水电之家讯：针对某1000MW燃煤机组超低排放示范工程,开展污染物现场测试及排放特性分析研究。对关键常规污染物、非常规污染物的脱除效率进行实测,并分析得到其排放特征及排放绩效。测试结果表明,通过燃煤电站超低排放技术改造可显著降低大气污染物排放水平,各污染物控制单元对常规污染物实现高效控制,非常规污染物通过现有污染物控制单元实现高效协同脱除。以测试的1号机组为例,测试期间,总排放口处烟尘、SO2、NOx平均排放浓度分别为1.1、13.38、31.75mg/m3,Hg及其化合物、PM2.5、液滴及SO3平均排放浓度分别为1.65μg/m3、0.29、6.95、2.92mg/m3。SO2、NOx排放绩效分别为0.0397、0.0942(kW˙h),污染物排放远优于国际平均排放水平。100%负荷条件下,SCR、ESP、WFGD、WESP分别实现SO3的脱除效率为-27.1%、21.8%、76.8%及73.9%,WFGD对Hg的协同脱除效率达到80%。
0引言
近年来，我国雾霾天气频发，大气污染物排放形势日趋严峻[1-5]，2013年我国SO2、NOx及烟尘排放量分别为2043.9、2227.4和1278.1万吨[6]，燃煤电厂是大气污染物的排放大户。自2011年，新版《火电厂大气污染物排放标准》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》等多项政策的颁布，明确要求东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(PM<10mg/m3@6%O2，SO2<35mg/m3@6%O2，NOx<50mg/m3@6%O2)[7]，处于长三角重点区域的浙江省最新公布的《浙江省大气污染防治行动计划》中明确规定，2017年底前，所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术，现有600MW以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造，达到燃气轮机组排放标准要求。
目前国内外对烟气污染物的深度脱除及协同控制开展了大量的研究[8-16]，污染物的排放控制也不仅仅关注常规污染物[14]，非常规污染物[15-17]也开始重视。欧美日等发达国家部分电厂已实现燃煤烟气主要污染物排放指标达到超低排放指标(PM<10mg/m3，SO2<35mg/m3，NOx<50mg/m3@6%O2)[18]。日本碧南电厂1000MW机组采用分级燃烧技术和新型燃烧器、SCR脱硝、干式静电除尘器(ESP)、湿法烟气脱硫(WFGD)及湿式静电除尘(WESP)实现了烟尘、SO2及NOx排放浓度分别为3mg/m3、30mg/m3及25mg/m3[19-20]。国内一些企业、高校提出的燃煤电厂烟气污染物超低排放的指标及概念，并对不同的技术路线开展探索，在国内也有部分燃煤电厂的单项污染物排放值达到了超低排放限值，但污染物脱除技术的应用研究层次不高，非常规污染物协同控制特性尚无明确定论，因此开展超低排放燃煤电厂污染物排放特性分析及研究十分必要。
本文针对2台1000MW超低排放机组，机组均采用低氮燃烧器、SCR、ESP、WFGD及WESP的工艺路线，对机组常规污染物(烟尘、NOx和SO2)、非常规污染物(PM2.5、SO3、Hg、液滴等)浓度及脱除效率进行测试，并通过现场测试数据分析燃煤电厂超低排放机组不同污染物控制系统对污染物的脱除效果及多种污染物协同控制效果及排放特性。
1研究方法
1.1仪器及方法
本文测试内容及项目所涉及的测试方法及仪器设备见表1。
烟气污染物测试依据固定污染物烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法(附录D)(HJ/T76—2007)、《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T16157—1996)、燃煤电厂烟气气态总汞的测定-吸附管法作业指导书(ZHJZ/JF115—2013)、《固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法》(暂行)(HJ543——2009)。SO2、NOx采用德图350烟气分析仪，烟尘采用崂应3012H型烟尘采样仪，SO3采用化学吸收法，液滴测试采样采用冷凝法，检测仪器采用微电脑烟尘平行采样仪和S型皮托管、原子吸收分光光度计。
细颗粒物测量采用芬兰Dekati公司的DGI细颗粒物采样仪，该采样仪将烟气中细颗粒物分为四级，切割粒径分别为2.5、1、0.5和0.2μm，现场实际测量时，为保证测量的准确性，在采样枪、DGI采样仪外均加装加热装置，用于排除液滴、冷凝水滴对测量精度的影响。
测点分别设在各机组SCR进出口、ESP进出口、WFGD进出口、WESP进口及烟囱入口，分别对不同污染物控制装备进出口污染物浓度进行测试，涉及采样方法见表1，采样后所有样品送至实验室进行称量并开展相关分析。
延伸阅读：
燃煤机组烟气超低排放改造技术路线及效果分析
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