馮庭有，白玉峰，孫偉鵬，林楚偉，姚友工，江 永

（華能國際電力股份有限公司海門電廠，廣東 汕頭 515132）

0 引言

我國燃煤電廠現(xiàn)有煙氣治理技術(shù)路線一直在實施單一設(shè)備脫除單一污染物的方法，其存在的主要問題有：未充分考慮各設(shè)備間協(xié)同效應(yīng)；在達(dá)到相同效率情況下，系統(tǒng)投資和運行成本較大；較難達(dá)到超低排放的要求[1]。

煙氣污染物協(xié)同治理系統(tǒng)是在充分考慮燃煤電廠現(xiàn)有煙氣污染物脫除設(shè)備性能（或進(jìn)行適當(dāng)?shù)纳壓透脑欤┑幕A(chǔ)上，引入?yún)f(xié)同治理的理念，綜合考慮脫硝系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)和脫硫裝置之間的協(xié)同關(guān)系，在每個裝置脫除其主要目標(biāo)污染物的同時能協(xié)同脫除其他污染物，或為其他設(shè)備脫除污染物創(chuàng)造條件[2]。

華能集團(tuán)超低排放改造技術(shù)路線是以煙氣深度冷卻為核心，降低進(jìn)入電除塵器的煙氣溫度，以實現(xiàn)低低溫除塵增效、脫硫增效、協(xié)同脫除三氧化硫和汞污染物的綜合功能。華能海門發(fā)電廠1000MW機(jī)組按照協(xié)同治理的理念建立超低排放改造思路[3]，具體表現(xiàn)為綜合考慮脫硝系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)和脫硫系統(tǒng)之間的協(xié)同關(guān)系。此次超低排放改造遵循以下原則[4]：

（1）采用成熟高效的工藝方案，選擇性能優(yōu)良、技術(shù)可靠、運行穩(wěn)定的設(shè)備，保證工藝方案的可實施性和先進(jìn)性。

（2）改造不影響主機(jī)設(shè)備出力、效率等性能參數(shù)，不影響機(jī)組主要運行模式。

（3）采用高效除塵設(shè)備，充分利用原有靜電除塵器，在較小的投資成本下使粉塵排放達(dá)到設(shè)計值，并且減少對脫硫系統(tǒng)的影響。

（4）盡量利用原有設(shè)備與管道，減少現(xiàn)場改造工程量。

（5）改造后對煙氣系統(tǒng)的管道和設(shè)備重新進(jìn)行核算，如需要則進(jìn)行必要的加固、補(bǔ)強(qiáng)或改造。

（6）設(shè)備選型與參數(shù)擬定考慮上下游工藝的協(xié)調(diào)與匹配[5]。

系統(tǒng)主要配置為煙氣脫硝裝置、煙氣冷卻換熱器、低低溫電除塵器、高效除塵的濕法煙氣脫硫裝置。由于減少了濕式除塵設(shè)備，縮短了減排工作流程，煙氣降溫后流量及阻力降低，整個減排系統(tǒng)的耗電量顯著減少，改造后污染物排放質(zhì)量濃度（以下簡稱“濃度”）平均值NOX小于10 mg/m3（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，下同）、SO2小于30 mg/m3、粉塵小于1 mg/m3，遠(yuǎn)低于國家要求的煙氣排放濃度要求，實現(xiàn)了節(jié)能與減排的協(xié)同效應(yīng)[6]。

1 整體改造方案

本次超低排放改造工程污染物排放濃度目標(biāo)確定為 NOX小于 50 mg/m3、SO2小于 35 mg/m3、粉塵小于5 mg/m3。機(jī)組超低排放技術(shù)路線見圖1。

圖1 電廠機(jī)組超低排放技術(shù)路線

主要改造思路是：

（1）增加煙氣余熱利用系統(tǒng)，并拆除原回轉(zhuǎn)式GGH（煙氣換熱器），改為無泄漏WGGH（水媒式煙氣換熱器），降低煙氣溫度有利于污染物協(xié)同脫出，同時改善原GGH的泄漏問題，保證SO2可靠超低排放。

（2）污染物提效改造方案為“脫硝系統(tǒng)優(yōu)化+低低溫電除塵器改造（小分區(qū)高效電源+本體配套改造）+脫硫系統(tǒng)除霧器改造+預(yù)留濕式除塵器”。

（3）引風(fēng)機(jī)配套改造及煙道優(yōu)化改造。

2 工藝部分

2.1 煙氣余熱利用改造

煙氣余熱利用要滿足以下幾個原則：

（1）滿足凈煙氣加熱要求。本工程原采用回轉(zhuǎn)式GGH，煙囪為干態(tài)排煙，為提高總體脫硫效率，拆除存在煙氣泄漏的回轉(zhuǎn)式GGH，改為無煙氣泄漏的WGGH，煙氣余熱利用后不能造成濕煙囪排放工況。

（2）與超低排放改造結(jié)合。煙氣余熱利用要先滿足超低排放要求，與超低排放設(shè)計方案結(jié)合，進(jìn)行整體考慮。

（3）盡量高效利用余熱熱量，如果擬定的系統(tǒng)不同，利用效率也有差別。

余熱利用系統(tǒng)盡量按照高效利用方式設(shè)計。主要表現(xiàn)在：

（1）采用三級換熱器方案，第一級換熱器為煙氣冷卻器，布置在除塵器前，將除塵器入口煙溫降低至90℃以提高除塵效率，換熱器管為ND鋼H翅片管。第二級換熱器為煙氣冷卻器，布置在脫硫塔前，將脫硫塔入口煙溫降低至70℃，換熱器管材為氟塑料。第三級換熱器為煙氣加熱器，布置在煙囪之前，將煙囪入口的煙溫加熱至69℃，換熱器管材為氟塑料[7]。

（2）在水循環(huán)流程上設(shè)置有1臺水-水換熱器，利用吸收的熱量加熱凝結(jié)水。

（3）三級換熱器的水側(cè)系統(tǒng)為逐級串聯(lián)，第一級和第二級換熱器回收的熱量一部分用于加熱第三級換熱器，另一部分回收至凝結(jié)水側(cè)。

（4）為了解決啟停階段或極低負(fù)荷下鍋爐排煙熱量不足的問題，系統(tǒng)設(shè)置有啟動加熱器。

WGGH裝置的換熱形式為煙氣-水換熱，設(shè)置三級換熱器，三個換熱器的水側(cè)系統(tǒng)為逐級串聯(lián)，第一級和第二級換熱器回收煙氣熱量，第三級換熱器放出熱量給凈煙氣，達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)后，多余的熱量用于加熱汽機(jī)凝結(jié)水，三級換熱器整體系統(tǒng)見圖2。熱媒介質(zhì)采用凝結(jié)水，閉式循環(huán)，增壓泵驅(qū)動，熱媒輔助加熱系統(tǒng)采用輔助蒸汽加熱[4]。每套裝置包含三級換熱器及其支撐結(jié)構(gòu)、熱媒輔助加熱系統(tǒng)、熱媒補(bǔ)充水系統(tǒng)、熱媒增壓系統(tǒng)、穩(wěn)壓系統(tǒng)、凝結(jié)水加熱系統(tǒng)、吹灰系統(tǒng)、水沖洗系統(tǒng)，以及WGGH系統(tǒng)所有閥門和控制系統(tǒng)、測溫和測壓裝置、其他輔助裝置，系統(tǒng)組成及各部分設(shè)計溫度見圖2。

（1）熱媒輔助加熱系統(tǒng)根據(jù)煙氣再熱器的出口煙氣溫度，發(fā)出調(diào)節(jié)閥動作指令，自動控制煙氣再熱器出口煙氣運行溫度在設(shè)定的范圍內(nèi)，抵消機(jī)組運行參數(shù)變化對煙囪出口排煙溫度的影響[8]。

（2）凝結(jié)水加熱系統(tǒng)根據(jù)一級煙氣冷卻器的冷卻介質(zhì)（熱媒水）溫度，發(fā)出調(diào)節(jié)閥動作指令，自動控制煙氣一級煙氣冷卻器的冷卻介質(zhì)（熱媒水）運行溫度在設(shè)定的范圍內(nèi)，防止一級煙氣冷卻器管束出現(xiàn)腐蝕。在給定條件下自動控制冷卻介質(zhì)（熱媒水）溫度不低于72.5℃，一級煙氣冷卻器出口煙溫90℃。

回收余熱量以及熱量的品位較低，凝結(jié)水可加熱至105～107℃，回送到8號低壓加熱器入口，余熱回收能力較好。當(dāng)除塵器入口溫度為95℃時，BMCR（鍋爐最大連續(xù)出力）工況可回收余熱量為32.6 MW，第一級換熱器管子工作在干煙氣以及臨界酸露點溫度附近；第二級換熱器管子工作在煙氣酸露點溫度以下，會有少量SO3酸性氣體凝結(jié)；第三級換熱器管子工作在濕煙氣至干煙氣條件下，首排及其后若干管子工作在濕煙氣條件下，工作條件惡劣；因此三級換熱器的選材很關(guān)鍵。同時優(yōu)化計算三級換熱器溫差，滿足最佳的換熱效果，保障排煙焓值的深度利用，見圖3。

2.2 脫硝設(shè)備優(yōu)化改造

對原脫硝流場及噴氨格柵進(jìn)行優(yōu)化改造，提高煙氣均勻性和氨混合均勻性，保證NOX排放濃度穩(wěn)定在50 mg/m3以下[9]。2臺鍋爐SCR（選擇性催化還原）系統(tǒng)提供滿足脫硝超低排放運行所要求的脫硝流場、氨噴射系統(tǒng)優(yōu)化改造及增設(shè)大顆?；覕r截網(wǎng)系統(tǒng)。

圖2 電廠三級換熱器系統(tǒng)

圖3 三級換熱器工質(zhì)溫差分布

2號機(jī)組進(jìn)行過優(yōu)化改造，使氨注射系統(tǒng)爐前后、左右方向可以靈活調(diào)節(jié)，提高氨氣的分布均勻性，并在噴嘴上方加裝一塊直徑108 mm的擋灰板，改造后系統(tǒng)性能得到提升，為了確保超低排放的長期穩(wěn)定，還需進(jìn)一步優(yōu)化，確保系統(tǒng)不發(fā)生堵塞，調(diào)節(jié)靈活，分布均勻。對于脫硝流場優(yōu)化部分，數(shù)值模擬計算過程必須優(yōu)化設(shè)計煙氣的流動分布及流速[10]，以使頂層催化劑前的煙氣參數(shù)分布（速度、溫度、NH3與NOX摩爾比、催化劑前的成分分布、射流角度、系統(tǒng)阻力、煙道中導(dǎo)葉和導(dǎo)流板的壓損減少位置等）滿足性能保證指標(biāo)，并最大限度減少煙道積灰。投入實際運行后反應(yīng)器出口的NOX分布見圖4。

圖4 優(yōu)化調(diào)整后反應(yīng)器出口的NO X分布（BMCR工況）

大顆粒攔截器（圖5）主要作用于省煤器出口煙氣灰斗處，用于攔截鍋爐煙氣中的大顆?；?。大顆?；姨貏e是“爆米花灰”，是一種低密度灰，疏松多孔，密度一般小于水，外形不規(guī)則，很容易達(dá)到10 mm及以上的尺寸，多形成于鍋爐受熱面表面，較難通過煙道的擴(kuò)展降低流速手段使其沉降。無論是蜂窩式催化劑還是平板式催化劑，大顆?；抑灰粺煔鈹y帶到催化劑表面均會導(dǎo)致催化劑的堵塞，削弱整套脫硝系統(tǒng)的脫硝能力，一旦部分通道被堵塞，灰的堵塞面積會快速增加，致使SCR系統(tǒng)失效[11]。

圖5 大顆粒攔截器結(jié)構(gòu)

我國燃煤機(jī)組燃用煤種多變，部分鍋爐燃燒狀況惡化，容易產(chǎn)生“爆米花灰”，而且我國脫硝裝置幾乎全部為高塵布置的無旁路系統(tǒng)，一旦出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象會直接導(dǎo)致主機(jī)組非計劃停機(jī)。濾網(wǎng)必須采用低流速設(shè)計，加裝空氣炮吹灰裝置（每臺鍋爐不少于12套）或機(jī)械清掃裝置，并應(yīng)用計算流體動力學(xué)優(yōu)化灰斗流場，將流場優(yōu)化與濾網(wǎng)相結(jié)合，最大限度地去除大顆粒，延長濾網(wǎng)壽命。

2.3 除塵器改造

通過低低溫電除塵器提效改造控制除塵器出口煙塵排放濃度在15～20 mg/m3，再通過濕法脫硫的協(xié)同除塵控制煙塵排放濃度不高于5 mg/m3，實際改造后煙塵排放濃度在機(jī)組運行期間一直低于1 mg/m3，協(xié)同除塵改造結(jié)果詳見表1。

表1 協(xié)同除塵改造效果（干基、氧量6%）

原有的硅整流電源全部更換為高頻電源，高頻電源采用小分區(qū)供電方式（即利用原電除塵器陰極吊掛結(jié)構(gòu)，將原每臺爐24個電源改為48個高頻電源供電）。

高頻電源改造方案：將原3室4電場靜電除塵器的1，2，3，4電場均進(jìn)行小分區(qū)改造，新增高頻電源共計36套，利用舊高頻電源共計12套。

（1）脈沖供電技術(shù)來克服高比電阻粉塵引起的反電暈，抑制火花電流沖擊。

（2）根據(jù)工況條件的變化（如鍋爐負(fù)荷、濁度、煙氣量、煙氣溫度），在一定的條件下，運行方式能夠自動跟蹤工況的變化，具有自動優(yōu)化功能，自動選擇控制方式，自動設(shè)定運行參數(shù)，自動確定脈沖供電占空比，使系統(tǒng)始終運行在最佳的節(jié)能狀態(tài)[12]。

（3）根據(jù)粉塵儀和電氣參數(shù)（如高壓硅整流設(shè)備的二次電壓、二次電流）的反饋信號，通過分析診斷，自動控制每個電場的能耗，實現(xiàn)智能閉環(huán)節(jié)能控制。

（4）在保證間隙供電的情況下，整流設(shè)備能夠安全可靠運行。

通過上述控制器的功能，除塵系統(tǒng)配備先進(jìn)的新型節(jié)能控制裝置，在滿足煙塵排放標(biāo)準(zhǔn)（不大于15 mg/m3）的基礎(chǔ)上，盡量減少除塵器的能耗。

為了適應(yīng)超低排放要求，越來越多的煙氣處理系統(tǒng)增加了低溫省煤器，這就降低了除塵器灰斗的灰溫以及流動性，增加了輸灰系統(tǒng)的輸送難度。因此需要一套穩(wěn)定的灰斗加熱系統(tǒng)來補(bǔ)償灰溫，避免粉煤灰在灰斗板結(jié)而失去流動性，保證輸灰系統(tǒng)的正常運行。

電除塵器本體配套改造主要內(nèi)容有：灰斗增加不銹鋼板內(nèi)襯，人孔門等易漏風(fēng)的位置更換密封圈和更換不銹鋼材料防止腐蝕；原灰斗電加熱改為蒸汽加熱，絕緣子加熱器改造完善。

2.4 脫硫改造

本次提效改造工程仍采用海水法煙氣脫硫工藝，1爐1塔配置。脫硫改造主要是脫硫吸收系統(tǒng)核心設(shè)備吸收塔的改造，以及吸收塔供水系統(tǒng)的改造。

（1）取消原回轉(zhuǎn)式GGH，改為無泄漏WGGH，以提高脫硫系統(tǒng)總效率，滿足SO2排放濃度小于35 mg/m3的要求。

（2）本次改造方案為：①改造現(xiàn)有海水升壓泵（2用1備），更換現(xiàn)有海水升壓泵的葉輪，增大上水量，改造后海水升壓泵的流量為13 000 m3/h（改造前為11 500 m3/h），揚(yáng)程19.5 m（改造前為17 m），滿足改造后的要求；②改造海水分布器，更換為管網(wǎng)式超低壓大口徑噴嘴海水分配器；③改造填料層，將原有填料拆除后重新安裝，以均布塔內(nèi)流場，提高脫硫效率，取得最優(yōu)的吸收塔改造性能；④使用多級高效除霧器，保證霧滴逃逸不超過15 mg/m3，并提高對煙塵的協(xié)同除塵效率。

（3）改造后效果：原煙氣中 SO2濃度 1 700 mg/m3以下時，脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度均不超過35 mg/m3，系統(tǒng)脫硫效率不低于98.0%。

2.5 引風(fēng)機(jī)移位及管道阻力優(yōu)化

由于系統(tǒng)阻力、煙氣溫度、煙氣體積流量均發(fā)生變化，引風(fēng)機(jī)需要作適應(yīng)性優(yōu)化，以滿足出力防腐需求。華能海門電廠2號機(jī)組的超低排放改造，為了達(dá)到煙風(fēng)道最優(yōu)化的目的，需將現(xiàn)有的2臺引風(fēng)機(jī)保護(hù)性拆除，移至原脫硫區(qū)域增壓風(fēng)機(jī)處重新安裝，原增壓風(fēng)機(jī)基礎(chǔ)作適應(yīng)性改造。

引風(fēng)機(jī)超低改造前后能耗對比如表2所示，改造后引風(fēng)機(jī)平均電流下降60 A，年節(jié)約廠用電3 815.9 MWh，折合人民幣170萬元。

表2 引風(fēng)機(jī)超低改造前后能耗對比

3 腐蝕問題

某發(fā)電廠由于二級低溫省煤器后的煙道腐蝕泄漏，導(dǎo)致僅運行一個月就被迫退出運行，為吸取經(jīng)驗教訓(xùn)[13]，采用如下防腐蝕方案：

（1）二級煙氣冷卻器盡量靠近吸收塔布置，縮短后面煙道長度，降低系統(tǒng)阻力；考慮到煙氣中灰的黏污特性，選擇氟塑料受熱面，以保持長周期運行下煙氣冷卻器的清潔程度。

（2）煙道設(shè)計要確保足夠機(jī)械強(qiáng)度，避免煙道壁振動。

（3）從引風(fēng)機(jī)出口至吸收塔入口的煙道保持一定的斜度，確保煙道中積水可流入吸收塔，避免煙道積水。

（4）選擇合適的防腐手段，選用韌性較好、結(jié)構(gòu)緊密、可耐HF酸腐蝕、最高耐溫150℃的防腐涂料。

（5）煙道的膨脹節(jié)及其排水管選用氟塑料。

4 創(chuàng)新亮點

（1）實現(xiàn)了首臺1000MW機(jī)組海水脫硫工程超低排放項目、首例1000MW機(jī)組前后小分區(qū)的低低溫電除塵綜合提效改造工程。

（2）實現(xiàn)了國內(nèi)大型機(jī)組首次采用氟塑料WGGH取代回轉(zhuǎn)式GGH，具備如下特征：①優(yōu)秀的耐腐蝕性能；對于幾乎所有工業(yè)化學(xué)品及溶劑都為化學(xué)惰性，耐濃酸、濃堿，抗氧化。②不黏灰；高度的不黏耐附性和抗垢能力以及極低的摩擦系數(shù)。③優(yōu)異耐熱性；溫度的變化對性能影響不大，溫域范圍廣，250℃以下長時間加熱也能保持優(yōu)越的力學(xué)性能。④超高的抗彎曲疲勞強(qiáng)度和耐磨性。

（3）實現(xiàn)了煙氣深度節(jié)能優(yōu)化。采用三級換熱器，增加了深度節(jié)能的環(huán)節(jié)，脫硫入口加裝二級煙氣冷卻器，將進(jìn)入脫硫系統(tǒng)的煙氣廢熱回收利用（100%，75%，50%負(fù)荷下分別節(jié)約發(fā)電煤耗0.91 g/kWh， 0.61 g/kWh， 0.37 g/kWh）。 進(jìn)行引風(fēng)機(jī)配套降阻改造，為了達(dá)到煙風(fēng)系統(tǒng)優(yōu)化目的，對原引風(fēng)機(jī)進(jìn)行移位，整個引風(fēng)機(jī)入口煙道、吸收塔出口煙道采用新型圓形布置形式，取消煙道內(nèi)部支撐件，煙氣直接順流匯合，大大降低了煙風(fēng)系統(tǒng)阻力。

5 結(jié)語

華能海門電廠2號機(jī)組實施超低排放改造工程（煙氣余熱利用、脫硝、除塵、脫硫、風(fēng)機(jī)）后，污染物排放濃度平均值NOX小于10 mg/m3、SO2小于30 mg/m3、粉塵小于1 mg/m3，按照廣東省實施的改造后NOX、SO2、粉塵的排放指標(biāo)分別為50 mg/m3， 35 mg/m3， 5 mg/m3， 上網(wǎng)電價每 kWh加價0.01元的政策，按每年發(fā)電量3 TWh計，2臺機(jī)組每年可回收電價補(bǔ)貼3 000萬元；采用深度節(jié)能技術(shù)，汽輪機(jī)熱耗降低約30 kJ/kWh，折合降低供電煤耗1.1 g/kWh，按每年發(fā)電量3 TWh計，節(jié)約標(biāo)煤3 300 t，標(biāo)煤單價按750元/t計算，直接經(jīng)濟(jì)效益247.5萬元；引風(fēng)機(jī)移位及管道阻力優(yōu)化節(jié)約人民幣約170萬元。超低排放改造后，經(jīng)濟(jì)效益總計至少3 471.5萬元，社會效益、經(jīng)濟(jì)效益均十分顯著。