600MW燃煤發(fā)電機(jī)組煙氣超低排放改造方案對(duì)比

張學(xué)海，賈兆鵬

（1.華能銅川照金電廠，陜西 銅川 727100；2.西安熱工研究院有限公司，西安 710032）

1 超低排放改造概述

華能銅川照金電廠一期建設(shè)2×600MW燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐已增設(shè)選擇性催化還原（SCR）脫硝裝置。尾部原配備2臺(tái)臥式四電場(chǎng)電除塵器。機(jī)組原配置上海鼓風(fēng)機(jī)廠有限公司生產(chǎn)的2臺(tái)動(dòng)調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)以及1臺(tái)動(dòng)調(diào)軸流增壓風(fēng)機(jī)，已進(jìn)行“引增合一”改造。煙氣脫硫工程采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，設(shè)計(jì)脫硫效率為96%，采用回轉(zhuǎn)式氣氣再熱器加熱，保證煙囪入口煙氣溫度≥80℃，漏風(fēng)率＜1%。濕法脫硫、粉塵排放等環(huán)保排放滿足GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求。

隨著國(guó)家環(huán)保政策的日趨嚴(yán)格，面對(duì)日益嚴(yán)峻的治污降霾壓力，華能銅川照金電廠2×600MW燃煤發(fā)電機(jī)組主動(dòng)承擔(dān)起央企責(zé)任，率先采用先進(jìn)的煙氣超低排放技術(shù)，實(shí)現(xiàn)污染物排放指標(biāo)達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)。煙氣污染物排放擬按NOx質(zhì)量濃度低于50mg／m3（標(biāo)態(tài)，干基，6%O2）、SO2質(zhì)量濃度不大于 35mg／m3（標(biāo)態(tài)，干基，6%O2）、粉塵質(zhì)量濃度不大于5mg／m3（標(biāo)態(tài)，干基，6%O2）的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行控制，原有除塵、脫硝、脫硫、風(fēng)機(jī)等系統(tǒng)不能滿足要求，需要進(jìn)行改造［1］。

2 改造方案對(duì)比

2.1 低低溫省煤器＋濕煙囪方案

低低溫省煤器布置在空氣預(yù)熱器后、除塵器前的水平煙道上，每臺(tái)機(jī)組共計(jì)4臺(tái)，煙氣溫度由117℃下降到90℃，降低電除塵器入口煙氣溫度，進(jìn)而降低粉塵比電阻，發(fā)揮低低溫除塵作用，可使除塵效率大大提高。凝結(jié)水從＃7低壓加熱器（以下簡(jiǎn)稱低加）入口和出口處引出2路水，混合后達(dá)到70℃，作為煙氣余熱回收裝置的入口水（經(jīng)過加熱后水溫由70℃提高到105℃），然后進(jìn)入＃6低加入口凝結(jié)水管。加熱低壓給水可以減少抽汽，增加汽輪機(jī)做功，從而降低煤耗。

經(jīng)過低低溫省煤器處理后的煙氣進(jìn)入脫硫裝置，脫硫后的凈煙氣溫度過低，煙氣的抬升高度降低，不僅不利于污染物的擴(kuò)散，還容易出現(xiàn)“濕煙鹵”現(xiàn)象；更嚴(yán)重的是，煙氣經(jīng)過脫硫后，雖然SO2含量大大減少，但煙氣濕度增加、溫度降低，煙氣中的酸性成分更易冷凝在尾部裝置上，，蝕性超過了原煙氣，對(duì)電廠的尾部設(shè)備造成了嚴(yán)重腐蝕。尾部裝置處于已處理煙氣的低溫區(qū)，含濕量已達(dá)飽和狀態(tài)，是較為嚴(yán)重的低溫化學(xué)腐蝕區(qū)，因此，采用低低溫省煤器的技術(shù)方案，必須對(duì)煙囪采取防腐措施。

機(jī)組煙氣系統(tǒng)取消煙氣換熱器（GGH）后，排放煙氣工況較原來發(fā)生較大變化：排放的煙氣由80℃左右的半干煙氣，變?yōu)?0℃左右的飽和濕煙氣（煙氣溫度低于酸露點(diǎn)，酸露點(diǎn)約為65℃），因此會(huì)在煙囪中析出大量冷凝稀酸液（pH值為1～3），具有很強(qiáng)的腐蝕性及滲透性?，F(xiàn)有煙囪磚內(nèi)襯無法滿足取消GGH后的煙氣排放要求，需對(duì)其進(jìn)行防腐、防滲改造。

因煙囪改造時(shí)間較長(zhǎng)，為保證煙囪改造時(shí)機(jī)組能正常運(yùn)行，每臺(tái)機(jī)組需設(shè)置1座臨時(shí)煙囪。臨時(shí)煙囪設(shè)置獨(dú)立的混凝土基礎(chǔ)，直徑為7.4m，高60 m，30m以下采用16mm厚的Q235B材質(zhì)，30m以上選擇12mm厚的Q235B材質(zhì)，采用玻璃鱗片進(jìn)行防腐。每根臨時(shí)煙囪質(zhì)量為200 t左右，采用倒裝法進(jìn)行安裝。

2.2 管束式GGH＋干煙囪方案

管束式GGH（MGGH）由2部分組成：煙氣冷卻器布置在空氣預(yù)熱器后、除塵器前的水平煙道上，煙氣的溫度由117℃下降到90℃；GGH布置在脫硫系統(tǒng)和煙囪之間的水平煙道上，利用煙氣冷卻器加熱后的水去加熱脫硫后的凈煙氣，煙氣溫度由47℃上升到72℃。

經(jīng)過脫硫裝置后的凈煙氣經(jīng)GGH加熱后，冷凝酸液量很少；同時(shí)，由于煙囪表面有灰層阻擋，冷凝酸液量不足以沖破灰層的保護(hù)，故不會(huì)對(duì)煙囪產(chǎn)生太大影響。

華能銅川照金電廠2臺(tái)鍋爐GGH后的排煙溫度基本為70～80℃，偶爾有低于70℃和高于80℃的情況，煙囪到目前為止均可安全運(yùn)行。煙氣超低排放改造后，SO2排放質(zhì)量濃度小于35mg／m3，NOx排放質(zhì)量濃度小于50mg／m3，粉塵排放質(zhì)量濃度小于5 mg／m3。經(jīng)計(jì)算，煙囪入口煙溫為 72℃時(shí)，SO2，NOx和粉塵的最大落地質(zhì)量濃度分別為9.43，13.47，1.34μg／m3，遠(yuǎn)小于國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的 20，40，80μg／m3［2］。

因此，該工程加裝MGGH后，煙囪入口煙氣溫度為72℃以上時(shí)，既可保證煙囪長(zhǎng)周期安全運(yùn)行，又可以保證污染物落地質(zhì)量濃度符合國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)。

3 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

3.1 投資分析

經(jīng)核算，2臺(tái)機(jī)組進(jìn)行MGGH+干煙囪改造的工程總投資比低低溫省煤器+濕煙囪改造的工程總投資少1708萬元左右。

3.2 經(jīng)濟(jì)性分析

3.2.1 低低溫省煤器經(jīng)濟(jì)性分析

3.2.1.1 節(jié)煤量分析

排煙溫度按90℃計(jì)算，汽輪機(jī)熱平衡按額定工況（THA）計(jì)算。低低溫省煤器進(jìn)口水為＃7低加入口與出口水混合至70℃的取水，出口回水點(diǎn)位于＃6低加入口，經(jīng)計(jì)算，汽輪機(jī)熱耗率降低0.66%，節(jié)省發(fā)電煤耗1.683 g／（kW·h）。與原工況相比，在保持發(fā)電功率與抽汽量不變的情況下，凝汽器真空度變化導(dǎo)致發(fā)電煤耗增加0.478 g／（kW·h）左右。因此，加設(shè)低低溫省煤器后，可節(jié)省煤耗 Δbs=1.205 g／（kW·h）。機(jī)組功率P按600MW、運(yùn)行時(shí)間t按7200 h、機(jī)組負(fù)荷率η按75%計(jì)，則全年節(jié)標(biāo)準(zhǔn)煤量 ΔB=ΔbsPtη×10-3=3904.2 t，直接經(jīng)濟(jì)效益（標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格按575元／t計(jì)）為224.5萬元。

3.2.1.2 節(jié)水量分析

排煙溫度從117℃降至90℃，脫硫塔出口飽和煙氣溫度從50℃左右降至48℃左右，節(jié)省水量26.47 t／h左右，年節(jié)水效益為19.06萬元（運(yùn)行時(shí)間為7200 h、負(fù)荷率為75%、工業(yè)用水價(jià)格為1元／t）。

3.2.1.3 運(yùn)行費(fèi)用分析

運(yùn)行費(fèi)用考慮3個(gè)方面：增加低低溫省煤器后引風(fēng)機(jī)耗電量的增加，增加熱媒水增壓泵后水泵耗電量的增加，脫硫系統(tǒng)節(jié)水后水泵耗電量的減少。

（1）受熱面本體煙氣側(cè)阻力為358.6Pa，煙氣溫度從117℃降到90℃可以抵消57.78Pa的阻力，因此增設(shè)低溫省煤器后，阻力增加300.82 Pa，引風(fēng)機(jī)功率增加86.69 kW。系統(tǒng)水側(cè)阻力為0.236MPa，由于低溫省煤器系統(tǒng)并聯(lián)于原回?zé)嵯到y(tǒng)，基本不增加凝結(jié)水泵的功率。因此，增設(shè)低低溫省煤器系統(tǒng)后，功率增加86.69 kW，年增加電費(fèi)20.6萬元。

（2）以熱媒水增壓泵揚(yáng)程為30m、效率為0.85、流量為600 t／h計(jì)，熱媒水增壓泵增加功率57.71 kW，年增加費(fèi)用13.71萬元。

（3）脫硫系統(tǒng)年節(jié)水量為26.47萬t，這些水原本需要水泵經(jīng)過噴淋器噴入煙道內(nèi)，以水泵揚(yáng)程為30m、效率為0.85計(jì)，可節(jié)約電費(fèi)0.95萬元。

因此，增設(shè)低低溫省煤器后，年總收益為210.2萬元。

3.2.2 MGGH經(jīng)濟(jì)性分析

3.2.2.1 蒸汽加熱器增加煤耗

滿負(fù)荷情況下，煙氣經(jīng)過除塵器前的煙氣冷卻器后溫度從117℃降到90℃，循環(huán)水溫度從70℃升到101℃；煙氣經(jīng)過濕式電除塵器后，溫度降到47℃，再經(jīng)GGH加熱后溫度升到72℃。低負(fù)荷時(shí)需要投入蒸汽加熱器，將煙氣加熱到72℃以上再進(jìn)入煙囪，根據(jù)計(jì)算，需要抽取輔助蒸汽10.56 t／h，相當(dāng)于減少了做功的蒸汽，增加煤耗0.71 g／（kW·h）。

按機(jī)組功率P為600MW、蒸汽加熱器投運(yùn)時(shí)間t為720 h、機(jī)組負(fù)荷率η為75%計(jì)，全年增加標(biāo)準(zhǔn)煤量：ΔB=230.04 t，全年增加成本（標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格按575元／t）13.23萬元。

3.2.2.2 節(jié)水量分析

排煙溫度從117℃降到90℃，脫硫塔出口飽和煙氣溫度從50℃左右降至48℃左右，節(jié)省水量26.47 t／h左右，年節(jié)水效益19.06萬元／年（年運(yùn)行小時(shí)數(shù)為7 200 h、負(fù)荷率為75%、工業(yè)用水價(jià)格為0.72元／t）。

3.2.2.3 運(yùn)行費(fèi)用分析

運(yùn)行費(fèi)用考慮3個(gè)方面：增加MGGH系統(tǒng)后引風(fēng)機(jī)耗電量的增加、增加熱媒水增壓泵后水泵耗電量增加、脫硫系統(tǒng)節(jié)水后水泵耗電量的減少。

（1）煙氣冷卻器受熱面本體煙氣側(cè)阻力為400.2Pa，煙氣溫度從117℃降到90℃可以抵消52.95Pa的阻力，因此增設(shè)煙氣冷卻器后，阻力增加347.25Pa，引風(fēng)機(jī)功率增加100.06 kW，年增加電費(fèi)23.99萬元；GGH受熱面本體煙氣側(cè)阻力為452.1 Pa，因此增設(shè)GGH后，引風(fēng)機(jī)功率增加229.5 kW，年增加電費(fèi)54.53萬元。

（2）以熱媒水增壓泵揚(yáng)程為50m、效率為0.85、流量為600 t／h計(jì)，熱媒水增壓泵增加的功率為72.13 kW，年增加費(fèi)用為17.14萬元。

（3）脫硫系統(tǒng)年節(jié)水量為26.47萬t，這些水原本需要水泵經(jīng)過噴淋器噴入煙道內(nèi)，假設(shè)水泵揚(yáng)程為30m，節(jié)約水泵電費(fèi)0.95萬元。

因此，增設(shè)MGGH系統(tǒng)后，年增加總成本為88.9萬元。

4 工期對(duì)比

4.1 低低溫省煤器＋濕煙囪改造工期

根據(jù)目前國(guó)內(nèi)投運(yùn)低低溫省煤器項(xiàng)目改造工程的情況，低低溫省煤器改造施工工期約為3個(gè)月，其中停機(jī)時(shí)間需45 d。濕煙囪改造工程拆除工作施工時(shí)間為20 d左右，濕煙囪防腐施工工期約6個(gè)月，總工期約7個(gè)月，其中正式煙囪匯通時(shí)需2臺(tái)機(jī)組各停機(jī)15 d。

4.2 MGGH改造方案干煙囪改造工期

根據(jù)MGGH改造工程情況，MGGH改造施工工期約需3個(gè)月，其中停機(jī)時(shí)間需45 d，由于銅川電廠MGGH改造涉及凈煙道整體改造，土建工作必須在停機(jī)后實(shí)施，故停機(jī)時(shí)間約需60 d。

5 施工難點(diǎn)對(duì)比

5.1 低低溫省煤器＋濕煙囪改造工期

低低溫省煤器+濕煙囪改造方案的難點(diǎn)及重點(diǎn)在于濕煙囪的改造。煙囪防腐改造方案為：鋼內(nèi)筒采用鈦鋼復(fù)合板材料，豎立鋼內(nèi)筒，原材料從煙囪底部進(jìn)入。該方案高空作業(yè)拆除及安裝的工程量大，施工風(fēng)險(xiǎn)及難度大，必須選擇一家濕煙囪改造業(yè)績(jī)多、經(jīng)驗(yàn)豐富、安全管控能力強(qiáng)的單位。

5.2 MGGH改造施工方案

MGGH改造方案的難點(diǎn)及重點(diǎn)在于MGGH的組裝及焊接工藝。該改造方案高空作業(yè)的工程量相對(duì)較少，安全管控風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)較少。

6 環(huán)境效益

6.1 低低溫省煤器＋濕煙囪方案對(duì)環(huán)境的影響

6.1.1 低低溫省煤器對(duì)粉塵排放的影響

煙氣經(jīng)過低低溫省煤器系統(tǒng)后，煙氣溫度下降，進(jìn)而降低粉塵比電阻，發(fā)揮低低溫除塵作用，可使除塵效率大大提高，配合電除塵器改造可使電除塵器出口煙塵排放質(zhì)量濃度≤30 mg／m3，滿足 GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》要求。煙塵排放量顯著減少，可以很好地改善電廠周圍的大氣環(huán)境質(zhì)量，有利于減少電廠周圍煙塵污染物排放總量。

6.1.2 濕煙囪對(duì)煙流擴(kuò)散的影響

原GGH拆除后，若采取低低溫+濕煙囪方案勢(shì)必造成煙溫降低、煙流下洗，不僅會(huì)腐蝕煙囪的組件材料，而且減弱了煙氣的擴(kuò)散，影響周圍環(huán)境，在低于0℃的氣溫下還會(huì)導(dǎo)致煙囪上結(jié)冰。濕煙囪排放的低溫?zé)煔馓?，垂直擴(kuò)散速度低，出現(xiàn)煙流下洗的可能性非常大。

6.1.3 濕煙囪易發(fā)生“降雨”現(xiàn)象

濕煙囪的另一個(gè)問題是煙囪“降雨”，其起因是煙氣夾帶有液滴，這種降雨通常發(fā)生在煙囪下風(fēng)側(cè)幾百米內(nèi)。雖然加熱煙氣的濕法煙氣脫硫（FGD）也可能發(fā)生煙囪降雨，但濕煙囪出現(xiàn)的幾率更大。

6.1.4 濕煙囪易造成冷凝物的形成

煙囪降雨的直接原因是煙氣中有水滴，由于煙溫降低導(dǎo)致飽和煙氣順著煙囪上升時(shí)壓力下降，絕熱膨脹使煙氣變冷，形成直徑約為1μm的水滴冷凝物。

6.2 MGGH對(duì)環(huán)境的影響

MGGH的主要作用有降低粉塵排放、增強(qiáng)污染物的擴(kuò)散、減輕煙羽、減輕尾部煙道和煙囪的腐蝕，前3個(gè)作用對(duì)電廠周圍的環(huán)境有較大影響。

6.2.1 增強(qiáng)污染物的擴(kuò)散

濕法煙氣脫硫系統(tǒng)中，吸收塔出口凈煙氣溫度一般為47～51℃，設(shè)置MGGH可將凈化后的飽和濕煙氣加熱到72℃以上，從而提高煙氣從煙囪排放時(shí)的抬升高度。根據(jù)某電廠實(shí)際計(jì)算，2臺(tái)300MW機(jī)組合用1個(gè)煙囪，煙囪高度為210m，在環(huán)境濕度未飽和的條件下，安裝和不安裝MGGH的煙氣抬升高度分別為524m和274m，煙氣抬升高度有明顯差異；同時(shí)，污染物的最大落地質(zhì)量濃度點(diǎn)到煙囪的距離分別為10529m和6 689m，不設(shè)置MGGH時(shí)，污染物最大落地質(zhì)量濃度有所增大。但由于脫硫后SO2排放量很小，無論是否安裝MGGH，排放的SO2只占標(biāo)準(zhǔn)值的很小一部分，說明SO2排放對(duì)電廠周圍環(huán)境空氣質(zhì)量的影響甚微。由于SO2的源強(qiáng)度在脫硫之后大大降低，因此無論是否安裝MGGH，它們的貢獻(xiàn)只占環(huán)境允許值的很小一部分。但FGD不能有效脫除NOx，NOx的源強(qiáng)度并沒有降低，所以是否安裝MGGH對(duì)NOx的排放有較大影響。

6.2.2 減輕煙羽

由于脫硫后從煙囪排出的煙氣處于飽和狀態(tài)，環(huán)境溫度較低時(shí)凝結(jié)水汽會(huì)形成白色的煙羽。在我國(guó)南方城市，煙羽一般只會(huì)在冬天出現(xiàn)；而在北方環(huán)境溫度較低的地區(qū)，出現(xiàn)煙羽的幾率較大。脫硫后的冒白煙現(xiàn)象是很難徹底消除的，如果要完全消除白煙，必須將煙氣加熱到100℃以上。安裝MGGH的再熱裝置將排煙溫度提高至72℃以上，只能使煙囪出口附近的煙氣不產(chǎn)生凝結(jié)，可使白煙在較遠(yuǎn)的地方形成。

7 結(jié)論

（1）在投資方面，MGGH改造的總投資比低低溫省煤器+濕煙囪改造的總投資少1 708萬元左右。

（2）在經(jīng)濟(jì)性方面，增設(shè)低低溫省煤器后的節(jié)能總收益為210.2萬元／年；增設(shè)MGGH系統(tǒng)后年增加總成本88.9萬元。低低溫省煤器+濕煙囪改造方案的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于MGGH改造+干煙囪方案。

（3）在施工工期方面，低低溫省煤器+濕煙囪改造工程的施工工期長(zhǎng)，雖然能夠采取新立2根臨時(shí)檢修煙囪的措施，但仍需2臺(tái)機(jī)組先后停機(jī)4次才能完成正式煙囪的投運(yùn)工作。

（4）在施工組織及施工方案方面，低低溫省煤器+濕煙囪改造工程的高空拆除及安裝作業(yè)的工程量大，施工風(fēng)險(xiǎn)及難度大。

（5）在環(huán)境效益方面，安裝MGGH可有效降低粉塵排放質(zhì)量濃度，減少粉塵排放量；增強(qiáng)污染物的擴(kuò)散；減輕煙羽；減輕尾部煙道和煙囪的腐蝕。

經(jīng)綜合比較，推薦MGGH+干煙囪改造方案。

［1］西安熱工研究院有限公司.華能銅川照金電廠一期2×600MW機(jī)組超低排放工程可行性研究報(bào)告［R］.西安：西安熱工研究院有限公司，2014.

［2］西安熱工研究院有限公司.華能銅川照金電廠一期2×600MW機(jī)組超低排放工程初步設(shè)計(jì)［R］.西安：西安熱工研究院有限公司，2014.