600MW燃煤发电机组烟气超低排放改造方案对比

张学海，贾兆鹏

（1.华能铜川照金电厂，陕西 铜川 727100；2.西安热工研究院有限公司，西安 710032）

1 超低排放改造概述

华能铜川照金电厂一期建设2×600MW燃煤发电机组，锅炉已增设选择性催化还原（SCR）脱硝装置。尾部原配备2台卧式四电场电除尘器。机组原配置上海鼓风机厂有限公司生产的2台动调轴流式引风机以及1台动调轴流增压风机，已进行“引增合一”改造。烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率为96%，采用回转式气气再热器加热，保证烟囱入口烟气温度≥80℃，漏风率＜1%。湿法脱硫、粉尘排放等环保排放满足GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的要求。

随着国家环保政策的日趋严格，面对日益严峻的治污降霾压力，华能铜川照金电厂2×600MW燃煤发电机组主动承担起央企责任，率先采用先进的烟气超低排放技术，实现污染物排放指标达到超低排放标准。烟气污染物排放拟按NOx质量浓度低于50mg／m3（标态，干基，6%O2）、SO2质量浓度不大于 35mg／m3（标态，干基，6%O2）、粉尘质量浓度不大于5mg／m3（标态，干基，6%O2）的标准进行控制，原有除尘、脱硝、脱硫、风机等系统不能满足要求，需要进行改造［1］。

2 改造方案对比

2.1 低低温省煤器＋湿烟囱方案

低低温省煤器布置在空气预热器后、除尘器前的水平烟道上，每台机组共计4台，烟气温度由117℃下降到90℃，降低电除尘器入口烟气温度，进而降低粉尘比电阻，发挥低低温除尘作用，可使除尘效率大大提高。凝结水从＃7低压加热器（以下简称低加）入口和出口处引出2路水，混合后达到70℃，作为烟气余热回收装置的入口水（经过加热后水温由70℃提高到105℃），然后进入＃6低加入口凝结水管。加热低压给水可以减少抽汽，增加汽轮机做功，从而降低煤耗。

经过低低温省煤器处理后的烟气进入脱硫装置，脱硫后的净烟气温度过低，烟气的抬升高度降低，不仅不利于污染物的扩散，还容易出现“湿烟卤”现象；更严重的是，烟气经过脱硫后，虽然SO2含量大大减少，但烟气湿度增加、温度降低，烟气中的酸性成分更易冷凝在尾部装置上，，蚀性超过了原烟气，对电厂的尾部设备造成了严重腐蚀。尾部装置处于已处理烟气的低温区，含湿量已达饱和状态，是较为严重的低温化学腐蚀区，因此，采用低低温省煤器的技术方案，必须对烟囱采取防腐措施。

机组烟气系统取消烟气换热器（GGH）后，排放烟气工况较原来发生较大变化：排放的烟气由80℃左右的半干烟气，变为50℃左右的饱和湿烟气（烟气温度低于酸露点，酸露点约为65℃），因此会在烟囱中析出大量冷凝稀酸液（pH值为1～3），具有很强的腐蚀性及渗透性。现有烟囱砖内衬无法满足取消GGH后的烟气排放要求，需对其进行防腐、防渗改造。

因烟囱改造时间较长，为保证烟囱改造时机组能正常运行，每台机组需设置1座临时烟囱。临时烟囱设置独立的混凝土基础，直径为7.4m，高60 m，30m以下采用16mm厚的Q235B材质，30m以上选择12mm厚的Q235B材质，采用玻璃鳞片进行防腐。每根临时烟囱质量为200 t左右，采用倒装法进行安装。

2.2 管束式GGH＋干烟囱方案

管束式GGH（MGGH）由2部分组成：烟气冷却器布置在空气预热器后、除尘器前的水平烟道上，烟气的温度由117℃下降到90℃；GGH布置在脱硫系统和烟囱之间的水平烟道上，利用烟气冷却器加热后的水去加热脱硫后的净烟气，烟气温度由47℃上升到72℃。

经过脱硫装置后的净烟气经GGH加热后，冷凝酸液量很少；同时，由于烟囱表面有灰层阻挡，冷凝酸液量不足以冲破灰层的保护，故不会对烟囱产生太大影响。

华能铜川照金电厂2台锅炉GGH后的排烟温度基本为70～80℃，偶尔有低于70℃和高于80℃的情况，烟囱到目前为止均可安全运行。烟气超低排放改造后，SO2排放质量浓度小于35mg／m3，NOx排放质量浓度小于50mg／m3，粉尘排放质量浓度小于5 mg／m3。经计算，烟囱入口烟温为 72℃时，SO2，NOx和粉尘的最大落地质量浓度分别为9.43，13.47，1.34μg／m3，远小于国家标准规定的 20，40，80μg／m3［2］。

因此，该工程加装MGGH后，烟囱入口烟气温度为72℃以上时，既可保证烟囱长周期安全运行，又可以保证污染物落地质量浓度符合国家标准。

3 经济性对比

3.1 投资分析

经核算，2台机组进行MGGH+干烟囱改造的工程总投资比低低温省煤器+湿烟囱改造的工程总投资少1708万元左右。

3.2 经济性分析

3.2.1 低低温省煤器经济性分析

3.2.1.1 节煤量分析

排烟温度按90℃计算，汽轮机热平衡按额定工况（THA）计算。低低温省煤器进口水为＃7低加入口与出口水混合至70℃的取水，出口回水点位于＃6低加入口，经计算，汽轮机热耗率降低0.66%，节省发电煤耗1.683 g／（kW·h）。与原工况相比，在保持发电功率与抽汽量不变的情况下，凝汽器真空度变化导致发电煤耗增加0.478 g／（kW·h）左右。因此，加设低低温省煤器后，可节省煤耗 Δbs=1.205 g／（kW·h）。机组功率P按600MW、运行时间t按7200 h、机组负荷率η按75%计，则全年节标准煤量 ΔB=ΔbsPtη×10-3=3904.2 t，直接经济效益（标准煤价格按575元／t计）为224.5万元。

3.2.1.2 节水量分析

排烟温度从117℃降至90℃，脱硫塔出口饱和烟气温度从50℃左右降至48℃左右，节省水量26.47 t／h左右，年节水效益为19.06万元（运行时间为7200 h、负荷率为75%、工业用水价格为1元／t）。

3.2.1.3 运行费用分析

运行费用考虑3个方面：增加低低温省煤器后引风机耗电量的增加，增加热媒水增压泵后水泵耗电量的增加，脱硫系统节水后水泵耗电量的减少。

（1）受热面本体烟气侧阻力为358.6Pa，烟气温度从117℃降到90℃可以抵消57.78Pa的阻力，因此增设低温省煤器后，阻力增加300.82 Pa，引风机功率增加86.69 kW。系统水侧阻力为0.236MPa，由于低温省煤器系统并联于原回热系统，基本不增加凝结水泵的功率。因此，增设低低温省煤器系统后，功率增加86.69 kW，年增加电费20.6万元。

（2）以热媒水增压泵扬程为30m、效率为0.85、流量为600 t／h计，热媒水增压泵增加功率57.71 kW，年增加费用13.71万元。

（3）脱硫系统年节水量为26.47万t，这些水原本需要水泵经过喷淋器喷入烟道内，以水泵扬程为30m、效率为0.85计，可节约电费0.95万元。

因此，增设低低温省煤器后，年总收益为210.2万元。

3.2.2 MGGH经济性分析

3.2.2.1 蒸汽加热器增加煤耗

满负荷情况下，烟气经过除尘器前的烟气冷却器后温度从117℃降到90℃，循环水温度从70℃升到101℃；烟气经过湿式电除尘器后，温度降到47℃，再经GGH加热后温度升到72℃。低负荷时需要投入蒸汽加热器，将烟气加热到72℃以上再进入烟囱，根据计算，需要抽取辅助蒸汽10.56 t／h，相当于减少了做功的蒸汽，增加煤耗0.71 g／（kW·h）。

按机组功率P为600MW、蒸汽加热器投运时间t为720 h、机组负荷率η为75%计，全年增加标准煤量：ΔB=230.04 t，全年增加成本（标准煤价格按575元／t）13.23万元。

3.2.2.2 节水量分析

排烟温度从117℃降到90℃，脱硫塔出口饱和烟气温度从50℃左右降至48℃左右，节省水量26.47 t／h左右，年节水效益19.06万元／年（年运行小时数为7 200 h、负荷率为75%、工业用水价格为0.72元／t）。

3.2.2.3 运行费用分析

运行费用考虑3个方面：增加MGGH系统后引风机耗电量的增加、增加热媒水增压泵后水泵耗电量增加、脱硫系统节水后水泵耗电量的减少。

（1）烟气冷却器受热面本体烟气侧阻力为400.2Pa，烟气温度从117℃降到90℃可以抵消52.95Pa的阻力，因此增设烟气冷却器后，阻力增加347.25Pa，引风机功率增加100.06 kW，年增加电费23.99万元；GGH受热面本体烟气侧阻力为452.1 Pa，因此增设GGH后，引风机功率增加229.5 kW，年增加电费54.53万元。

（2）以热媒水增压泵扬程为50m、效率为0.85、流量为600 t／h计，热媒水增压泵增加的功率为72.13 kW，年增加费用为17.14万元。

（3）脱硫系统年节水量为26.47万t，这些水原本需要水泵经过喷淋器喷入烟道内，假设水泵扬程为30m，节约水泵电费0.95万元。

因此，增设MGGH系统后，年增加总成本为88.9万元。

4 工期对比

4.1 低低温省煤器＋湿烟囱改造工期

根据目前国内投运低低温省煤器项目改造工程的情况，低低温省煤器改造施工工期约为3个月，其中停机时间需45 d。湿烟囱改造工程拆除工作施工时间为20 d左右，湿烟囱防腐施工工期约6个月，总工期约7个月，其中正式烟囱汇通时需2台机组各停机15 d。

4.2 MGGH改造方案干烟囱改造工期

根据MGGH改造工程情况，MGGH改造施工工期约需3个月，其中停机时间需45 d，由于铜川电厂MGGH改造涉及净烟道整体改造，土建工作必须在停机后实施，故停机时间约需60 d。

5 施工难点对比

5.1 低低温省煤器＋湿烟囱改造工期

低低温省煤器+湿烟囱改造方案的难点及重点在于湿烟囱的改造。烟囱防腐改造方案为：钢内筒采用钛钢复合板材料，竖立钢内筒，原材料从烟囱底部进入。该方案高空作业拆除及安装的工程量大，施工风险及难度大，必须选择一家湿烟囱改造业绩多、经验丰富、安全管控能力强的单位。

5.2 MGGH改造施工方案

MGGH改造方案的难点及重点在于MGGH的组装及焊接工艺。该改造方案高空作业的工程量相对较少，安全管控风险点较少。

6 环境效益

6.1 低低温省煤器＋湿烟囱方案对环境的影响

6.1.1 低低温省煤器对粉尘排放的影响

烟气经过低低温省煤器系统后，烟气温度下降，进而降低粉尘比电阻，发挥低低温除尘作用，可使除尘效率大大提高，配合电除尘器改造可使电除尘器出口烟尘排放质量浓度≤30 mg／m3，满足 GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求。烟尘排放量显著减少，可以很好地改善电厂周围的大气环境质量，有利于减少电厂周围烟尘污染物排放总量。

6.1.2 湿烟囱对烟流扩散的影响

原GGH拆除后，若采取低低温+湿烟囱方案势必造成烟温降低、烟流下洗，不仅会腐蚀烟囱的组件材料，而且减弱了烟气的扩散，影响周围环境，在低于0℃的气温下还会导致烟囱上结冰。湿烟囱排放的低温烟气抬升小，垂直扩散速度低，出现烟流下洗的可能性非常大。

6.1.3 湿烟囱易发生“降雨”现象

湿烟囱的另一个问题是烟囱“降雨”，其起因是烟气夹带有液滴，这种降雨通常发生在烟囱下风侧几百米内。虽然加热烟气的湿法烟气脱硫（FGD）也可能发生烟囱降雨，但湿烟囱出现的几率更大。

6.1.4 湿烟囱易造成冷凝物的形成

烟囱降雨的直接原因是烟气中有水滴，由于烟温降低导致饱和烟气顺着烟囱上升时压力下降，绝热膨胀使烟气变冷，形成直径约为1μm的水滴冷凝物。

6.2 MGGH对环境的影响

MGGH的主要作用有降低粉尘排放、增强污染物的扩散、减轻烟羽、减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀，前3个作用对电厂周围的环境有较大影响。

6.2.1 增强污染物的扩散

湿法烟气脱硫系统中，吸收塔出口净烟气温度一般为47～51℃，设置MGGH可将净化后的饱和湿烟气加热到72℃以上，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据某电厂实际计算，2台300MW机组合用1个烟囱，烟囱高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装MGGH的烟气抬升高度分别为524m和274m，烟气抬升高度有明显差异；同时，污染物的最大落地质量浓度点到烟囱的距离分别为10529m和6 689m，不设置MGGH时，污染物最大落地质量浓度有所增大。但由于脱硫后SO2排放量很小，无论是否安装MGGH，排放的SO2只占标准值的很小一部分，说明SO2排放对电厂周围环境空气质量的影响甚微。由于SO2的源强度在脱硫之后大大降低，因此无论是否安装MGGH，它们的贡献只占环境允许值的很小一部分。但FGD不能有效脱除NOx，NOx的源强度并没有降低，所以是否安装MGGH对NOx的排放有较大影响。

6.2.2 减轻烟羽

由于脱硫后从烟囱排出的烟气处于饱和状态，环境温度较低时凝结水汽会形成白色的烟羽。在我国南方城市，烟羽一般只会在冬天出现；而在北方环境温度较低的地区，出现烟羽的几率较大。脱硫后的冒白烟现象是很难彻底消除的，如果要完全消除白烟，必须将烟气加热到100℃以上。安装MGGH的再热装置将排烟温度提高至72℃以上，只能使烟囱出口附近的烟气不产生凝结，可使白烟在较远的地方形成。

7 结论

（1）在投资方面，MGGH改造的总投资比低低温省煤器+湿烟囱改造的总投资少1 708万元左右。

（2）在经济性方面，增设低低温省煤器后的节能总收益为210.2万元／年；增设MGGH系统后年增加总成本88.9万元。低低温省煤器+湿烟囱改造方案的经济性优于MGGH改造+干烟囱方案。

（3）在施工工期方面，低低温省煤器+湿烟囱改造工程的施工工期长，虽然能够采取新立2根临时检修烟囱的措施，但仍需2台机组先后停机4次才能完成正式烟囱的投运工作。

（4）在施工组织及施工方案方面，低低温省煤器+湿烟囱改造工程的高空拆除及安装作业的工程量大，施工风险及难度大。

（5）在环境效益方面，安装MGGH可有效降低粉尘排放质量浓度，减少粉尘排放量；增强污染物的扩散；减轻烟羽；减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀。

经综合比较，推荐MGGH+干烟囱改造方案。

［1］西安热工研究院有限公司.华能铜川照金电厂一期2×600MW机组超低排放工程可行性研究报告［R］.西安：西安热工研究院有限公司，2014.

［2］西安热工研究院有限公司.华能铜川照金电厂一期2×600MW机组超低排放工程初步设计［R］.西安：西安热工研究院有限公司，2014.