張學海，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臺臥式四電場電除塵器。機組原配置上海鼓風機廠有限公司生產(chǎn)的2臺動調(diào)軸流式引風機以及1臺動調(diào)軸流增壓風機，已進行“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準》的要求。

隨著國家環(huán)保政策的日趨嚴格，面對日益嚴峻的治污降霾壓力，華能銅川照金電廠2×600MW燃煤發(fā)電機組主動承擔起央企責任，率先采用先進的煙氣超低排放技術(shù)，實現(xiàn)污染物排放指標達到超低排放標準。煙氣污染物排放擬按NOx質(zhì)量濃度低于50mg／m3（標態(tài)，干基，6%O2）、SO2質(zhì)量濃度不大于 35mg／m3（標態(tài)，干基，6%O2）、粉塵質(zhì)量濃度不大于5mg／m3（標態(tài)，干基，6%O2）的標準進行控制，原有除塵、脫硝、脫硫、風機等系統(tǒng)不能滿足要求，需要進行改造［1］。

2 改造方案對比

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，每臺機組共計4臺，煙氣溫度由117℃下降到90℃，降低電除塵器入口煙氣溫度，進而降低粉塵比電阻，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（以下簡稱低加）入口和出口處引出2路水，混合后達到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，增加汽輪機做功，從而降低煤耗。

經(jīng)過低低溫省煤器處理后的煙氣進入脫硫裝置，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散，還容易出現(xiàn)“濕煙鹵”現(xiàn)象；更嚴重的是，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，對電廠的尾部設(shè)備造成了嚴重腐蝕。尾部裝置處于已處理煙氣的低溫區(qū)，含濕量已達飽和狀態(tài)，是較為嚴重的低溫化學腐蝕區(qū)，因此，采用低低溫省煤器的技術(shù)方案，必須對煙囪采取防腐措施。

機組煙氣系統(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，酸露點約為65℃），因此會在煙囪中析出大量冷凝稀酸液（pH值為1～3），具有很強的腐蝕性及滲透性?，F(xiàn)有煙囪磚內(nèi)襯無法滿足取消GGH后的煙氣排放要求，需對其進行防腐、防滲改造。

因煙囪改造時間較長，為保證煙囪改造時機組能正常運行，每臺機組需設(shè)置1座臨時煙囪。臨時煙囪設(shè)置獨立的混凝土基礎(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)，采用玻璃鱗片進行防腐。每根臨時煙囪質(zhì)量為200 t左右，采用倒裝法進行安裝。

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，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，故不會對煙囪產(chǎn)生太大影響。

華能銅川照金電廠2臺鍋爐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)計算，煙囪入口煙溫為 72℃時，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，遠小于國家標準規(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，既可保證煙囪長周期安全運行，又可以保證污染物落地質(zhì)量濃度符合國家標準。

3 經(jīng)濟性對比

3.1 投資分析

經(jīng)核算，2臺機組進行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)濟性分析

3.2.1 低低溫省煤器經(jīng)濟性分析

3.2.1.1 節(jié)煤量分析

排煙溫度按90℃計算，汽輪機熱平衡按額定工況（THA）計算。低低溫省煤器進口水為＃7低加入口與出口水混合至70℃的取水，出口回水點位于＃6低加入口，經(jīng)計算，汽輪機熱耗率降低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）。機組功率P按600MW、運行時間t按7200 h、機組負荷率η按75%計，則全年節(jié)標準煤量 ΔB=ΔbsPtη×10-3=3904.2 t，直接經(jīng)濟效益（標準煤價格按575元／t計）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（運行時間為7200 h、負荷率為75%、工業(yè)用水價格為1元／t）。

3.2.1.3 運行費用分析

運行費用考慮3個方面：增加低低溫省煤器后引風機耗電量的增加，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，引風機功率增加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)于原回熱系統(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20.6萬元。

（2）以熱媒水增壓泵揚程為30m、效率為0.85、流量為600 t／h計，熱媒水增壓泵增加功率57.71 kW，年增加費用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)，以水泵揚程為30m、效率為0.85計，可節(jié)約電費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)濟性分析

3.2.2.1 蒸汽加熱器增加煤耗

滿負荷情況下，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℃。低負荷時需要投入蒸汽加熱器，將煙氣加熱到72℃以上再進入煙囪，根據(jù)計算，需要抽取輔助蒸汽10.56 t／h，相當于減少了做功的蒸汽，增加煤耗0.71 g／（kW·h）。

按機組功率P為600MW、蒸汽加熱器投運時間t為720 h、機組負荷率η為75%計，全年增加標準煤量：ΔB=230.04 t，全年增加成本（標準煤價格按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（年運行小時數(shù)為7 200 h、負荷率為75%、工業(yè)用水價格為0.72元／t）。

3.2.2.3 運行費用分析

運行費用考慮3個方面：增加MGGH系統(tǒng)后引風機耗電量的增加、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，引風機功率增加100.06 kW，年增加電費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，引風機功率增加229.5 kW，年增加電費54.53萬元。

（2）以熱媒水增壓泵揚程為50m、效率為0.85、流量為600 t／h計，熱媒水增壓泵增加的功率為72.13 kW，年增加費用為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)水泵揚程為30m，節(jié)約水泵電費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 工期對比

4.1 低低溫省煤器＋濕煙囪改造工期

根據(jù)目前國內(nèi)投運低低溫省煤器項目改造工程的情況，低低溫省煤器改造施工工期約為3個月，其中停機時間需45 d。濕煙囪改造工程拆除工作施工時間為20 d左右，濕煙囪防腐施工工期約6個月，總工期約7個月，其中正式煙囪匯通時需2臺機組各停機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個月，其中停機時間需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后實施，故停機時間約需60 d。

5 施工難點對比

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及重點在于濕煙囪的改造。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入。該方案高空作業(yè)拆除及安裝的工程量大，施工風險及難度大，必須選擇一家濕煙囪改造業(yè)績多、經(jīng)驗豐富、安全管控能力強的單位。

5.2 MGGH改造施工方案

MGGH改造方案的難點及重點在于MGGH的組裝及焊接工藝。該改造方案高空作業(yè)的工程量相對較少，安全管控風險點較少。

6 環(huán)境效益

6.1 低低溫省煤器＋濕煙囪方案對環(huán)境的影響

6.1.1 低低溫省煤器對粉塵排放的影響

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準》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 濕煙囪對煙流擴散的影響

原GGH拆除后，若采取低低溫+濕煙囪方案勢必造成煙溫降低、煙流下洗，不僅會腐蝕煙囪的組件材料，而且減弱了煙氣的擴散，影響周圍環(huán)境，在低于0℃的氣溫下還會導致煙囪上結(jié)冰。濕煙囪排放的低溫煙氣抬升小，垂直擴散速度低，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，由于煙溫降低導致飽和煙氣順著煙囪上升時壓力下降，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對環(huán)境的影響

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

6.2.1 增強污染物的擴散

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的抬升高度。根據(jù)某電廠實際計算，2臺300MW機組合用1個煙囪，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，污染物的最大落地質(zhì)量濃度點到煙囪的距離分別為10529m和6 689m，不設(shè)置MGGH時，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只占標準值的很小一部分，說明SO2排放對電廠周圍環(huán)境空氣質(zhì)量的影響甚微。由于SO2的源強度在脫硫之后大大降低，因此無論是否安裝MGGH，它們的貢獻只占環(huán)境允許值的很小一部分。但FGD不能有效脫除NOx，NOx的源強度并沒有降低，所以是否安裝MGGH對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)境溫度較低時凝結(jié)水汽會形成白色的煙羽。在我國南方城市，煙羽一般只會在冬天出現(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，雖然能夠采取新立2根臨時檢修煙囪的措施，但仍需2臺機組先后停機4次才能完成正式煙囪的投運工作。

（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，施工風險及難度大。

（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；增強污染物的擴散；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機組超低排放工程可行性研究報告［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機組超低排放工程初步設(shè)計［R］.西安：西安熱工研究院有限公司，2014.