根據(jù)某600MW燃煤機(jī)組的煙氣凈化設(shè)計及運行特點，對改造方案的可行性和經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了分析，并開展了工藝及設(shè)備的改造：脫硫系統(tǒng)采用串聯(lián)雙塔循環(huán)方式，脫硝系統(tǒng)采用低氮燃燒與SCR協(xié)同作用的方式，采用MGGH技術(shù)提高煙氣上升高度，合并引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)，增大引風(fēng)機(jī)出力。從改造結(jié)果看出，干濕煙囪設(shè)備改造后，整體系統(tǒng)成本增加值分別為10.23元/(MW˙h)和9.79元/(MW˙h)。根據(jù)所選優(yōu)化方案對該燃煤機(jī)組進(jìn)行改造后，排放煙氣能夠滿足國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，可為其他燃煤電廠的相關(guān)改造提供了參考和依據(jù)。

隨著燃煤機(jī)組煙氣凈化技術(shù)的發(fā)展，人們已經(jīng)意識到分別使用脫硫和脫硝技術(shù)，并不能達(dá)到很好的污染物脫除效率，而且脫除設(shè)備龐大，占地空間大，初投資和運行費用昂貴。為了解決此類問題，各種煙氣凈化綜合利用技術(shù)得到了重視和發(fā)展，一體化的脫硫脫硝工藝結(jié)構(gòu)緊湊，煙氣凈化設(shè)備初投資和運行費用低，滿足了大容量機(jī)組的需要。因此，開發(fā)煙氣綜合凈化技術(shù)已成為煙氣凈化的發(fā)展趨勢。

目前，國外主要采用的脫硫技術(shù)包括循環(huán)流化床、濕法脫硫、噴霧脫硫等，脫硝技術(shù)包括選擇性催化還原技術(shù)(SCR)和選擇性非催化還原技術(shù)(SNCR)。煙塵脫除技術(shù)普遍采用電除塵器，在北美、歐盟、日本等國家，電除電器的覆蓋面積所占除塵設(shè)備的份額比較大。隨著國內(nèi)對于環(huán)保要求的日益嚴(yán)格，國內(nèi)已開展了超潔凈排放環(huán)保協(xié)同改造。

現(xiàn)有的燃煤機(jī)組采用了不同的脫硫、脫硝、除塵等超凈排放技術(shù)，脫硫技術(shù)因各電廠的實際情況而異;脫硝超低排放技術(shù)基本相似，以優(yōu)化低氮燃燒、增加SCR催化劑為主;除塵超低排放技術(shù)多選用加裝低溫省煤器和濕式除塵器，同時結(jié)合電除塵高頻電源改造、電場布置優(yōu)化等技術(shù)。

因此，在保證我國經(jīng)濟(jì)高速穩(wěn)定增長的前提下，開展燃煤機(jī)組煙氣污染物超凈排放技術(shù)顯得尤為重要，而且由于國家對環(huán)境污染物的排放及治理要求更加苛刻，尋求高效價廉的煙氣超凈排放技術(shù)更加具有發(fā)展前景。

1鍋爐布置

某600 MW機(jī)組為亞臨界自然循環(huán)鍋爐，汽水系統(tǒng)為強制循環(huán)，四角切圓燃燒，固態(tài)排渣，制粉系統(tǒng)采用中速磨正壓直吹制粉系統(tǒng)。

(1)脫硫系統(tǒng)

機(jī)組采用濕式石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝系統(tǒng)。每臺爐配備一套煙氣脫硫(FGD)濕法脫硫裝置。脫硫劑采用白泥和石灰石粉原料，采購的石灰石粉以氣力輸送的方式送入石灰石粉倉，再通過給料裝備送至漿液攪拌箱制成石灰石漿液，由漿液泵送至吸收塔。

(2)脫硝系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)首先進(jìn)行了低氮燃燒器的改造，目前主要是針對SCR的裝置及工藝進(jìn)行改造。實際運行過程中，NOx入口濃度為200～250mg/m3，出口實際運行值已低于50mg/m3。

(3)除塵系統(tǒng)

機(jī)組原采用電袋組合式除塵器，布置在鍋爐空預(yù)器之后和引風(fēng)機(jī)之前。在除塵器進(jìn)口前增加煙氣凝聚器，原電除塵器進(jìn)行小分區(qū)和高效電源改造，同時進(jìn)行除霧器提效改造以進(jìn)一步提高脫硫系統(tǒng)除塵效果。鍋爐配置有雙室電場和電除塵器，采用露天臥式布置方式。

2改造方案設(shè)計

燃煤電廠煙氣中污染物(SO2、Nox、粉塵等)的控制受多種因素影響，特別是在目前極嚴(yán)格的環(huán)保要求下，已不是煙氣凈化設(shè)備能夠獨立解決的問題。鍋爐燃燒、脫硫設(shè)備、脫硝設(shè)備、煙氣換熱器等都直接影響機(jī)組煙氣中污染物的排放。因此，需要采用協(xié)同控制技術(shù)，建立整個機(jī)組煙氣超凈排放系統(tǒng)，對鍋爐燃燒、脫硫、脫硝、高效除塵器、濕式電除塵器、煙氣換熱器等進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化控制。

根據(jù)現(xiàn)在運行機(jī)組的實際情況，通過對各個煙氣凈化系統(tǒng)的分析，設(shè)計了研究路線，擬通過計算與分析，得到一種優(yōu)化的電廠煙氣超凈排放改造方案，其研究路線如圖1所示。

                                                圖1改造方案研究路線

經(jīng)過全面的理論分析和論證，盡可能保證原有設(shè)備不進(jìn)行大范圍改動的情況下，結(jié)合現(xiàn)有環(huán)保設(shè)備和場地，可考慮采用如下改造方案：

(1)脫硫改造：在現(xiàn)有吸收塔位置與引風(fēng)機(jī)混合煙道之間，新建1級吸收塔作為一級吸收塔，原吸收塔改造作為二級串聯(lián)塔。通過新加裝一套脫硫預(yù)洗塔，將現(xiàn)有吸收塔作為深度處理塔。

(2)脫硝改造：由于已經(jīng)安裝了低氮燃燒器(LNB)，運行中SCR催化劑入口的NOx濃度均在350mg/m3以下，煙囪出口NOx濃度在100mg/m3以下。原有SCR脫硝系統(tǒng)采用兩層催化劑加1層催化劑預(yù)留層布置形式，即采用的是"LNB+SCR”方案。

(3)濕式除塵改造：管式濕式除塵在化工行業(yè)應(yīng)用較多，板式濕電除塵在國內(nèi)燃煤電廠中得到了廣泛應(yīng)用。濕式電除塵器性能主要的影響因素包括運行控制方式、電場參數(shù)、入口粉塵濃度、電場風(fēng)速選取等。煙塵控制系統(tǒng)根據(jù)不同的機(jī)組配置可有多種系統(tǒng)組成，根據(jù)目前國內(nèi)的煙塵控制狀況，主要有以下兩種系統(tǒng)：

系統(tǒng)1:鍋爐+脫硝+高效除塵器+濕法脫硫+濕式電除塵器

系統(tǒng)2:鍋爐+脫硝+高效除塵器+濕法脫硫

:當(dāng)需要達(dá)到超凈排放時多采用系統(tǒng)1的方案，需要高效除塵器、濕法脫硫和濕式電除塵器各自承擔(dān)部分減排任務(wù)。

(4)MGGH改造：低溫?zé)煔馓幚硐到y(tǒng)(MGGH)是管式煙氣一煙氣熱交換器。該煙氣系統(tǒng)由兩部分組成：

①煙氣冷卻器(FGC )布置在引風(fēng)機(jī)之后、脫硫吸收塔之前的水平煙道，利用凝結(jié)水降低煙氣溫度;

②煙氣再熱器(FGR)布置在濕式除塵器和煙囪之間的水平煙道上，利用加熱后的凝結(jié)水再去加熱脫硫后的凈煙氣，提升煙氣的溫度。

MGGH利用鍋爐尾部煙氣的余熱來加熱煙囪入口煙氣，相對SGH更有利于能源綜合利用，并且由于MGGH使用的是管式加熱，不會存在回轉(zhuǎn)式GGH漏煙氣的缺點。

3計算結(jié)果及分析

3.1 煙氣中污染物年減排量計算

(1)SO2年減排量

設(shè)備改造后，SO2脫除量及脫硫效率如圖2所示。由圖2可以看出，脫硫系統(tǒng)經(jīng)過改造之后，1#機(jī)組兩級脫硫塔的脫硫量分別為1103.01mg/m3和287.34 mg/m3，脫硫效率分別為78.5%和20.5%，SO2的脫除過程主要在一級脫硫塔中進(jìn)行。2#機(jī)組兩級脫硫塔的脫硫量分別為1261.14mg/m3和199.4mg/m3，脫硫效率分別為85.5%和13.5%。

                                      圖2改造后SO2脫除量及脫硫效率

(2)NOx年減排量

原有脫硝系統(tǒng)經(jīng)過低氮燃燒后，脫硝系統(tǒng)NOx入口濃度從300mg/m3減小到100mg/m3。經(jīng)過煙氣超凈排放改造之后，機(jī)組NOx排放濃度小于50mg/m3，兩臺機(jī)組每年可以進(jìn)一步減少NOx排放量1150t。

(3)煙塵年減排量

電除塵器原有實際除塵效率為99.6%，經(jīng)過電除塵器提效改造之后，煙塵濃度低于30mg/m3,該鍋爐產(chǎn)生的煙塵年排放量為798t，兩臺機(jī)組每年可減少煙塵排放量2918t。通過超凈排放改造后，機(jī)組煙塵排放濃度小于5mg/m3，兩臺機(jī)組鍋爐煙塵年排放量為138t，兩臺機(jī)組每年可進(jìn)一步減少煙塵排放量689t。

(4)污染物年減排量總計

經(jīng)過脫硫、脫硝及除塵等煙氣協(xié)同技術(shù)改造之后，脫硫、脫硝及除塵效果均有明顯提高。圖3顯示了SO2、NOx和煙塵的排放濃度及脫除率。

煙氣凈化設(shè)備改造之前，SO2排放濃度為195.42mg/m3，經(jīng)過改造之后，SO2排放濃度達(dá)到14.33m/m3，脫硫效率從95.9%上升到99.1%;