技术
响应国家政策要求，某660MW燃煤发电机组通过在空气预热器和静电除尘器之间加装低低温省煤器，改造脱硫吸收塔喷淋层和除雾器，增加1台刚性极板湿式电除尘器，同时进行引风机、增压风机二合一改造，并采用高效低氮燃烧器以及分级省煤器技术完成了超低排放改造。
通过建立“度电年均成本评估模型”，并以实际运行成本数据为基础，对除尘、脱硫、脱硝等过程进行逐项分析计算，获得改造对供电成本的影响情况。研究表明：采用上述创新技术和设备进行机组改造，显著降低了主要烟气污染物排放浓度;改造后供电成本增加0.00847元/(kW˙h)。该结果可为全国大范围实施的燃煤发电机组超低排放改造提供参考。
按照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)规定：燃煤发电锅炉大气污染物特别排放限值为烟尘≤20mg/m3、二氧化硫≤50mg/m3、氮氧化物≤100mg/m3;燃气发电机组大气污染物排放限值为烟尘≤5mg/m3、二氧化硫≤35mg/m3、氮氧化物≤50mg/m3。2014年9月12日，国家发改委、环保部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)，正式提出超低排放限值为在基准含氧量6%(体积分数，下同)条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10、35、50mg/m3，并对新建机组和现役机组提出了超低排放要求。
根据2015年12月2日国务院第114次常务会议和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)文件的要求，全国燃煤机组超低排放改造应在2020年全部完成，东部地区在2017年前总体完成，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成，从而大幅降低发电机组大气污染物排放。
自2014年以来，一些发电企业通过技术改造，实现了燃煤机组大气污染物超低排放[1-3]。但是，超低排放改造增加了投资、运行和维护费用，不可避免地提高了发电企业经营成本。本文以某超临界660MW直接空冷机组超低排放改造为例，以其改造技术路线为基础，分析评估改造对机组供电成本的影响，为今后优化机组运行、控制大气污染物排放、完善改造技术路线提供依据。
1超低排放改造
1.1机组概况
机组于2014年12月完成了超低排放改造工作。改造前，机组执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中大气污染物特别排放限值的标准，即烟尘≤20mg/m3、二氧化硫≤50mg/m3、氮氧化物≤100mg/m3。
1.2改造技术路线及创新
1.2.1除尘技术
在空气预热器和静电除尘器之间加装低低温省煤器，将烟气温度由131℃降至90℃，降低了静电除尘器入口烟气温度，使静电除尘器除尘效率达到99.9%，确保湿式电除尘器入口烟尘质量浓度小于25mg/m3，湿式电除尘器出口烟尘质量浓度可达13.43mg/m3。
在脱硫吸收塔后增加1台刚性极板湿式电除尘器，该装置主要由电晕线(阴极)、沉淀极(阳极，材质316L不锈钢)、绝缘箱和供电电源组成，同时增加水系统、加碱系统、废水处理装置，改造烟道、配套热控装置。设计除尘效率大于80%，以实现深度脱除烟尘、PM2.5和SO3[4-7]。
为治理石膏雨[8-9]，采用烟囱冷凝液收集技术，在脱硫吸收塔出口和烟囱内安装液体收集器和排水器。结合吸收塔出口形状、烟道纵横比、烟囱进口设计和总体的烟气流速、液滴夹带量等设计液体收集装置，并设计二次流动和再循环区域，引导液膜流向水槽和排水渠，减少石膏雨排放。
1.2.2脱硫技术
进行引风机、增压风机二合一改造，降低烟风系统能耗。在现有脱硫塔三层喷淋层下方，大约标高23.6m处增加1层喷淋层，增加1台浆液循环泵，使得脱硫效率提高至97.5%以上。将2层平板式除雾器改为2层屋脊式除雾器+1层管式除雾器，进一步消除吸收塔边壁逃逸现象，去除粒径大于400?m的雾滴，并均布烟气。
1.2.3脱硝技术
通过采用高效低氮燃烧器，锅炉选择性催化还原(SCR)脱硝装置入口氮氧化物质量浓度可以控制在200mg/m3以下。采用分级省煤器技术，提高低负荷下SCR装置入口烟气温度，使脱硝装置能够在40%负荷以上稳定运行(满足调峰要求)，提高了脱硝装置投运率。改造后264MW负荷时SCR脱硝装置入口烟气温度为300℃，660MW负荷时SCR装置入口烟气温度低于400℃，可以满足催化剂活性温度要求。
另外，经过核算，催化剂维持在目前的2层就可确保脱硝效率达到80%以上，所以无需进行催化剂加层改造。改造总体技术路线如图1所示。
