低低温高效燃煤烟气处理工艺的应用研究

文_吴俊 福建龙净环保股份有限公司

1 工程概况

某600MW 机组位于台湾中西部沿海工业区，其燃煤锅炉（1950t/h）为日本三菱重工（MHI）所承制，静电除尘器为日本艾波比公司（ABB）所承制。高效湿法脱硫（FGD）采用海水脱硫法，由日本富士化水公司（FKK）所设计。整套发电机组于1999 年启用至今。

原空预器出口粒状污染物浓度21g/Nm3，脱硫吸收塔出口粒状污染物浓度25mg/Nm3，烟囱出口有白烟。为消除烟囱白烟“视觉污染”及降低粒状污染物排放浓度，该电厂结合机组检修于2019 年对锅炉尾部烟气系统进行了改造。本次改造采用低低温高效燃煤烟气处理系统，增设装置主要为无泄漏烟气换热器（以下简称MGGH）及湿式电除尘器（以下简称WESP）两大系统。

2 改造方案

2.1 工艺简介

台湾某600MW 机组低低温高效燃煤烟气处理系统流程如图1 所示。MGGH 是一种基于烟气余热利用，以热媒体（一般为除盐水）为载体的气- 气换热闭环式循环装置，包括前级的热回收器、后级的再加热器，以及配套的热媒体平衡罐、热媒体辅助加热器、管路系统、循环泵及电控装置等。

热回收器布置于电除尘器前，起到降低烟气温度、降低粉尘比电阻、提高煤种适应性、提高除尘效率、回收烟气余热、节约脱硫水耗、提高脱硫效率等作用，烟温降低的同时烟气体积流量降低，引风机电耗随之下降，SO3脱除效率大大提升，缓解了下游设备的腐蚀问题。再热器布置于烟囱出口前，起到抬升烟气温度、实现干烟囱排放、消除白烟等作用。湿式电除尘器布置于海水脱硫后，起到深度净化、终端把关的作用。

图1 台湾某600MW 机组低低温高效燃煤烟气处理系统流程图

2.2 设计参数

该电厂低低温高效燃煤烟气处理系统主要设计参数如表1所示。

MGGH 设计时预留10%的换热裕量，WESP 有效集尘面积及电场设计时也预留10%的裕量，且需考虑50%电场停用或失效时仍能满足出口粒状污染物浓度≤5mg/Nm3（入口15mg/Nm3）。

经计算及选型，最终确定选用MGGH的规格为 LGH42/1-8+37/1-15 型，WESP 的规格为WBE234/2-2 型。热回收器设置8 个模块，再热器设置15 个模块。湿式电除尘器设置两室，每室两个电场，每个电场1 台高频电源，共4 台GGYAJ-2．2A/66kV 型高频电源。

表1 主要设计参数

3 应用效果

3.1 环境效益

该电厂改造于2019 年6 月完成，改造后系统运行稳定，各项运行参数正常。国家环境保护工业烟尘治理工程技术中心于2019 年9月对该电厂进行了性能测试，测试结果如表2 所示，结果表明，所有性能测试项目均满足或优于设计要求。MGGH前级热回收器降温幅度50．9℃，MGGH 后级再加热器升温幅度54．5℃。湿式电除尘器停一个电场和停两个电厂的除尘效率分别为84．95%和77．33%，烟囱出口粒状污染物排放浓度仅为1．4mg/Nm3和2．2mg/Nm3；湿式电除尘器停一个电场和停两个电厂的SO3去除效率分别为80．37%和74．25%，SO3出口排放浓度仅为0．36mg/Nm3和0．48mg/Nm3，系统减排效果显著。该电厂粒状污染物排放效果不仅满足台湾地区《电力设施空气污染物排放标准》中的要求，同时也达到了大陆地区超低排放及燃气轮机组的排放要求。

此外，MGGH 后级再加热器出口烟温95．2℃，该机组白烟消除效果十分明显，实现了干烟囱排放，消除了白色烟羽的视觉污染。

表2 测试结果

3.2 经济效益

由于烟温下降，全负荷下将电除尘器入口烟温从150℃降低到105℃，引风机入口处的烟气实际流量则由原来的2160000Nm3/h降低为1930213Nm3/h，烟气流量相对于改造前减少约10．64%，克服新增换热器增加的烟气流阻后，因烟风系统温度降低而节约的引风机电耗功率接近478kW，每年可节省约103 万元的风机电耗。由于电除尘效率提高，若按保效节能运行模式，还可节省约30%电除尘电场功耗，每年可节省约40 万元。根据计算，每年平均可节省运行成本约103+40=143 万元。

4 结语

低低温高效燃煤烟气处理系统在台湾该电厂的成功应用，树立了台湾地区大型燃煤机组超低排放改造的标杆，具有显著的社会效益，对该工业区周边环保改造工程起到了良好的示范效应。低低温高效燃煤烟气处理系统具有除尘提效、节能减排、高效脱除SO3、消除烟囱白烟等优点，该工艺投运后该电厂每年节省运行成本约143 万元，实现了良好的环境及经济效益。