燃煤电厂排烟温度控制协同减排效益分析

王 滨 廖国权 李 皎 冯梅堂 张文龙

(天津华能杨柳青热电有限责任公司，天津 300380)

燃煤电厂烟囱排放烟气处于饱和状态，烟温高于烟囱出口环境温度，被急剧冷却，烟气中水蒸汽冷凝，会表现出烟羽现象[1-3]。“烟羽”排放在逆温层内释放，对周边局部区域内污染物的生成及扩散产生不利影响，另外环境空气能见度会随环境相对湿度的增加而降低[4-7]。天津市《火电厂大气污染物排放标准》(DB12/810-2018)[8]要求，现有火电厂燃煤发电锅炉应采取相应技术降低烟气排放温度和含湿量，自2019年11月1日起，现有燃煤发电锅炉及65t/h以上燃煤非发电锅炉烟气排放温度应达到烟气排放控制要求，非采暖季(4月至10月)小于或等于48℃，采暖季(11月至次年3月)小于或等于45℃。天津华能杨柳青热电有限责任公司(以下简称杨柳青热电厂)为满足地方政策、法规要求，对7号机组进行了烟气深度治理改造，通过脱硫吸收塔浆液冷却方式，降低排烟温度和湿度，实现烟气深度治理、辅助除尘、降低脱硫系统水耗有机的结合[9-11]。本文为综合评价机组烟气深度治理的环境效益，对7号机组改造后烟气中脱出物质进行定量定性分析，确定污染物减排量。

杨柳青热电厂7号机组改造设计脱硫吸收塔塔后烟气量为1 173 185 m3/h(标态、湿基、实际O2)，吸收塔入口原烟气烟温按90～110℃设计，吸收塔出口净烟气按53℃(非采暖季)/51℃(采暖季)设计。本次改造在每座吸收塔与烟囱之间设置一套烟气冷凝装置。要求如下：非采暖季(4月至11月)吸收塔出口温度由53℃降至47℃；采暖季(11月至次年3月)吸收塔出口温度由51℃冷凝至44℃。烟气冷凝技术采用塔内冷凝液-液换热方案。塔内冷凝液-液换热方案即将吸收塔顶层、次顶层(作为备用)喷淋层作为低温喷淋层，利用降温后的循环浆液对饱和烟气进行冷凝除湿，在吸收塔顶层、次顶层(作为备用)喷淋层对应的浆液循环泵出口竖直管道上分别设置一套液-液板式换热器，换热材质需采用2205或强度和防腐性能高于2205的合金材质。换热器的冷却水媒取自杨柳青热电厂冷却水塔的集水池，夏季冷却水温按32.5℃考虑，冬季冷却水温按20℃考虑。浆液冷却装置均采用单元式布置，不设置烟气再热装置。

1 烟气深度治理系统规范

1.1 脱硫系统烟气主要参数

7号机组设计煤质按收到基硫分Sar=0.8%，脱硫装置入口SO2浓度为1 644 mg/m3(标态、干基、6%O2)设计。脱硫装置烟气条件按表1设计。

表1 脱硫系统烟气参数

1.2 烟气深度治理系统设计要求

烟气冷凝装置每台机组共设置2套浆液冷却换热器，烟气冷凝装置的冷媒介质采用冷却水塔中的冷却水，冷媒介质在冷凝装置与冷却塔中闭式循环。设计参数见表2。

表2 烟气冷凝装置设计热力参数

2 协同减排测试分析

2.1 测试项目

测试项目见表3。

表3 测试项目表

2.2 试验参考标准

主要采用标准见表4。

表4 试验参考标准

2.3 试验过程及试验结果分析

2.3.1 测试位置

7号机组烟囱入口烟道截面。

2.3.2 测试工况

2019年7月24日9:30-18:00，机组负荷290 MW，烟气深度治理系统未投运；2019年7月25日9:00-18:00，机组负荷285 MW，烟气深度治理系统未投运；2019年7月26日11:00-19:20，机组负荷286 MW，烟气深度治理系统投运；2019年7月27日11:00-14:00，机组负荷271 MW，烟气深度治理系统投运。

2.3.3 测试指标

排放烟气温度、SO2、NOX、O2浓度、总固体颗粒物浓度、含湿量、可凝结颗粒物含量、SO3含量。

2.3.4 烟气流量测试

2019年7月25日，机组负荷285 MW，排放烟气流量为147.98×104m3/h (标态，湿基，实际O2)，折算后烟气流量为121.66×104m3/h (标态，干基，6%O2)。

2.3.5 测试结果汇总

测试结果见表5。

表5 试验结果汇总

3 环境效益评价及结论

经实际测试分析，杨柳青热电厂7号机组烟气深度治理改造通过排烟温度控制，一方面极大减轻了烟囱“烟羽”视觉污染，提升电厂环保水平和外部形象；另一方面各种污染物协同减排效益明显，主动响应了地方排放总量控制要求。主要结论如下(相关污染物减排量按年利用小时数5000h计)：

(1)2019年7月25日，机组负荷285 MW，排放烟气流量为147.98×104m3/h (标态，湿基，实际O2)，折算后烟气流量为121.66×104m3/h (标态，干基，6%O2)。

(2)烟气深度治理系统停运时，排放烟气平均温度为53.2℃；烟气深度治理系统投运时，排放烟气平均温度为45.6℃。

(3)根据烟气深度治理系统投运前后排放烟气的SO2浓度计算，7号机组烟气SO2年减排量为11.15 t/a。

(4)根据7号机组烟气深度治理系统投运前后NOX浓度分别为35.0 mg/m3、33.8 mg/m3，变化微小，可以忽略。

(5)根据烟气深度治理系统投运前后排放烟气的总固体颗粒物浓度计算，7号机组烟气总固体颗粒物年减排量为4.67 t/a。

(6)根据烟气深度治理系统投运前后排放烟气中的含湿量计算，7号机组烟气水年减排量为194 441.76 t/a。

(7)根据烟气深度治理系统投运前后排放烟气可凝结颗粒物含量计算，7号机组烟气可凝结颗粒物年减排量为11.66 t/a。

(8)根据烟气深度治理系统投运前后排放烟气SO3计算，7号机组SO3年减排量为17.30 t/a。