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(1.華北電力大學(xué) 能源動力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206；2.徐州杰能電力設(shè)備有限公司,江蘇 徐州 221008)

0 引言

近年，隨著霧霾、酸雨等環(huán)境影響問題日益嚴(yán)重，我國大氣排放控制標(biāo)準(zhǔn)也逐漸提高[1]。目前，國內(nèi)外學(xué)者對燃煤電站污染物脫除開展了大量的研究工作，如為降低氮氧化物NOx，而采取的熱解氣再燃還原措施，是基于富燃料條件下，利用再燃燃料氧化過程中產(chǎn)生的碳?xì)浠鶊F(tuán)及O、OH、H等自由基與NO反應(yīng)，促進(jìn)其還原，同時還考慮了其中SO2的影響[2]。為實現(xiàn)燃煤機(jī)組全負(fù)荷脫硝，滿足超低排放條件下的靈活性運(yùn)行要求，需要解決機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時相關(guān)問題[3]，如鍋爐主、再熱氣溫的匹配，調(diào)整燃料和進(jìn)風(fēng)量優(yōu)化參數(shù)等，并采取增加省煤器旁路，或省煤器分級，或提高給水溫度等措施來解決。針對微細(xì)顆粒物排放[4]，采用覆膜濾料的布袋除塵或電袋除塵能較好地控制微細(xì)顆粒物。而對于一次可凝結(jié)顆粒物，只能在采取半干法脫硫時較有效果，也可采用濕法電除塵方法來控制PM2.5、SO3酸霧、氣溶膠、重金屬及VOCs等。對于二次氣溶膠的控制，主要還是其基于對前驅(qū)體SO2和NOx的控制。在鍋爐效率優(yōu)化時，以控制氧量和CO為主，許賀等[5]考慮了輔機(jī)的電耗成本，進(jìn)行了鍋爐效率進(jìn)一步優(yōu)化，得出了比僅考慮技術(shù)性更科學(xué)的優(yōu)化結(jié)論。因此，在考慮技術(shù)進(jìn)步提高效率的同時，還不得不考慮環(huán)保投入，只有這樣才能更好的滿足節(jié)能減排要求，取得合理的經(jīng)濟(jì)效益。

在燃煤電廠進(jìn)行改造方案選擇時，也要從投資成本、運(yùn)行成本及環(huán)境效益三方面來進(jìn)行方案對比決策，成新興等[6]對300 MW、600 MW、1 000 MW的不同機(jī)組進(jìn)行幾種典型技術(shù)方案研究，利用已有的數(shù)據(jù)分析，發(fā)現(xiàn)機(jī)組容量越大，單位投資成本越低，則環(huán)境效益越顯著。文獻(xiàn)[7]中提出采用費(fèi)用-效益評估模型，進(jìn)行成本及環(huán)境效益分析，以負(fù)荷、年發(fā)電時間及煤中含硫量來進(jìn)行影響分析，確定了影響的方向和程度。結(jié)果發(fā)現(xiàn)負(fù)荷越大，運(yùn)行成本越低，污染物脫除成本，隨年發(fā)電時間降低而增加，含硫量反之。

以上說明燃煤電廠的經(jīng)濟(jì)性不單單取決于機(jī)組效率，還與排放的污染物治理設(shè)備投入有關(guān)，因此考慮污染物的投入及相關(guān)經(jīng)濟(jì)效益是必須的。本文以脫硝、除塵及脫硫形成的環(huán)保島構(gòu)成系統(tǒng)為對象，研究污染物脫除的關(guān)鍵共性因素，即系統(tǒng)入口的溫度和煙速，它們決定著排放量的多少，進(jìn)而也影響著環(huán)境治理的成本控制，可直接通過其分析污染物排放環(huán)境的直接成本狀況。

1 電站污染物脫除的系統(tǒng)性表述

電站鍋爐煙氣污染物的脫除一般包括脫硝、除塵、脫硫三大部分，即所謂的環(huán)保島部分。目前，燃煤電廠污染物脫除及控制的常規(guī)方式是選擇性催化還原脫硝(SCR)、靜電除塵(ESP)及濕法煙氣脫硫(WFGD)，其具有污染物脫除效率高和技術(shù)成熟的特點(diǎn)，因此在常規(guī)燃煤電廠中這些污染物脫除技術(shù)已被大量應(yīng)用。

SCR是利用催化劑與NOx發(fā)生的還原反應(yīng)，使其還原為無毒無害的N2和H2O。常見的還原劑有氨和尿素，而最常見的催化劑成分有TiO2、V2O5、WO3以及MoO3[8-9]。其中，活性高的TiO2充當(dāng)載體。V2O5是最重要的活性成分，具有非常高的脫硝效率，但會促進(jìn)SO2向SO3轉(zhuǎn)化。WO3也是一種活性材料，能抑制SO2的轉(zhuǎn)化，還能加強(qiáng)催化效果并起到穩(wěn)定劑的作用[10]。在TiO2為載體的釩系催化劑作用下，脫硝效率一般可達(dá)90%以上。

電除塵器因其具有運(yùn)行穩(wěn)定和高效的優(yōu)點(diǎn)，目前已被火電廠廣泛應(yīng)用于粉塵的大氣環(huán)境排放治理方面[11]。它是通過高壓電源生成強(qiáng)電場，使得煙氣發(fā)生電離而電暈放電。此時的煙塵微粒會荷電，并且在電場力的作用下從煙氣中移向積塵極，通過振打的方式使煙塵落下被捕集[12]。為進(jìn)一步降低煙塵排放，可采用高頻電源或濕法除塵技術(shù)，特別是對于非常細(xì)小灰粒的捕集，已經(jīng)達(dá)到國家對于PM2.5的排放要求。

濕法煙氣脫硫技術(shù)是將脫硫劑CaCO3顆粒與水混合，形成的漿液會通過泵送至脫硫塔的噴淋裝置中向下噴淋，此時煙氣會在脫硫塔中與噴淋的漿液逆向接觸發(fā)生反應(yīng)。氣液相接觸，反應(yīng)速率較快、效果好，技術(shù)較為成熟并且工作安全穩(wěn)定性高[13]。另外，在脫硫效果差時，可以通過使用添加劑來實現(xiàn)脫硫效率的補(bǔ)償。

為進(jìn)行系統(tǒng)性分析影響污染物脫除的關(guān)鍵因素，及其相互之間的關(guān)系，確定研究范圍為脫硝、除塵及脫硫設(shè)備構(gòu)成的系統(tǒng)，建立環(huán)境影響的系統(tǒng)分析模型，其輸入?yún)⒘渴沁M(jìn)入SCR前的煙氣溫度及速度，輸出參量為污染物脫除效率。具體如圖1。

圖1 污染物脫除的影響分析模型

2 污染物脫除影響分析模型

2.1 電站污染物環(huán)境成本

燃煤電廠的安全、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保要求一直是我們追求的永恒主題。近年來，隨著燃煤電廠排放的環(huán)保要求愈來愈嚴(yán)格，更高要求等級環(huán)保設(shè)備不斷投入運(yùn)行，造成電廠的環(huán)保成本大幅增加，也就是說，為提高電廠的經(jīng)濟(jì)性不得不考慮環(huán)保投入了。一般情況下，可以將燃煤電廠的環(huán)保成本分為兩個部分，即電廠生產(chǎn)過程中控制污染物的投入成本和電廠造成環(huán)境損失的治理成本。電廠控制污染物排放的投入成本主要是設(shè)備購買、項目建設(shè)以及運(yùn)行維護(hù)上的成本，然而它并不能從本質(zhì)上體現(xiàn)排放后的治理難易程度[14]。

燃煤電廠的煙氣治理，主要是在污染源排放前的廠內(nèi)控制，但總有一些污染物未能完全脫除，而排放到大氣環(huán)境中，造成環(huán)境影響，形成環(huán)境治理成本。而環(huán)境治理成本的大小，直接與燃煤電廠污染物的排放產(chǎn)物及量值相關(guān)。汪鵬[15]通過建立環(huán)境大氣中污染物的擴(kuò)散模型，實現(xiàn)了利用有效數(shù)據(jù)，預(yù)測單個污染源排放到大氣引起環(huán)境污染物濃度的變化，據(jù)此對大氣污染物造成環(huán)境的經(jīng)濟(jì)損失(既環(huán)境損失成本，簡稱環(huán)境成本)進(jìn)行評估，利用這個評估方法可以對某個地區(qū)、某個電廠的污染物排放造成環(huán)境成本進(jìn)行估算。但由于其計算過程復(fù)雜，并且不同考察對象特點(diǎn)不同，因此其結(jié)果不具有通用性。

排污收費(fèi)政策是我國污染物排放控制的重要手段之一，而排污征收的費(fèi)用是根據(jù)污染物的種類、數(shù)量及濃度的不同情況收取的，所以，可近似地理解排污收費(fèi)是直接環(huán)境成本的簡單表征。因此，可以借鑒國家出臺的《排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)及計算方法》，以對燃煤電廠NOx、SO2、粉塵排放征收的排污費(fèi)來代替實際造成的直接環(huán)境成本。根據(jù)中國排污總量收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)和美國環(huán)境價值標(biāo)準(zhǔn)提出的評估標(biāo)準(zhǔn)，NOx、粉塵、SO2的單位直接環(huán)境成本PN、PD、PS分別取為8元/kg、2.2元/kg、6元/kg。燃煤電廠污染物排放造成的排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)可近似作為衡量其排放的直接環(huán)境成本。燃煤電廠排放的污染物為NOx、煙塵、SO2，其造成的總直接環(huán)境成本的通用模型可表述為

P=PN×mN+PD+mD+PS×MS

(1)

式中P——單位標(biāo)準(zhǔn)體積煙氣中污染物產(chǎn)生的總直接環(huán)境成本/元·Nm-3；

PN、PD、PS——燃煤電廠排放單位質(zhì)量NOx、煙塵、SO2造成的單位直接環(huán)境成本/元·kg-1；

mN、mD、mS——單位標(biāo)準(zhǔn)體積尾部煙氣中含有NOx、煙塵、SO2的質(zhì)量/kg·Nm-3。

2.2 電站污染物的系統(tǒng)分析模型

根據(jù)以往的研究發(fā)現(xiàn)，脫硝、除塵、脫硫的效果會隨煙氣溫度或流速的變化而變化，如果對這些關(guān)鍵共性因素進(jìn)行控制，就能夠提高整個燃煤電廠的污染物綜合脫除能力，也就是降低了排放環(huán)境的直接環(huán)境成本。控制關(guān)鍵共性參數(shù)，提高污染物脫除系統(tǒng)整體效率的過程，可以視為是滿足各污染物排放限制條件的情況下，追求大氣污染物脫除系統(tǒng)的污染物綜合脫除能力最大，也就是此時排放量最小，也即大氣污染物排放造成的環(huán)境污染總損失最小。

常規(guī)的燃煤電廠煙氣中污染物都是依次經(jīng)過SCR、ESP及WFGD來逐級處理的，所以可以把SCR入口看作是SCR、ESP及WFGD形成的環(huán)保島系統(tǒng)入口(如圖1所示)。當(dāng)環(huán)保島系統(tǒng)入口處煙氣中的NOx、煙塵、SO2穩(wěn)定時，可以近似其出口濃度為入口濃度與相應(yīng)污染物未脫除率之積。當(dāng)其它條件保持不變時，脫硝、除塵及脫硫的效率分別為SCR入口煙氣關(guān)鍵共性參數(shù)的單變量函數(shù)。

在這里，定義L1(T)表示SCR入口處煙氣溫度為T而其它條件不變時，燃煤電廠污染物所造成的總直接環(huán)境成本。L2(V)表示SCR入口平均煙氣流速為v，而其他條件不變時，燃煤電廠污染物所造成的總直接環(huán)境成本。目標(biāo)函數(shù)L1和L2分別用下式來表示

L1(T)=PN×CN×[1-ηN1(T)]+PD×CD×

[1-ηD1(T)]+PS×CS×[1-ηS1(T)]

(2)

L2(v)=PN×CN×[1-ηN2(v)]+PD×CD×

[1-ηD2(v)]+PS×CS×[1-ηS2(v)]

(3)

式中ηV、ηD、ηS——脫硝、除塵和脫硫的效率，其下標(biāo)“1”、“2”分別表示煙氣溫度和速度為變量時的相關(guān)量;

T——SCR入口煙氣溫度；

v——SCR入口煙氣平均流速；

CN、CD、CS——脫硝、除塵及脫硫前的NOx、煙塵、SO2濃度。

電廠污染物排放環(huán)境造成的損失越小，說明其環(huán)保島的污染物綜合脫除能力越高，所以，尋求燃煤電廠污染物綜合脫除能力最大的問題，就是求L1和L2目標(biāo)函數(shù)最小值的問題。同時，NOx、粉塵、SO2的排放量必須要滿足國家對于火電廠大氣污染物排放限制標(biāo)準(zhǔn)。

3 燃煤電廠污染物系統(tǒng)性建模分析

以某600 MW燃煤鍋爐的污染物脫除環(huán)保島系統(tǒng)為研究對象，分析其入口煙氣溫度和煙氣平均流速作為關(guān)鍵共性參數(shù)，對污染物綜合脫除能力造成的影響，及確定其最佳脫除效果。

3.1 關(guān)鍵共性參數(shù)影響分析

本文所提出的分析模型所需要的主要參數(shù)有：SCR入口煙氣溫度和煙氣體積流量、SCR煙氣出、入口NOx濃度、除塵器出、入口粉塵濃度以及脫硫塔出、入口的SO2濃度等?？梢岳脽煔怏w積流量和煙氣入口截面積計算SCR入口煙氣平均流速，利用SCR出、入口NOx濃度、除塵器出口和入口粉塵濃度以及脫硫塔出口和入口的SO2濃度，分別計算脫硝、除塵及脫硫的效率。

在利用公式(2)和(3)計算總直接環(huán)境成本時，其關(guān)鍵的問題是確定溫度和煙速隨效率的變化規(guī)律。

通過計算發(fā)現(xiàn)，SCR入口煙溫和煙氣平均流速對系統(tǒng)脫硝效率的影響非常大。在煙溫區(qū)間為320～355℃左右的范圍里，SCR的脫硝效率隨入口煙氣溫度的增大呈先增大后減小的趨勢，在煙氣溫度為345℃時，SCR效率達(dá)到頂點(diǎn)。這是由于煙氣溫度過低，導(dǎo)致催化劑活性低，使得反應(yīng)速率下降而影響脫銷效率。當(dāng)煙溫超過某一限值時，作為SCR脫硝副反應(yīng)的NH3分解和氧化反應(yīng)會變得劇烈，而催化劑會出現(xiàn)高溫?zé)Y(jié)而降低活性，導(dǎo)致脫硝效率呈現(xiàn)降低趨勢。而SCR脫硝效率會隨SCR入口的煙氣平均流速上升而下降，是由于隨著煙氣流速的增加，在SCR反應(yīng)器內(nèi)停留的時間也會變短，導(dǎo)致反應(yīng)發(fā)生不完全以及氨逃逸率升高[10]。

電除塵器入口煙氣溫度和速度對除塵效率也有一定影響。在電除塵器入口煙氣溫度為115℃到150℃范圍內(nèi)，除塵效率隨著溫度的升高而逐漸降低。因為隨著溫度的升高，飛灰比電阻增大，而導(dǎo)致電除塵器除塵效率下降。同時，煙氣溫度升高也會導(dǎo)致煙氣粘度增加，使得驅(qū)進(jìn)速度降低，影響荷電粒子向集塵極移動。而隨著除塵器內(nèi)煙氣流速升高，除塵效率反而會隨之下降，當(dāng)煙氣流量大于允許范圍時，會降低煙塵顆粒與氣體電離生成的離子結(jié)合幾率，更多的顆粒會隨著高速流動的煙氣離開，已經(jīng)附著在集塵極的煙塵也可能會被煙氣帶走，形成二次揚(yáng)塵[11]。

脫硫系統(tǒng)入口溫度和煙速對脫硫效率影響較明顯。當(dāng)機(jī)組排煙溫度變化范圍在100℃到120℃之間時，煙溫的上升會導(dǎo)致脫硫效率持續(xù)下降，隨后影響稍有減弱，這是由于SO2與石灰石在漿液中的溶解度都是隨著溫度的升高而降低，這兩種主要反應(yīng)物的溶解特性形成了耦合作用，從而抑制了相應(yīng)的脫硫反應(yīng)。同時，相應(yīng)反應(yīng)屬于放熱反應(yīng)，煙溫上升導(dǎo)致反應(yīng)速率減慢。而在入口處煙氣平均流速較低時，脫硫效率隨流速升高而升高。當(dāng)平均流速達(dá)到12.1m/s 左右時，效率隨之降低。是由于脫硫塔內(nèi)煙氣流速增加，會減小氣相與液相之間膜厚度，提高傳質(zhì)系數(shù)，使得脫硫效率增加。同時，由于煙氣同噴淋漿液逆向流動，煙氣流速加快會使噴淋漿液速度降低，從而使得脫硫塔內(nèi)單位體積內(nèi)漿液含量增加，傳質(zhì)面積擴(kuò)大，脫硫效率提高；而另外一方面，煙氣流速增加，會使得煙氣以更快速度流過脫硫塔，減少了煙氣在塔內(nèi)停留的時間。當(dāng)煙氣流速較低時，流速增加對效率有正面作用，反之是負(fù)作用[12]。

3.2 總直接環(huán)境成本分析

在煙氣溫度或速度與脫除效率的關(guān)聯(lián)式確定后，即可進(jìn)行煙氣溫度或速度引起的總直接環(huán)境成本計算和分析，確定關(guān)鍵共性因素對污染物脫除能力的影響作用。

在燃煤機(jī)組運(yùn)行過程中，煤種和機(jī)組負(fù)荷基本保持穩(wěn)定，所以近似認(rèn)為燃煤燃燒產(chǎn)生的NOx、SO2、粉塵量保持不變。在一段運(yùn)行時間內(nèi)，該燃煤機(jī)組鍋爐環(huán)保島系統(tǒng)的入口NOx、粉塵、SO2濃度平均值分別為303.509 mg/Nm3、2 411.551 mg/Nm3、1 605.489 mg/Nm3。

利用各SCR入口煙氣溫度對應(yīng)的脫硝效率、除塵效率及脫硫效率的數(shù)據(jù)整理，即可完成污染物綜合脫除能力計算分析，形成的具體總直接環(huán)境成本模型如下

L1(T)=a4T4+a3T3+a2T2+a1T+a0

(4)

其中各系數(shù)的值分別為：a4=4.669 588×10-9、a3=-6.250 040×10-6、a2=3.136 187×10-3，a1=-6.992 151×10-1、a0=58.441 436。

利用多項式擬合得到總直接環(huán)境成本L1與SCR入口煙氣溫度T的函數(shù)關(guān)系，如上面的公式(4)所示，而對應(yīng)的變化關(guān)系如圖2所示。

圖2 目標(biāo)函數(shù)L1與污染物脫除系統(tǒng)入口溫度T的變化關(guān)系

從圖2可看出，在合理運(yùn)行參數(shù)范圍內(nèi)，隨溫度變化的總直接環(huán)境成本L1，反映的是各污染物排放環(huán)境造成的成本，即L1值越大，燃煤電廠排放的單位體積煙氣所造成的環(huán)境成本越高，而此時電廠污染物環(huán)保島系統(tǒng)整體效率越低。所以，目標(biāo)函數(shù)在變量允許范圍的最小值，對應(yīng)污染物脫除系統(tǒng)入口煙氣溫度的最低值，也就是說，它是電廠大氣污染物脫除綜合效率最高時對應(yīng)的大氣污染物脫除系統(tǒng)入口煙氣溫度。L1(T)函數(shù)在320～360℃的區(qū)間為單調(diào)遞增函數(shù)，即污染物脫除系統(tǒng)入口溫度取320℃時，L1(T)取最小值。此時，該燃煤電廠綜合污染物脫除能力最強(qiáng)。

針對煙氣速度變化的情況，利用流速對各污染物脫除效率的變化關(guān)聯(lián)式，可形成綜合脫除能力的系統(tǒng)分析模型，具體如下面的公式(5)

L2(v)=b5v5+b4v4+b3v3+b2v2+b1v+b0

(5)

其中各系數(shù)的值分別為：b5=6.227 124×10-6、b4=-3.816 176×10-4、b3=-9.302 439×10-3、b2=-1.126 873×10-1、b1=6.781 705×10-1、b0=-1.620 835。

結(jié)合相應(yīng)的隨關(guān)鍵共性參數(shù)變化的總直接環(huán)境成本模型，其相應(yīng)的曲線變化關(guān)系如圖3所示。

圖3 目標(biāo)函數(shù)L2與污染物脫除系統(tǒng)入口流速v的變化關(guān)系

結(jié)合圖3，基于煙氣速度變化的目標(biāo)函數(shù)L2，在變量允許范圍的最小值所對應(yīng)的環(huán)保島系統(tǒng)入口煙氣平均流速，所處的污染物脫除綜合效率最高。當(dāng)煙氣平均流速為11.2 m/s時，函數(shù)L2(v)取最小值，即環(huán)保島脫除系統(tǒng)入口煙氣流速為11.2 m/s時，電廠排放污染物造成的總直接環(huán)境成本最小，所以此時電廠污染物綜合脫除能力最強(qiáng)。

綜上所述，該電廠可以通過控制電廠環(huán)保島系統(tǒng)入口，即SCR入口的煙氣關(guān)鍵共性參數(shù)，可以提高電廠污染物綜合脫除能力，對電廠大氣污染物綜合脫除能力有較明顯的提升，該污染物控制技術(shù)可在實現(xiàn)電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)的前提下進(jìn)行節(jié)能降耗，并能通過調(diào)節(jié)SCR入口參數(shù)的方法，實現(xiàn)燃煤電廠污染物排放的綜合控制。

4 結(jié)論

結(jié)合系統(tǒng)建模分析方法，利用環(huán)保島系統(tǒng)入口煙氣溫度和流速與污染物脫除效率之間的變化規(guī)律，形成基于煙氣溫度或速度的污染物脫除效率與電廠總直接環(huán)境成本之間的系統(tǒng)分析模型。以某600 MW燃煤發(fā)電廠鍋爐煙氣污染物控制的環(huán)保島系統(tǒng)為研究對象，得到如下結(jié)論：

(1)燃煤電廠污染物所造成的總直接環(huán)境成本函數(shù)在320～360℃的區(qū)間為單調(diào)遞增函數(shù)，當(dāng)環(huán)保島系統(tǒng)入口溫度為320℃時，總直接環(huán)境成本為最小，此時電廠大氣污染物脫除系統(tǒng)綜合污染物脫除能力最強(qiáng)；

(2)總直接環(huán)境成本函數(shù)隨煙氣平均流速的增加，先減小后增大。當(dāng)煙氣平均流速為11.2 m/s時，燃煤電廠排放的總直接環(huán)境成本最小，所以此時該電廠污染物綜合脫除能力最好。

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