低低溫煙氣處理系統(tǒng)在1000 MW超超臨界機組中的應用探討

龍 輝，王 盾，錢秋裕

（1.中國電力工程顧問集團公司，北京市，100120;2.國核電力規(guī)劃設計研究院，北京市，100094）

0 引言

根據(jù)GB13223—2003《火電廠大氣污染物排放標準》，我國火電機組的粉塵排放質(zhì)量濃度控制標準從200 mg/m3降為50 mg/m3，SO2排放質(zhì)量濃度控制標準降為400 mg/m3。目前，國家環(huán)境保護部正著手對GB 13223進行修改，以進一步提高我國火電機組環(huán)保排放控制標準。因此，采用何種工藝路線滿足國家環(huán)保排放控制標準不斷發(fā)展的要求，將成為電廠和設計咨詢等單位應考慮的課題[1-10]。

低低溫煙氣處理系統(tǒng)（Mitsubishi recirculated nonleak type gas-gas heater，MGGH）具有高效的環(huán)保性能，已在日本應用于多臺火電機組中。本文擬就MGGH在我國1000 MW超超臨界機組中的應用進行探討，期望能進一步降低我國超超臨界機組污染物的排放量。

1 MGGH發(fā)展概況

日本一些地方環(huán)保排放控制綜合要求不斷提高，促使MGGH在日本誕生并得到飛速發(fā)展。在電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝（單一除塵、脫硫工藝）的基礎上，日本三菱公司開發(fā)了采用無泄漏管式水媒體加熱器的濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝。在該工藝系統(tǒng)中，原煙氣加熱水后，用加熱后的水加熱脫硫后的凈煙氣。當鍋爐燃燒低硫煤時，該工藝具有無泄漏，沒有溫度及干、濕煙氣的反復變換，不易堵塞的優(yōu)點；當鍋爐燃燒高硫煤時，SO3引起的酸腐蝕問題比較嚴重。為適應日本環(huán)保排放控制標準的不斷提高，同時解決SO3引起的酸腐蝕問題，日本三菱公司于1997年開始研究將MGGH移至空氣預熱器后、除塵器前的布置方案。

2 MGGH工藝原理

MGGH工藝流程及系統(tǒng)構(gòu)造如圖1、2所示。在鍋爐空氣預熱器后設置MGGH，使進入除塵器的煙氣溫度降低，提高煙氣處理性能。脫硫裝置出口設置MGGH，通過熱媒水密閉循環(huán)流動，將從降溫換熱器獲得的熱量去加熱脫硫后凈煙氣，使其溫度從50℃左右升高到80℃以上。通過這種除塵+濕法煙氣脫硫工藝達到高效除塵、脫硫的效果，使煙囪入口粉塵排放質(zhì)量濃度大大降低。按此流程，煙氣經(jīng)過MGGH后，溫度從120～130℃降到90℃左右，煙氣中的SO3與水蒸氣結(jié)合，生成硫酸霧，此時由于未采取除塵措施，SO3被飛灰顆粒吸附，然后被電除塵器捕捉后隨飛灰排出，不僅保證了更高的除塵效率，還解決了下游設備的防腐蝕難題，并實現(xiàn)了系統(tǒng)的最優(yōu)化布置。我國的華能珞璜電廠一、二期煙氣脫硫工藝采用了MGGH，其工藝流程見圖3。

3 MGGH工藝特點

采用MGGH后，煙氣系統(tǒng)的運行溫度變成了90℃，低于正常運行的120℃以上煙氣溫度；粉塵的比電阻降低，從而使得對幾乎所有種類的煤而言，MGGH的除塵性能都可以得到提高。由于煙氣溫度降低，煙氣體積減少，所以MGGH體積可以減小，采用三電場除塵器能夠達到五電場除塵器的效率。

與傳統(tǒng)的除塵+濕法煙氣脫硫環(huán)保工藝相比，采用MGGH的脫硫工藝特點為：（1）降低電耗和運行費用。MGGH入口煙氣溫度由130℃左右降低到90℃左右后，實際煙氣流量大大減少，這不僅對MGGH有利，而且也有利于吸風機和增壓風機。降溫換熱器增加的阻力由吸風機克服，對吸風機而言，雖然壓頭增大了，但處理煙氣流量減少，電耗基本持平。對脫硫風機而言，由于處理煙氣流量減少了，電耗將會下降。因此，從總體上來說，電耗降低了。（2）可以除去絕大部分SO3，并能提高除塵器效率。在該系統(tǒng)的除塵裝置中，煙氣溫度已降低到露點以下，而煙氣含塵質(zhì)量濃度卻很高，因而總表面積很大，為硫酸霧的凝結(jié)附著提供了良好的條件。通常情況下，灰硫比大于100時，煙氣中的SO3去除率可達到95%以上，SO3質(zhì)量濃度將低于2.86 mg/m3。另外，煙氣脫硫系統(tǒng)（FGD）入口煙氣含塵量的降低還有利于石膏質(zhì)量的提高。因此，MGGH對煤種適應性強，能提高除塵性能，改善濕煙囪工作環(huán)境。（3）在系統(tǒng)內(nèi)部設置擋板，通過內(nèi)部擋板連動形成不帶電打擊方式，來防止粉塵的飄散。另外，在MGGH入口設置散布鋼球裝置來保證管式換熱器管表面的清潔。（4）解決了濕法脫硫工藝中SO3腐蝕的難題，具有良好的經(jīng)濟效益。由于高質(zhì)量濃度粉塵對SO3具有包裹作用，煙氣中的絕大部分SO3分子通過除塵器被除掉，然后通過除灰系統(tǒng)帶走，因此煙氣系統(tǒng)不容易出現(xiàn)低溫腐蝕現(xiàn)象。運用該工藝基本不用專門考慮SO3的腐蝕問題，同時又能充分發(fā)揮煙氣加熱器（GGH）的作用，把煙氣加熱到足夠的溫度水平，滿足環(huán)保排放的要求。（5）可以實現(xiàn)最優(yōu)化的系統(tǒng)布置。目前幾乎所有的系統(tǒng)設計都是將脫硫增壓風機放在脫硫塔之前，主要是考慮風機的工作條件，即磨損、腐蝕等問題。采用防腐MGGH工藝，就有條件不受場地布置的限制，把脫硫風機放在吸收塔之后，提高系統(tǒng)的可用率；另外，吸收塔和升溫換熱器等工作在負壓狀態(tài)下，可降低結(jié)構(gòu)和密封的要求，同時降低約5%的能耗。（6）采用MGGH工藝所產(chǎn)生的灰可再利用。（7）無泄漏，能有效利用回收的熱量。該工藝采用管式煙氣加熱器，無泄漏，同時回收的熱量可用于煙氣再熱系統(tǒng)、煙氣余熱回收加熱凝結(jié)水系統(tǒng)、采暖供熱系統(tǒng)。

4 MGGH在日本火電機組中的應用情況

目前，MGGH已應用于9臺機組，如表1所示。以日本Hirono 5號電廠、Tachibanawan電廠為例說明主要技術(shù)經(jīng)濟指標情況，見表2、3。

表1 MGGH工程應用情況Tab.1 Engineering experience list for lower temperature high efficiency flue gas treatment system

表2 Hirono 5號電廠保證值和考核試驗結(jié)果（1×600 MW機組）Tab.2 Hirono power plant NO.5 unit guarantee value&examination result(1×600 MW unit)

表3 Tachibanawan電廠保證值和考核試驗結(jié)果（1×1050 MW機組）Tab.3 Tachibanawan power plant guarantee value&examination result(1×1050 MW unit)

Hirono 5號電廠和Tachibanawan電廠的實踐證明，采用MGGH后，煙氣溫度降低，煙氣體積變小，煙速降低，同時煙塵比電阻也有所減小，因而除塵效率有所提高。電廠采用三電場除塵器代替五電場除塵器，除塵器出口粉塵質(zhì)量濃度控制在30 mg/m3以下，煙囪入口粉塵質(zhì)量濃度在5 mg/m3以下；因大量的SO3被脫除，煙囪入口SO3低于 2.86 mg/m3。

5 MGGH工藝與傳統(tǒng)除塵+脫硫工藝的比較

5.1 工藝比較

日本電廠燃用的煤種具有商品化（海外采購）和專一性（燃用設計煤質(zhì)）特性，因此MGGH在日本火電機組中的應用效果十分理想。在系統(tǒng)設計時，三菱公司曾考慮在降溫換熱器入口設置1套鋼球清灰防結(jié)垢系統(tǒng)，但在實際運行中未進行過設置。我國地域廣闊，不同地區(qū)煤種發(fā)熱值、灰分和硫分千差萬別，且電廠燃用煤質(zhì)和設計煤質(zhì)差別較大。為使MGGH應用達到與在日本應用比較接近的效果，故選用燃用來煤相對可控，燃燒高熱值，中、低硫煤，灰分中等的沿海電廠為比較對象，對其2×1000 MW機組采用MGGH的脫硫工藝與采用傳統(tǒng)四電場電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝的進行技術(shù)經(jīng)濟指標比較，結(jié)果如表4所示。

由表4可以得出：（1）與傳統(tǒng)的除塵、脫硫工藝相比，采用MGGH后的工藝綜合環(huán)保性能有較大提高，粉塵排放質(zhì)量濃度控制在30 mg/m3以下，SOx排放質(zhì)量濃度控制在2.86 mg/m3以下。（2）與傳統(tǒng)的除塵、脫硫工藝相比，采用MGGH后的工藝綜合能耗有較大降低。

與傳統(tǒng)的電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝（帶GGH）相比，采用MGGH的工藝在除塵效率提高的情況下，爐后綜合廠用電率降低0.286%，每年可節(jié)約電量3146萬kW·h（按年利用小時5500 h計算）。由此可見，MGGH具有較好的運行經(jīng)濟性。

5.2 投資及運行費用比較

以國內(nèi)某2×1000 MW機組為例，對采用MGGH工藝和傳統(tǒng)除塵+脫硫工藝的投資及運行費用進行比較，結(jié)果如表5、6。

5.3 小結(jié)

與傳統(tǒng)的除塵+濕法煙氣脫硫工藝比，MGGH工藝可降低煙氣換熱器、增壓風機、煙道防腐等費用，可減少設備及材料投資約720萬元，減少年運行費用1887.6萬元。

表4 采用MGGH的脫硫工藝與傳統(tǒng)工藝技術(shù)經(jīng)濟指標比較Tab.4 Compared with the technical and economical indexes in lower temperature high efficiency flue gas treatment system and tradition process

表5 投資費用比較Tab.5 Compared with investment cost in two different flue gas treatment process

表6 運行費用比較Tab.6 Compared with operation cost in two different flue gas treatment process

6 結(jié)論

（1）MGGH具有煙氣溫度低、除塵效率高、SO3脫除率高達95%、電廠年運行費用低、運行可靠性高等特點，在國外已有多臺大機組的應用業(yè)績，因此，在我國1000 MW超超臨界燃煤機組中采用MGGH是可靠的。

（2）我國近年來新上火電機組大多為1000 MW機組。從設計選擇的煤質(zhì)分析，這些機組均設計采用燃燒中、高熱值，灰分中等，硫分均不高（低于1%）的煤，適合MGGH煙氣脫硫工藝的應用。

（3）目前，MGGH在我國1000 MW超超臨界機組中沒有實際應用業(yè)績，但具有廣闊的應用前景。目前國內(nèi)火電機組考慮綜合環(huán)保工藝路線仍比較單一，單純的除塵+脫硫工藝路線滿足不了未來環(huán)保標準發(fā)展變化的要求，且達不到節(jié)能減排的綜合效果。建議政府主管部門盡快推動將MGGH煙氣脫硫工藝應用到我國大型火電機組中，可首先在燃中、高熱值，灰分中等，低硫煤及供煤可靠地區(qū)，建設1個1000 MW超超臨界機組示范工程，為進一步的推廣應用積累建設和運行經(jīng)驗。

[1]龍輝，鐘明慧.影響600 MW機組濕法煙氣脫硫裝置廠用電率主要因素分析[J].中國電力，2006，39（2）：74-77.

[2]蔣叢進，封乾君.國華三河電廠脫硫裝置取消煙氣旁路的研究[J].電力建設，2008，29（2）：61-63.

[3]譚學謙.濕法脫硫系統(tǒng)(無GGH)不設置煙氣旁路方案探討[J].電力建設，2007，28（4）：40-43.

[4]譚學謙.淺談600 MW機組濕法脫硫吸收塔的工藝設計[J].電力建設，2007，28（4）：52-56.

[5]鐘秦.燃煤煙氣脫硫脫硝技術(shù)及工程實例[M].北京：化學工業(yè)出版社，2002.

[6]DL5000—2000火電發(fā)電廠設計技術(shù)規(guī)程[S].北京：中國電力出版社，2001.

[7]林永明，高翔，施平平，等.大型濕法煙氣脫硫噴淋塔內(nèi)阻力特性數(shù)值模擬[J].中國電機工程學報，2008，28（5）：28-33.

[8]李文艷，王冀星，車建偉.濕法脫硫煙氣濕排問題分析[J].中國電機工程學報，2007，27（14）：36-40.

[9]曹國慶，邢金城，涂光備.基于灰色層次分析理論的煙氣脫硫技術(shù)評價方法[J].中國電機工程學報，2006，26（4）：51-55.

[10]趙毅，馬雙忱，許佩瑤，等.煙氣循環(huán)流化床同時脫硫脫氮試驗研究[J].中國電機工程學報，2005，25（2）：119-124.