国家技术发明一等奖 燃煤机组超低排放关键技术路线与应用

国家技术发明一等奖燃煤机组超低排放关键技术路线与应用

1月8日，国家科学技术奖对外发布，浙江大学能源工程学院高翔教授领衔，与浙江省能源集团有限公司合作的“燃煤机组超低排放关键技术研发及应用”项目获得国家技术发明奖一等奖。

目前，通过与企业的产学研用合作，这一成果在全国十多个省市的1000MW、600MW、300MW等级燃煤机组和中小型热电机组上实现了规模化应用，累计装机容量超过1亿千瓦，近三年应用上述发明成果新增销售109.6亿元。

何为超低排放？

超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术使其大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘不超过5mg/m³、二氧化硫不超过35mg/m³、氮氧化物不超过50mg/m³，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，由浙能集团在2011年首次提出，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。相关大气污染物排放浓度限值如下表：

在国家和省部级科研项目的持续支持下，高翔研发团队和浙能集团等单位经过长期的产学研用合作，对NO x、PM、SO2、Hg、SO3等多污染物高效协同脱除技术进行了深入研究，研发了高效率、高可靠、高适应、低成本的燃煤机组超低排放关键技术——多污染物高效协同脱除超低排放系统，实现了复杂煤质和复杂工况下燃煤烟气多种污染物的超低排放，让燃煤变得更加清洁，其技术路线为：

1）针对烟尘，采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过5mg/m³；

2）针对二氧化硫，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35mg/m³；

3）针对氮氧化物，采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50mg/m³；

4）针对汞及其化合物，采用SCR改性催化剂技术，可使汞氧化率达到50%以上，经过吸收塔脱除后，排放浓度不超过3μg/m³；

5）针对三氧化硫，采用低低温电除尘、湿式电除尘等，排放浓度不超过5mg/m³。

在研究过程中，该技术获批了30多项发明专利，还有美国、日本等国际专利，解决了多项关键技术问题。比如：

1）针对细颗粒物在烟气中的脱除问题，通过温-湿调控强化了多场协同下细颗粒物和SO3的控制脱除，提升了颗粒的捕集效率；

2）针对催化剂中毒失活、低温活性差等问题，通过构筑多活性中心催化剂，提高了催化剂的抗中毒、低温活性、协同氧化汞等性能，实现了复杂煤质及低负荷运行等恶劣工况下氮氧化物的高效脱除，也提高了汞排放控制效果；

3）针对废旧催化剂的处置问题，通过活性组分分次可控负载等方法，可使催化剂活性恢复到新鲜催化剂的水平，实现废旧催化剂的再生利用及功能化改性；

4）针对系统优化运行问题，通过建立多断面污染物浓度预测模型及优化方法，可实现超低排放的智能调控。

同时，项目组还牵头或参与制定了国家标准和机械行业标准共15项，提升了燃煤污染治理技术及装备水平。

据了解，该技术首先在嘉华电厂1000MW在役燃煤机组上进行了超低排放的工程示范，对现役的两台燃煤机组进行示范改造，使燃煤机组大气污染物排放浓度满足超低排放要求。该项目于2013年8月13日开工建设，8号机组于2014年5月30日完成改造，7号机组于2014年6月10日完成改造投入运行。

嘉华电厂因此被国家能源局授予“国家煤电节能减排示范电站”荣誉称号，该成果也于2017年6月亮相阿斯塔纳世博会，得到了观展各国人士的赞赏。

以上技术路线与项目应用体现了该超低排放系统的高效率、高可靠与高适应性。对于低成本，据介绍，根据机组容量和现场条件不同，设备的初始投资成本也不同，超低排放系统设备投资和运维成本匀摊到每度电上成本增加约1分钱。

对于今后的研发重点，高翔表示计划将研究成果推广应用在工业锅炉等非电领域，实现多污染源多污染物的超低排放。同时，也为这个领域培养更多的年轻优秀人才。

拓展延伸

目前，湿式、低低温电除尘技术已成为燃煤电厂满足“超低排放”的主流技术。但燃煤电厂实现“超低排放”，除了采用湿式、低低温电除尘等本体技术外，先进的电除尘用高压供电技术起着重要作用。

一、低低温电除尘技术

我国环保企业从2009年开始加强低低温电除尘技术研究，目前已有多套设备投运，现已掌握低温腐蚀、二次扬尘、提效幅度及对WFGD协同除尘效果的影响等核心问题，并取得一定的工程经验，提出了防止低温腐蚀、二次扬尘的对策措施。

目前，低低温电除尘技术在国内已有多项应用：

1.大唐宁德电厂#4炉600MW机组改造，将电除尘器入口烟气温度降低至95℃左右。2013年4月，经测试，除尘器入口烟气温度92℃时，电除尘器出口烟尘浓度由60mg/m³降低到20.2mg/m³。

2.中电投江西新昌电厂700MW机组改造，将入口烟气温度降至95℃，对电除尘器本体及电控系统进行升级。2013年9月，经测试，低低温电除尘器出口烟尘浓度降至17.25mg/m³，SO3脱除率88.1%，PM2.5脱除率达99.8%以上，气态汞捕集效率达40%以上，节省煤耗2.53g/kWh。

3.浙江浙能嘉华发电有限公司1000MW机组改造，将烟气温度降至90℃左右，电除尘器总集尘面积不变，将所有电场采用高频电源。2014年7月投运，经测试，改造后电除尘器出口烟尘浓度降至20mg/m³。

4.华能榆社电厂300MW机组采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线：脱硝+热回收器+低低温电除尘器+WFGD+烟气再热器。2014年8月投入运行，经测试，电除尘器出口烟尘浓度为18mg/m³，经湿法脱硫系统后，烟尘排放浓度为8mg/m³。

5.华能长兴电厂2×660MW机组采用以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线，系统中不设置WESP，每台炉配套两台双室五电场电除尘器，设计烟气温度90℃。2014年12月投入使用，经初步测试，电除尘器出口烟尘浓度约为12mg/m³，经湿法脱硫后，出口烟尘排放约为3.5mg/m ³，湿法脱硫协同除尘效果约70%。

6.浙江浙能台州第二发电厂2×1000MW机组、浙能温州电厂四期2×660MW机组新建工程、华能玉环电厂1000MW机组改造工程均采用低低温电除尘技术，设计烟气温度85℃~90℃，设计除尘器出口烟尘浓度为15mg/m³，均将于2015年投入使用。天津国投津能发电有限公司一期工程#1炉1000MW机组改造工程，改造后烟温降为88℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值20mg/m³，2014年12月投运。华电江苏望亭发电分公司#3、#4炉660MW机组改造工程，烟温改造后降为95℃，电除尘器出口烟尘浓度设计值20mg/m³，计划2015年2月投运。

二、湿式电除尘技术

我国环保企业从2009年开始进行燃煤电厂WESP的研究和开发，通过自主研发或引进技术，已掌握核心技术。WESP的研发也得到国家科技部的高度重视和大力支持，被列入国家863计划和国家国际科技合作专项。

目前，WESP在我国已有多项应用：

1.华电淄博电厂6号机（330MW）配套WESP。机组于2013年10月投运，经测试，WESP出口烟