫技术主要包括炉内喷钙脱硫、湿法烟气脱硫和半干法脱硫等[2-3]。为达到SO2超低排放，常规的脱硫改造技术为：当烟气脱硫系统的目标脱硫效率≤98.8%，可采用高效单吸收塔脱硫系统；当烟气脱硫系统的目标脱硫效率>98.8%时，宜采用双塔双循环脱硫系统。

燃煤机组脱硝技术主要有低氮燃烧(LNB)、选择性非催化还原(SNCR)、选择性催化还原(SCR)和SNCR/SCR[4-8]。为达到NOX超低排放，常规的脱硝改造技术为：在不影响燃煤机组安全经济运行的前提下，尽可能通过LNB控制NOX排放浓度，并增设SCR装置。

燃煤机组除尘技术主要包括前端除尘和终端除尘，其中前端除尘包括干法电除尘和袋式除尘[9]，终端除尘包括湿法电除尘和湿法脱硫协同除尘。为达到烟尘超低排放，常规的除尘改造技术为：通过增设高效电源、移动电极，以及除尘器扩容、降温等措施控制除尘器出口烟尘排放质量浓度不大于40 mg/m3，经过湿法脱硫后降低到20 mg/m3以下，最终经过湿法电除尘器达到烟尘超低排放。当……