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摘要：本文针对火力发电厂的节能减排改造工程的工程特点进行了描述，对锅炉尾部烟气处理的技术路线、各处理系统的设计及工程实施情况进行了分析，并提出了改造后的环保指标。
关键词：低温省煤器、静电除尘器、烟气脱硝、烟气脱硫、湿式除尘器、烟囱防腐
中图分类号：U261文献标识码： A
1、引言
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的要求，从2014年7月1日起，现有火力发电锅炉SO2排放浓度限值为200mg/Nm3（广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉除外），重点地区SO2执行50mg/Nm3的排放限值。
随着环境问题的日益严重，各地方政府为了加强环境监管，控制排污总量，实现污染减排目标，都相应制定了更为严格的环保标准。部分省份对特大城市的近郊火力发电厂提出了更高的排放标准，主要大气污染物如粉尘、SO2、NOX按照燃机的排放标准执行，排放极限值分别为5mg/Nm3，35mg/Nm3，50mg/Nm3。这就要求火力发电厂加大环保投入，切实减少污染物的排放。
2、现有污染物的排放现状
根据最近一次性能试验情况，机组两台机静电除尘出口烟尘浓度分别为：45.5mg/Nm3、68.5mg/Nm3，脱硫系统出口粉尘排放浓度为27～29mg/Nm3，无法达到新标准的排放要求。根据集团公司“绿色发电计划”的总体部署和要求，机组粉尘排放限值按5mg/Nm3进行控制。原设计已不能满足排放限值要求，现有除尘设施需按此目标进行改造和优化。
机组SO2年平均排放浓度在50mg/Nm3以内，但随煤种和负荷的变化，部分时段FGD系统入口SO2浓度超过设计值，出口SO2浓度仍有较多时段超过新标准排放的情况。根据集团公司“绿色发电计划”的总体部署和要求，机组SO2 排放限值按35mg/Nm3进行控制。原设计已不能满足排放限值要求，现有脱硫系统需按此目标进行改造和优化。
NOX已经按照50mg/Nm3的排放标准进行了改造，目前实测NOX排放浓度为40mg/Nm3左右。
3、改造技术路线
根据环保改造总体目标设计的工程设想，改造后烟气自锅炉尾部空预器排出，经过新增的低温省煤器吸收余热降温，之后进入高效干式电除尘器除尘，之后经过联合引风机（增引合一）升压，之后烟气经总烟道排入脱硫吸收塔洗涤脱除SO2，之后進入湿式电除尘器去除剩余的微量固体物质后，经过烟囱排入大气。
除尘改造的基本思路为：干式除尘器入口加设低温省煤器+电除尘器高频电源改造+湿式除尘器改造。湿式电除尘改造即为在湿法脱硫之后增设湿式电除尘器，进一步脱除烟气中的烟尘及石膏颗粒，保证出口烟尘低于5mg/Nm3。
脱硫系统改造采用高效脱硫技术，烟气脱硫增容提效改造按照脱硫吸收塔入口SO2浓度1650mg/m3，脱硫效率97.9%，脱硫吸收塔出口SO2浓度35mg/m3的目标进行设计。为实现35mg/m3的排放浓度要求，提高最终脱硫效率应首先尽量减少烟气系统的漏风，烟气系统按照取消GGH考虑，同时对烟囱进行防腐改造。
4、加装低温省煤器
在电除尘器前边的烟道加装低温换热器，从#2低加出口取凝结水500t/h（温度约80℃），引至低温换热器进行换热，加热凝结水温度至115℃，烟气温度从135℃降低至105℃（根据酸露点计算），低温换热器压损约300Pa。通过热量回收后，汽机热耗降低30kJ/kW.h，标煤耗降低1g/kwh，每台机组年节约标煤0.35万吨。增加烟气余热换热器后，引风机阻力增加300-400Pa，每台机组每年增加厂用电费用约40万元。综合考虑，增加低温换热器，年收益170万元，初投资610万，四年回收成本。工期约50天。
增加低温换热器后，电除尘器入口烟温降低，烟气粉尘比电阻降低，烟气流速降低，预计提高电除尘器的除尘效率20%。
5、电除尘器高频电源改造
机组电除尘器高频电源改造技术协议，技术协议中要求：本次技术改造乙方保证电除尘器本体在无故障的条件下，即电除尘器各电场均能投入情况下且各电场不应有火花的出现，并且振打系统工作正常情况下甲方电除尘器出口粉尘排放浓度低于15mg/Nm3。
电厂实测改造前1、2号机组机组电除尘出口烟尘浓度为基本在40～60mg/Nm3左右。根据国内高频电源实际运行情况，高频电源一定程度上是可以提高除尘效率的，但提高的效率有限。因此增加高频电源后，电除尘器出口粉尘排放浓度低于15mg/Nm3有一定的难度。除尘器经高频电源改造后，由于除尘器入口加装了低温省煤器，入口烟温可以控制在105℃以下，预计电除尘器出口粉尘排放浓度低于30mg/Nm3是有可能的。
目前高频电源改造已经完成，根据电科院的实测报告，电除尘器出口粉尘排放浓度约为18-20mg/Nm3。
6、脱硫系统改造
考虑到GGH漏风对脱硫效率的影响，根据目前燃煤情况，如保留现有GGH，湿法脱硫基本无法实现SO2的“近零排放”，因此本次改造取消GGH设备。GGH设备的取消方案，可采取保留GGH壳体，抽空换热元件，完善扇形板密封的方案，此方案简单易行，施工工期短，费用低，但是运行时会产生一些额外阻力。也可以采取GGH整体拆除的方案，此方案工期较长（但A修可实施），施工费用高，但可以重新优化烟道走向，减小系统运行阻力，降低运行电耗。具体方案应按经经济性评估结果确定。GGH取消后，需对烟囱进行防腐处理。
脱硫系统的改造原则为：
（1）系统布置合理，采用可靠、先进的改造方案，造价经济、合理，便于运行维护；
（2）脱硫系统入口SO2浓度2000mg/m3，出口SO2浓度35mg/m3；
（3）吸收塔改造按照利用现有塔的原则，不考虑新建塔或重建塔；
（4）制浆系统按照改造现有制浆系统和增设一套石灰石粉制浆系统考虑，不考虑增加湿磨；
（5）除雾器按照改造成2层屋脊式除雾器+一级管式除雾器考虑；
（6）为降低改造费用，充分利用原有设备。
通过物流平衡计算和对现有脱硫设备的容量校核后，在新的烟气条件下把脱硫效率提高至98.3%，吸收塔本体可以不做切割、增高或扩大浆池等大的改动，只需要把浆液循环量加大。根据物流平衡计算、设备容量校核结果以及总体工程分析，需要新增1台浆液循环泵，并配套增加1层喷淋层及喷嘴；为提高脱硫效果，根据的新的喷淋层设计工艺，对原有的喷淋层部分喷嘴进行改造。
根据增容提效改造的需要，对脱硫公用系统进行增容提效改造，以满足新的工艺需要并提高系统可靠性。
脱硫废水排放量计算按照增加湿式电除尘器的方案考虑。脱硫系统设计时需考虑满足脱硫废水处理系统进水要求的措施。
水平衡设计按照增加湿式电除尘器的方案进行设计，除雾器冲洗水仍然使用工艺水，石灰石浆液制备系统用水改为滤液水。
7、脱硫系统后加装湿式电除尘器
在湿法脱硫系统后布置湿式电除尘器可以有效地去除烟气中的PM2.5粉尘、SO3和汞及氧化物等污染物，具有联合脱除、深度净化的技术优势。
（1）湿式静电除尘器对PM2.5和SO3的去除机理
湿式静电除尘中，因放电极被水浸润后，电子较易溢出，同时湿烟气自身携带的水雾被放电极尖端的强大电火花进一步击碎细化，使电场中存在大量带电雾滴，大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率，而带电粒子在电场中运动的速度是布朗运行的数十倍，这样就大幅度提高了亚微米粒子向集电极运行的速度，可以在较高的烟气流速下，捕获更多的微粒。
因此湿式静电除尘能够高效地去除亚微米粒子，雾滴，除尘效率根据运行的电场数不同一般都可达到90%以上。
（2）湿式静电除尘对石膏粉尘和液滴作用
在脱硫系统出口石膏是以CaSO4·2H2O的液滴形式存在，经过机械除雾器后，其粒径基本上在20μm以下。目前国内外研究和运行经验表明，二电场串联运行时湿式静电除尘器对液滴的去除效率在80～90%，也就是说如果吸收塔出口石膏液滴浓度在50mg/m3时，湿式静电除尘器后，最多不可能超过10mg/m3（石膏粉尘浓度2mg/m3），缓解在烟囱出口出现石膏雨现象。
8、结论
通过对锅炉尾部进行低温省煤器、电除尘器高频电源、脱硫改造、湿式电除尘器改造，能够提高除尘和脱硫效率，使粉尘、SO2、NOX的排放浓度不超过5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。
参考文献：
1、HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰－石膏法》
2、王文杰、孙灏 FGDE01C-J0101《国华三河1、2号机组脱硫提效改造核心设计说明书》
3、白杰等10-F092E36K-A02《国华三河1、2号机组烟尘近零排放改造可行性研究报告》
作者简介：王文杰，男，生于1975年12月2日，现为神华国华（北京）电力研究院有限公司环化技术部环保专业工程师，2000年7月毕业于西安交通大学化工机械与设备专业，本科，主要从事烟气脱硫工程的设计工作。
关键词：低温省煤器、静电除尘器、烟气脱硝、烟气脱硫、湿式除尘器、烟囱防腐
中图分类号：U261文献标识码： A
1、引言
根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的要求，从2014年7月1日起，现有火力发电锅炉SO2排放浓度限值为200mg/Nm3（广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉除外），重点地区SO2执行50mg/Nm3的排放限值。
随着环境问题的日益严重，各地方政府为了加强环境监管，控制排污总量，实现污染减排目标，都相应制定了更为严格的环保标准。部分省份对特大城市的近郊火力发电厂提出了更高的排放标准，主要大气污染物如粉尘、SO2、NOX按照燃机的排放标准执行，排放极限值分别为5mg/Nm3，35mg/Nm3，50mg/Nm3。这就要求火力发电厂加大环保投入，切实减少污染物的排放。
2、现有污染物的排放现状
根据最近一次性能试验情况，机组两台机静电除尘出口烟尘浓度分别为：45.5mg/Nm3、68.5mg/Nm3，脱硫系统出口粉尘排放浓度为27～29mg/Nm3，无法达到新标准的排放要求。根据集团公司“绿色发电计划”的总体部署和要求，机组粉尘排放限值按5mg/Nm3进行控制。原设计已不能满足排放限值要求，现有除尘设施需按此目标进行改造和优化。
机组SO2年平均排放浓度在50mg/Nm3以内，但随煤种和负荷的变化，部分时段FGD系统入口SO2浓度超过设计值，出口SO2浓度仍有较多时段超过新标准排放的情况。根据集团公司“绿色发电计划”的总体部署和要求，机组SO2 排放限值按35mg/Nm3进行控制。原设计已不能满足排放限值要求，现有脱硫系统需按此目标进行改造和优化。
NOX已经按照50mg/Nm3的排放标准进行了改造，目前实测NOX排放浓度为40mg/Nm3左右。
3、改造技术路线
根据环保改造总体目标设计的工程设想，改造后烟气自锅炉尾部空预器排出，经过新增的低温省煤器吸收余热降温，之后进入高效干式电除尘器除尘，之后经过联合引风机（增引合一）升压，之后烟气经总烟道排入脱硫吸收塔洗涤脱除SO2，之后進入湿式电除尘器去除剩余的微量固体物质后，经过烟囱排入大气。
除尘改造的基本思路为：干式除尘器入口加设低温省煤器+电除尘器高频电源改造+湿式除尘器改造。湿式电除尘改造即为在湿法脱硫之后增设湿式电除尘器，进一步脱除烟气中的烟尘及石膏颗粒，保证出口烟尘低于5mg/Nm3。
脱硫系统改造采用高效脱硫技术，烟气脱硫增容提效改造按照脱硫吸收塔入口SO2浓度1650mg/m3，脱硫效率97.9%，脱硫吸收塔出口SO2浓度35mg/m3的目标进行设计。为实现35mg/m3的排放浓度要求，提高最终脱硫效率应首先尽量减少烟气系统的漏风，烟气系统按照取消GGH考虑，同时对烟囱进行防腐改造。
4、加装低温省煤器
在电除尘器前边的烟道加装低温换热器，从#2低加出口取凝结水500t/h（温度约80℃），引至低温换热器进行换热，加热凝结水温度至115℃，烟气温度从135℃降低至105℃（根据酸露点计算），低温换热器压损约300Pa。通过热量回收后，汽机热耗降低30kJ/kW.h，标煤耗降低1g/kwh，每台机组年节约标煤0.35万吨。增加烟气余热换热器后，引风机阻力增加300-400Pa，每台机组每年增加厂用电费用约40万元。综合考虑，增加低温换热器，年收益170万元，初投资610万，四年回收成本。工期约50天。
增加低温换热器后，电除尘器入口烟温降低，烟气粉尘比电阻降低，烟气流速降低，预计提高电除尘器的除尘效率20%。
5、电除尘器高频电源改造
机组电除尘器高频电源改造技术协议，技术协议中要求：本次技术改造乙方保证电除尘器本体在无故障的条件下，即电除尘器各电场均能投入情况下且各电场不应有火花的出现，并且振打系统工作正常情况下甲方电除尘器出口粉尘排放浓度低于15mg/Nm3。
电厂实测改造前1、2号机组机组电除尘出口烟尘浓度为基本在40～60mg/Nm3左右。根据国内高频电源实际运行情况，高频电源一定程度上是可以提高除尘效率的，但提高的效率有限。因此增加高频电源后，电除尘器出口粉尘排放浓度低于15mg/Nm3有一定的难度。除尘器经高频电源改造后，由于除尘器入口加装了低温省煤器，入口烟温可以控制在105℃以下，预计电除尘器出口粉尘排放浓度低于30mg/Nm3是有可能的。
目前高频电源改造已经完成，根据电科院的实测报告，电除尘器出口粉尘排放浓度约为18-20mg/Nm3。
6、脱硫系统改造
考虑到GGH漏风对脱硫效率的影响，根据目前燃煤情况，如保留现有GGH，湿法脱硫基本无法实现SO2的“近零排放”，因此本次改造取消GGH设备。GGH设备的取消方案，可采取保留GGH壳体，抽空换热元件，完善扇形板密封的方案，此方案简单易行，施工工期短，费用低，但是运行时会产生一些额外阻力。也可以采取GGH整体拆除的方案，此方案工期较长（但A修可实施），施工费用高，但可以重新优化烟道走向，减小系统运行阻力，降低运行电耗。具体方案应按经经济性评估结果确定。GGH取消后，需对烟囱进行防腐处理。
脱硫系统的改造原则为：
（1）系统布置合理，采用可靠、先进的改造方案，造价经济、合理，便于运行维护；
（2）脱硫系统入口SO2浓度2000mg/m3，出口SO2浓度35mg/m3；
（3）吸收塔改造按照利用现有塔的原则，不考虑新建塔或重建塔；
（4）制浆系统按照改造现有制浆系统和增设一套石灰石粉制浆系统考虑，不考虑增加湿磨；
（5）除雾器按照改造成2层屋脊式除雾器+一级管式除雾器考虑；
（6）为降低改造费用，充分利用原有设备。
通过物流平衡计算和对现有脱硫设备的容量校核后，在新的烟气条件下把脱硫效率提高至98.3%，吸收塔本体可以不做切割、增高或扩大浆池等大的改动，只需要把浆液循环量加大。根据物流平衡计算、设备容量校核结果以及总体工程分析，需要新增1台浆液循环泵，并配套增加1层喷淋层及喷嘴；为提高脱硫效果，根据的新的喷淋层设计工艺，对原有的喷淋层部分喷嘴进行改造。
根据增容提效改造的需要，对脱硫公用系统进行增容提效改造，以满足新的工艺需要并提高系统可靠性。
脱硫废水排放量计算按照增加湿式电除尘器的方案考虑。脱硫系统设计时需考虑满足脱硫废水处理系统进水要求的措施。
水平衡设计按照增加湿式电除尘器的方案进行设计，除雾器冲洗水仍然使用工艺水，石灰石浆液制备系统用水改为滤液水。
7、脱硫系统后加装湿式电除尘器
在湿法脱硫系统后布置湿式电除尘器可以有效地去除烟气中的PM2.5粉尘、SO3和汞及氧化物等污染物，具有联合脱除、深度净化的技术优势。
（1）湿式静电除尘器对PM2.5和SO3的去除机理
湿式静电除尘中，因放电极被水浸润后，电子较易溢出，同时湿烟气自身携带的水雾被放电极尖端的强大电火花进一步击碎细化，使电场中存在大量带电雾滴，大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率，而带电粒子在电场中运动的速度是布朗运行的数十倍，这样就大幅度提高了亚微米粒子向集电极运行的速度，可以在较高的烟气流速下，捕获更多的微粒。
因此湿式静电除尘能够高效地去除亚微米粒子，雾滴，除尘效率根据运行的电场数不同一般都可达到90%以上。
（2）湿式静电除尘对石膏粉尘和液滴作用
在脱硫系统出口石膏是以CaSO4·2H2O的液滴形式存在，经过机械除雾器后，其粒径基本上在20μm以下。目前国内外研究和运行经验表明，二电场串联运行时湿式静电除尘器对液滴的去除效率在80～90%，也就是说如果吸收塔出口石膏液滴浓度在50mg/m3时，湿式静电除尘器后，最多不可能超过10mg/m3（石膏粉尘浓度2mg/m3），缓解在烟囱出口出现石膏雨现象。
8、结论
通过对锅炉尾部进行低温省煤器、电除尘器高频电源、脱硫改造、湿式电除尘器改造，能够提高除尘和脱硫效率，使粉尘、SO2、NOX的排放浓度不超过5mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3。
参考文献：
1、HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰－石膏法》
2、王文杰、孙灏 FGDE01C-J0101《国华三河1、2号机组脱硫提效改造核心设计说明书》
3、白杰等10-F092E36K-A02《国华三河1、2号机组烟尘近零排放改造可行性研究报告》
作者简介：王文杰，男，生于1975年12月2日，现为神华国华（北京）电力研究院有限公司环化技术部环保专业工程师，2000年7月毕业于西安交通大学化工机械与设备专业，本科，主要从事烟气脱硫工程的设计工作。