某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析-北极星大气网

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摘要：根据某600MW燃煤机组的烟气净化设计及运行特点，对改造方案的可行性和经济性进行了分析，并开展了工艺及设备的改造：脱硫系统采用串联双塔循环方式，脱硝系统采用低氮燃烧与SCR协同作用的方式，采用MGGH技术提高烟气上升高度，合并引风机和增压风机，增大引风机出力。从改造结果看出，干湿烟囱设备改造后，整体系统成本增加值分别为10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)。根据所选优化方案对该燃煤机组进行改造后，排放烟气能够满足国家环保标准，可为其他燃煤电厂的相关改造提供了参考和依据。

随着燃煤机组烟气净化技术的发展，人们已经意识到分别使用脱硫和脱硝技术，并不能达到很好的污染物脱除效率，而且脱除设备庞大，占地空间大，初投资和运行费用昂贵。为了解决此类问题，各种烟气净化综合利用技术得到了重视和发展，一体化的脱硫脱硝工艺结构紧凑，烟气净化设备初投资和运行费用低，满足了大容量机组的需要。因此，开发烟气综合净化技术已成为烟气净化的发展趋势。

目前，国外主要采用的脱硫技术包括循环流化床、湿法脱硫、喷雾脱硫等，脱硝技术包括选择性催化还原技术(SCR)和选择性非催化还原技术(SNCR)。烟尘脱除技术普遍采用电除尘器，在北美、欧盟、日本等国家，电除电器的覆盖面积所占除尘设备的份额比较大。随着国内对于环保要求的日益严格，国内已开展了超洁净排放环保协同改造。

现有的燃煤机组采用了不同的脱硫、脱硝、除尘等超净排放技术，脱硫技术因各电厂的实际情况而异；脱硝超低排放技术基本相似，以优化低氮燃烧、增加SCR催化剂为主；除尘超低排放技术多选用加装低温省煤器和湿式除尘器，同时结合电除尘高频电源改造、电场布置优化等技术。

因此，在保证我国经济高速稳定增长的前提下，开展燃煤机组烟气污染物超净排放技术显得尤为重要，而且由于国家对环境污染物的排放及治理要求更加苛刻，寻求高效价廉的烟气超净排放技术更加具有发展前景。

1锅炉布置

某600MW机组为亚临界自然循环锅炉，汽水系统为强制循环，四角切圆燃烧，固态排渣，制粉系统采用中速磨正压直吹制粉系统。

（1）脱硫系统

机组采用湿式石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺系统。每台炉配备一套烟气脱硫(FGD)湿法脱硫装置。脱硫剂采用白泥和石灰石粉原料，采购的石灰石粉以气力输送的方式送入石灰石粉仓，再通过给料装备送至浆液搅拌箱制成石灰石浆液，由浆液泵送至吸收塔。

（2）脱硝系统

脱硝系统首先进行了低氮燃烧器的改造，目前主要是针对SCR的装置及工艺进行改造。实际运行过程中，NOx入口浓度为200～250mg/m3，出口实际运行值已低于50mg/m3。

（3）除尘系统

机组原采用电袋组合式除尘器，布置在锅炉空预器之后和引风机之前。在除尘器进口前增加烟气凝聚器，原电除尘器进行小分区和高效电源改造，同时进行除雾器提效改造以进一步提高脱硫系统除尘效果。锅炉配置有双室电场和电除尘器，采用露天卧式布置方式。

2改造方案设计

燃煤电厂烟气中污染物(SO2、Nox、粉尘等)的控制受多种因素影响，特别是在目前极严格的环保要求下，已不是烟气净化设备能够独立解决的问题。锅炉燃烧、脱硫设备、脱硝设备、烟气换热器等都直接影响机组烟气中污染物的排放。因此，需要采用协同控制技术，建立整个机组烟气超净排放系统，对锅炉燃烧、脱硫、脱硝、高效除尘器、湿式电除尘器、烟气换热器等进行协同优化控制。

根据现在运行机组的实际情况，通过对各个烟气净化系统的分析，设计了研究路线，拟通过计算与分析，得到一种优化的电厂烟气超净排放改造方案，其研究路线如图1所示。

图1改造方案研究路线

经过全面的理论分析和论证，尽可能保证原有设备不进行大范围改动的情况下，结合现有环保设备和场地，可考虑采用如下改造方案：

（1）脱硫改造：在现有吸收塔位置与引风机混合烟道之间，新建1级吸收塔作为一级吸收塔，原吸收塔改造作为二级串联塔。通过新加装一套脱硫预洗塔，将现有吸收塔作为深度处理塔。

（2）脱硝改造：由于已经安装了低氮燃烧器(LNB)，运行中SCR催化剂入口的NOx浓度均在350mg/m3以下，烟囱出口NOx浓度在100mg/m3以下。原有SCR脱硝系统采用两层催化剂加1层催化剂预留层布置形式，即采用的是"LNB+SCR”方案。

（3）湿式除尘改造：管式湿式除尘在化工行业应用较多，板式湿电除尘在国内燃煤电厂中得到了广泛应用。湿式电除尘器性能主要的影响因素包括运行控制方式、电场参数、入口粉尘浓度、电场风速选取等。烟尘控制系统根据不同的机组配置可有多种系统组成，根据目前国内的烟尘控制状况，主要有以下两种系统：

系统1:锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器

系统2:锅炉+脱硝+高效除尘器+湿法脱硫

:当需要达到超净排放时多采用系统1的方案，需要高效除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器各自承担部分减排任务。

（4）MGGH改造：低温烟气处理系统(MGGH)是管式烟气一烟气热交换器。该烟气系统由两部分组成：

①烟气冷却器(FGC)布置在引风机之后、脱硫吸收塔之前的水平烟道，利用凝结水降低烟气温度；

②烟气再热器(FGR)布置在湿式除尘器和烟囱之间的水平烟道上，利用加热后的凝结水再去加热脱硫后的净烟气，提升烟气的温度。

MGGH利用锅炉尾部烟气的余热来加热烟囱入口烟气，相对SGH更有利于能源综合利用，并且由于MGGH使用的是管式加热，不会存在回转式GGH漏烟气的缺点。

3计算结果及分析

3.1烟气中污染物年减排量计算

（1）SO2年减排量

设备改造后，SO2脱除量及脱硫效率如图2所示。由图2可以看出，脱硫系统经过改造之后，1#机组两级脱硫塔的脱硫量分别为1103.01mg/m3和287.34mg/m3，脱硫效率分别为78.5%和20.5%，SO2的脱除过程主要在一级脱硫塔中进行。2#机组两级脱硫塔的脱硫量分别为1261.14mg/m3和199.4mg/m3，脱硫效率分别为85.5%和13.5%。

图2改造后SO2脱除量及脱硫效率

（2）NOx年减排量

原有脱硝系统经过低氮燃烧后，脱硝系统NOx入口浓度从300mg/m3减小到100mg/m3。经过烟气超净排放改造之后，机组NOx排放浓度小于50mg/m3，两台机组每年可以进一步减少NOx排放量1150t。

（3）烟尘年减排量

电除尘器原有实际除尘效率为99.6%，经过电除尘器提效改造之后，烟尘浓度低于30mg/m3,该锅炉产生的烟尘年排放量为798t，两台机组每年可减少烟尘排放量2918t。通过超净排放改造后，机组烟尘排放浓度小于5mg/m3，两台机组锅炉烟尘年排放量为138t，两台机组每年可进一步减少烟尘排放量689t。

（4）污染物年减排量总计

经过脱硫、脱硝及除尘等烟气协同技术改造之后，脱硫、脱硝及除尘效果均有明显提高。图3显示了SO2、NOx和烟尘的排放浓度及脱除率。

烟气净化设备改造之前，SO2排放浓度为195.42mg/m3，经过改造之后，SO2排放浓度达到14.33m/m3，脱硫效率从95.9%上升到99.1%；

设备改造之前，NOx排放浓度为98.22mg/m3，经过改造之后，NOx排放浓度达到32.05mg/m3，脱硝效率得到了明显的提高，从66.6%上升到89.3%；

设备改造之前，烟尘排放浓度为27.32mg/m3，经过改造之后，烟尘排放浓度达到4.23m/m3，除尘效率有所提高。

图3各污染物排放浓度及脱除率

按照年利用5000h计算，表1给出了各污染物的年减排量。如表1所示，原SO2、NOx、烟尘的减排量分别为107900t/年、4600t/年、2918t/年，经过烟气净化设备协同改造之后，SO2、NOx、烟尘的减排量又分别增加了3795t/年、1150t/年、689t/年。

表1烟气年减排结果

原标题：某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析

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