作者 | 苗博 吳東垠 牛國棟  華能銅川照金電廠  西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室

隨著燃煤機組煙氣凈化技術(shù)的發(fā)展，人們已經(jīng)意識到分別使用脫硫和脫硝技術(shù)，并不能達到很好的污染物脫除效率，而且脫除設(shè)備龐大，占地空間大，初投資和運行費用昂貴。為了解決此類問題，各種煙氣凈化綜合利用技術(shù)得到了重視和發(fā)展，一體化的脫硫脫硝工藝結(jié)構(gòu)緊湊，煙氣凈化設(shè)備初投資和運行費用低，滿足了大容量機組的需要。因此，開發(fā)煙氣綜合凈化技術(shù)已成為煙氣凈化的發(fā)展趨勢。

目前，國外主要采用的脫硫技術(shù)包括循環(huán)流化床、濕法脫硫、噴霧脫硫等，脫硝技術(shù)包括選擇性催化還原技術(shù)(SCR)和選擇性非催化還原技術(shù)(SNCR)。煙塵脫除技術(shù)普遍采用電除塵器，在北美、歐盟、日本等國家，電除電器的覆蓋面積所占除塵設(shè)備的份額比較大。隨著國內(nèi)對于環(huán)保要求的日益嚴格，國內(nèi)已開展了超潔凈排放環(huán)保協(xié)同改造。

現(xiàn)有的燃煤機組采用了不同的脫硫、脫硝、除塵等超凈排放技術(shù)，脫硫技術(shù)因各電廠的實際情況而異；脫硝超低排放技術(shù)基本相似，以優(yōu)化低氮燃燒、增加SCR催化劑為主；除塵超低排放技術(shù)多選用加裝低溫省煤器和濕式除塵器，同時結(jié)合電除塵高頻電源改造、電場布置優(yōu)化等技術(shù)。

因此，在保證我國經(jīng)濟高速穩(wěn)定增長的前提下，開展燃煤機組煙氣污染物超凈排放技術(shù)顯得尤為重要，而且由于國家對環(huán)境污染物的排放及治理要求更加苛刻，尋求有效價廉的煙氣超凈排放技術(shù)更加具有發(fā)展前景。

1 鍋爐布置

某600 MW機組為亞臨界自然循環(huán)鍋爐，汽水系統(tǒng)為強制循環(huán)，四角切圓燃燒，固態(tài)排渣，制粉系統(tǒng)采用中速磨正壓直吹制粉系統(tǒng)。

（1）脫硫系統(tǒng)

機組采用濕式石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝系統(tǒng)。每臺爐配備一套煙氣脫硫(FGD)濕法脫硫裝置。脫硫劑采用白泥和石灰石粉原料，采購的石灰石粉以氣力輸送的方式送入石灰石粉倉，再通過給料裝備送至漿液攪拌箱制成石灰石漿液，由漿液泵送至吸收塔。

（2）脫硝系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)首先進行了低氮燃燒器的改造，目前主要是針對SCR的裝置及工藝進行改造。實際運行過程中，NOx入口濃度為200～250mg/m3，出口實際運行值已低于50mg/m3。

（3）除塵系統(tǒng)

機組原采用電袋組合式除塵器，布置在鍋爐空預(yù)器之后和引風機之前。在除塵器進口前增加煙氣凝聚器，原電除塵器進行小分區(qū)和有效電源改造，同時進行除霧器提效改造以進一步提高脫硫系統(tǒng)除塵效果。鍋爐配置有雙室電場和電除塵器，采用露天臥式布置方式。

2 改造方案設(shè)計

燃煤電廠煙氣中污染物(SO2、Nox、粉塵等)的控制受多種因素影響，特別是在目前極嚴格的環(huán)保要求下，已不是煙氣凈化設(shè)備能夠獨立解決的問題。鍋爐燃燒、脫硫設(shè)備、脫硝設(shè)備、煙氣換熱器等都直接影響機組煙氣中污染物的排放。因此，需要采用協(xié)同控制技術(shù)，建立整個機組煙氣超凈排放系統(tǒng)，對鍋爐燃燒、脫硫、脫硝、有效除塵器、濕式電除塵器、煙氣換熱器等進行協(xié)同優(yōu)化控制。

根據(jù)現(xiàn)在運行機組的實際情況，通過對各個煙氣凈化系統(tǒng)的分析，設(shè)計了研究路線，擬通過計算與分析，得到一種優(yōu)化的電廠煙氣超凈排放改造方案，其研究路線如圖1所示。

經(jīng)過全面的理論分析和論證，盡可能保障原有設(shè)備不進行大范圍改動的情況下，結(jié)合現(xiàn)有環(huán)保設(shè)備和場地，可考慮采用如下改造方案：

（1）脫硫改造：在現(xiàn)有吸收塔位置與引風機混合煙道之間，新建1級吸收塔作為一級吸收塔，原吸收塔改造作為二級串聯(lián)塔。通過新加裝一套脫硫預(yù)洗塔，將現(xiàn)有吸收塔作為深度處理塔。

（2）脫硝改造：由于已經(jīng)安裝了低氮燃燒器(LNB)，運行中SCR催化劑入口的NOx濃度均在350mg/m3以下，煙囪出口NOx濃度在100mg/m3以下。原有SCR脫硝系統(tǒng)采用兩層催化劑加1層催化劑預(yù)留層布置形式，即采用的是"LNB+SCR”方案。

（3）濕式除塵改造：管式濕式除塵在化工行業(yè)應(yīng)用較多，板式濕電除塵在國內(nèi)燃煤電廠中得到了廣泛應(yīng)用。濕式電除塵器性能主要的影響因素包括運行控制方式、電場參數(shù)、入口粉塵濃度、電場風速選取等。煙塵控制系統(tǒng)根據(jù)不同的機組配置可有多種系統(tǒng)組成，根據(jù)目前國內(nèi)的煙塵控制狀況，主要有以下兩種系統(tǒng)：

系統(tǒng)1:鍋爐+脫硝+有效除塵器+濕法脫硫+濕式電除塵器

系統(tǒng)2:鍋爐+脫硝+有效除塵器+濕法脫硫

當需要達到超凈排放時多采用系統(tǒng)1的方案，需要有效除塵器、濕法脫硫和濕式電除塵器各自承擔部分減排任務(wù)。

（4）MGGH改造：低溫煙氣處理系統(tǒng)(MGGH)是管式煙氣一煙氣熱交換器。該煙氣系統(tǒng)由兩部分組成：

①煙氣冷卻器(FGC )布置在引風機之后、脫硫吸收塔之前的水平煙道，利用凝結(jié)水降低煙氣溫度；

②煙氣再熱器(FGR)布置在濕式除塵器和煙囪之間的水平煙道上，利用加熱后的凝結(jié)水再去加熱脫硫后的凈煙氣，提升煙氣的溫度。

MGGH利用鍋爐尾部煙氣的余熱來加熱煙囪入口煙氣，相對SGH更有利于能源綜合利用，并且由于MGGH使用的是管式加熱，不會存在回轉(zhuǎn)式GGH漏煙氣的缺點。

3計算結(jié)果及分析

3.1 煙氣中污染物年減排量計算

（1）SO2年減排量

設(shè)備改造后，SO2脫除量及脫硫效率如圖2所示。由圖2可以看出，脫硫系統(tǒng)經(jīng)過改造之后，1#機組兩級脫硫塔的脫硫量分別為1103.01mg/m3和287.34 mg/m3，脫硫效率分別為78.5%和20.5%，SO2的脫除過程主要在一級脫硫塔中進行。2#機組兩級脫硫塔的脫硫量分別為1261.14mg/m3和199.4mg/m3，脫硫效率分別為85.5%和13.5%。

（2）NOx年減排量

原有脫硝系統(tǒng)經(jīng)過低氮燃燒后，脫硝系統(tǒng)NOx入口濃度從300mg/m3減小到100mg/m3。經(jīng)過煙氣超凈排放改造之后，機組NOx排放濃度小于50mg/m3，兩臺機組每年可以進一步減少NOx排放量1150t。

（3）煙塵年減排量

電除塵器原有實際除塵效率為99.6%，經(jīng)過電除塵器提效改造之后，煙塵濃度低于30mg/m3,該鍋爐產(chǎn)生的煙塵年排放量為798t，兩臺機組每年可減少煙塵排放量2918t。通過超凈排放改造后，機組煙塵排放濃度小于5mg/m3，兩臺機組鍋爐煙塵年排放量為138t，兩臺機組每年可進一步減少煙塵排放量689t。

（4）污染物年減排量總計

經(jīng)過脫硫、脫硝及除塵等煙氣協(xié)同技術(shù)改造之后，脫硫、脫硝及除塵效果均有明顯提高。圖3顯示了SO2、NOx和煙塵的排放濃度及脫除率。

煙氣凈化設(shè)備改造之前，SO2排放濃度為195.42mg/m3，經(jīng)過改造之后，SO2排放濃度達到14.33m/m3，脫硫效率從95.9%上升到99.1%；

設(shè)備改造之前，NOx排放濃度為98.22mg/m3，經(jīng)過改造之后，NOx排放濃度達到32.05mg/m3，脫硝效率得到了明顯的提高，從66.6%上升到89.3%；

設(shè)備改造之前，煙塵排放濃度為27.32mg/m3，經(jīng)過改造之后，煙塵排放濃度達到4.23m/m3，除塵效率有所提高。

按照年利用5 000 h計算，表1給出了各污染物的年減排量。如表1所示，原SO2、NOx、煙塵的減排量分別為107900t/年、4600t/年、2918t/年，經(jīng)過煙氣凈化設(shè)備協(xié)同改造之后，SO2、NOx、煙塵的減排量又分別增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1煙氣年減排結(jié)果

3.2 通過改造解決的設(shè)備問題

某燃煤機組的設(shè)備改造不僅使污染物達到了環(huán)保指標的排放標準，而且還解決了設(shè)備長期運行存在的問題，并對整個系統(tǒng)進行了完善和優(yōu)化，保障了各類凈化設(shè)備能夠長期穩(wěn)定安全的運行。

（1）脫硫系統(tǒng)

由于煙氣入口處于煙氣和漿液干濕交界面上，容易發(fā)生入口煙道搭橋堵塞，造成脫硫塔入口煙氣壓力增大和脫硫塔內(nèi)部煙氣流場分布不均勻，甚至引起除霧器堵塞，改造前脫硫塔入口煙道堵塞發(fā)展如圖4所示。改造后安裝有擋水板，可以有效地防止?jié){液進入煙道。脫硫塔運行時，上方擋水板形成的水簾可以有效地吸收SO2并且有利于氣流均勻分布，兩側(cè)擋水板可防止塔內(nèi)空氣旋流將漿液帶入煙道。通過對脫硫塔入口的改造，既保障了入口煙道的強度，又達到了防止煙道搭墻堵塞，同時上部擋水板形成的水簾還能夠起到吸收SO2和均勻分布煙氣的目的。

圖4改造前脫硫塔煙道堵塞發(fā)展

（2）脫硝系統(tǒng)

由于原系統(tǒng)設(shè)計缺陷，脫硝反應(yīng)器煙道入口的排灰管受空間限制，坡度較緩無法正常排灰，長期運行容易造成積灰堵塞。在原積灰部位附近接入吹灰壓縮空氣，壓縮空氣取自于公用壓縮空氣系統(tǒng)，運行中定期對該部位進行吹掃，將煙道底部的積灰吹入脫硝反應(yīng)入口，隨煙氣進入電除塵排出。

改造完成后，積灰現(xiàn)象明顯消除，較之于改造前催化劑層壓差增加不明顯，達到了預(yù)期目的。

3.3 經(jīng)濟性分析

煙氣綜合凈化設(shè)備改造成本主要包括變動成本、固定成本、財務(wù)費用等，其中變動成本包括尿素、水電、石灰石、石膏、年均折算更換催化劑等；固定成本包括資產(chǎn)折舊、運行管理人員工資、設(shè)備檢修費等。在干濕煙囪方案中，各煙氣凈化系統(tǒng)的運行費用如表2所示。干煙囪方案是當不加裝濕法脫硫裝置時，煙氣出口溫度在120℃左右，煙氣中水蒸汽含量較低，煙氣對煙囪的腐蝕不嚴重；濕煙囪方案是當加裝濕法脫硫裝置，經(jīng)過濕法脫硫及煙氣升溫之后，煙氣中水蒸汽含量要高，煙氣中生成的H2SO3和H2SO4會加重對煙囪的腐蝕。

通過對比分析看出，干煙囪方案和濕煙囪方案中，設(shè)備改造后整體系統(tǒng)單位成本增加值分別為10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h)，濕煙囪方案的成本增加值略小于干煙囪方案。因此，在滿足我國大氣環(huán)境污染物排放標準的前提下，推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設(shè)備改造的推薦方案。

表2干濕煙囪方案的經(jīng)濟性分析   元/(MW·h)

4 結(jié)論

（1）根據(jù)某600 MW燃煤電廠煙氣凈化的設(shè)計方式和實際運行情況，對該燃煤電廠進行方案設(shè)計與經(jīng)濟性分析，*終獲得優(yōu)化方案。通過對煙氣超凈排放設(shè)備的改造及現(xiàn)場實測，各污染物排物均達到國家環(huán)保標準，說明改造方案是有效可行的;

（2）采用成熟的石灰石一石膏濕法脫硫技術(shù)，新建一級脫硫塔，與原脫硫塔組成串聯(lián)雙塔循環(huán)方式。采用有效的SCR脫硝裝置，盡量降低煙囪出口Nox排放濃度。通過重新進行流場模擬、優(yōu)化調(diào)整，加裝備用層催化劑，通過合理分配各相關(guān)設(shè)備的除塵效率和煙塵控制，結(jié)合該燃煤電廠實際運行情況，推薦采用在濕法脫硫后增加濕式電除塵器的改造方案;

（3）煙氣超凈排放設(shè)備改造之后，煙氣脫硫效率從95.9%提高到99.1%，脫硝效率從66.7%上升到89.3%，除塵效率達到99.9%，煙氣各類污染物的年減排量均有明顯的提高;

（4）從煙氣超凈排放設(shè)備改造成本的分析看出，干煙囪方案和濕煙囪方案中設(shè)備改造后整體系統(tǒng)單位成本增加值分別為10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h)，濕煙囪方案的成本增加值小于干煙囪方案。因此，推薦選用濕煙囪方案作為煙氣凈化設(shè)備改造的推薦方案。

本文發(fā)表于《沈陽工程學院學報》（自然科學版）2017年1月第13卷 第1期