甘ｍ 栅Ｉ：九＿＿Ｌ 泰州电厂二次再热机组 烟气超低排放设计 冯琰磊，姚向昱，朱佳琪，李林，陈仁杰 （华东电力设计院有限公司，上海２０００６３） 摘要：本文介绍了国电泰州二期二次再热机组的设计参数，根据其特点设计、选用了高效、经济的烟 气环保处理设施，通过高效的除尘、脱硝和脱硫工艺，实现烟囱出口粉尘、ＳＯ：和ＮＯ 排放浓度分别 低于３．３ ｍｇ／Ｎｍ 、１７．９ ｍｇ／Ｎｍ 和３６ ｍｇ／ｙｍ 。本文也将国电泰州二期二次再热机组同燃机机组的排放指标进 行了对比，高参数、低排放的超超临界二次再热燃煤发电机组具有良好的示范效果。 关键词：二次再热；超低排放；示范工程。 中图分类号：ＴＭ６２１ 文献标志码：Ａ文章编号：１６７１—９９１３（２０１６）０６—０００９—０６ Ｅｘｈａｕｓｔ Ｇａｓ Ｓｕｐｅｒ Ｌｏｗ Ｅｍｉｓｓｉｏｎ Ｄｅｓｉｇｎ ｏｆＡｉｒ Ｐｏｌｌｕｔａｎｔ ｏｆ Ｄｏｕｂｌｅ Ｒｅｈｅａｔ Ｕｎｉｔ ｉｎ Ｔａｉｚｈｏｕ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ ＦＥＮＧ Ｙａｎ—ｌｅｉ，ＹＡＯ Ｘｉａｎｇ—ｙｕ，ＺＨＵ Ｊｉａ－ｑｉ，ＬＩ Ｌｉｎ，ＣＨＥＮ Ｒｅｎ－ｊｉｅ （Ｅａｓｔ Ｃｈｉｎａ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｄｅｓｉｇｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｓｈａｎｇｈａｉ ２０００６３，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｏｕｂｌｅ ｒｅｈｅａｔ ｕｎｉｔ ｏｆ ｔｈｅ Ｔａｉｚｈｏｕ ＰＨＡＳＥ ＩＩ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ． Ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｗｅ ｄｅｓｉｇｎｅｄ ｔｈｅ ｈｉｇｈ ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ，ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌ ａｉｒ ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ，Ｓｕｃｈ ａｓ ｈｉｇｈ ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ ＥＳＰ ａｎｄ ＷＥＳＰ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ＳＣＲ—Ｄｅ ＮＯ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｌｉｍｅ—ｓｔｏｎｅ ｄｅｓｕｌｐｈｕｒｉｚａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ｔｈｅ ｄｕｓｔ，ＳＯ２ ａｎｄ ＮＯ ｅｍｉｓｓｉｏｎｓ ａｔ ｔｈｅ ｏｕｔｌｅｔ ｏｆ ｃｈｉｍｎｅｙ ｗｉｌｌ ｂｅ ｌｏｗｅｒ ｔｈａｎ ３．３ ｍｇ／Ｎｍ ，１７．９ ｍｇ／Ｎｍ ａｎｄ ３６ ｒａｇ／ Ｎｍ’，ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ．Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ｔｈｅ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｄｏｕｂｌｅ ｒｅｈｅａｔ ｕｎｉｔ ｏｆ ｔｈｅ Ｔａｉｚｈｏｕ ＰＨＡＳＥ ＩＩ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ ａｒｅ ｃｏｍｐａｒｅｄ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｇａｓ ｔｕｒｂｉｎｅ ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ｕｎｉｔ．Ｈｉｇｈ ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ ａｎｄ ｌｏｗ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｄｏｕｂｌｅ ｒｅｈｅａｔ ｕｎｉｔ ｗｉｌｌ ｈａｖｅ ｇｏｏｄ ｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｄｏｕｂｌｅ ｒｅｈｅａｔ ｕｎｉｔ；ｕｌｔｒａ ｌｏｗ ｅｍｉｓｓｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｉｏｎ ｐｒｏｊｅｃｔ． 国电泰州二期超超临界二次再热示范工程 放控制技术进行研究。研究应用既适合二次 研发和应用具有自主知识产权的高参数（３０ ＭＰａ 再热机组又适合我国火电厂燃料使用国情的 及以上，温度超６００℃）、大容量二次再热超超 合理烟气净化系统，使大气污染物的排放满足 临界发电技术，不仅将使我国在高参数大容量机 甚至高于《煤电节能减排升级与改造行动计划 组方面彻底摆脱国外知识产权束缚，实现我国火 （２０１４～２０２０年）》中要求，同时能够使烟气净 力发电制造技术上的突破，达到世界领先水平， 化系统达到可靠、经济运行。 而且更高的发电效率和更低发电煤耗对我国提出 节能减排和可持续发展的目标具有现实意义。 １机组条件 本文是依托泰州二期示范工程，结合国 １．１煤质条件 内电厂燃煤情况对二次再热机组大气污染物排 国电泰州二期二次再热示范工程以神华烟 收稿日期：２０１６—０２一】７ 作者简介：冯琰磊（１９７９一），男，河南巩义人，硕士，高级工程师，主要从事火力发电厂锅炉设计。 ２０１６￣－１２Ｎ第６期．０９ 煤作为设计煤种：满世混煤为校核煤种１；尔北 煤为校核煤种２。详细的煤质分析见农ｌ。 表１煤质分析 ●蝴啊瞄ｌ点０■ ｌ 薯 置 重０皿 Ｅ疆 姐ｌ圆 Ⅱ口 ａ瑚啊 叮啪Ｕ尉腽 嬲ｌ枷 表２锅炉（设计煤种、Ｂ－－ＭｃＲ工况）主要参数 ■■■■＿ 爱 厦ｍ■■■＿ 过热蒸汽 ｕ流嚣ｌ（ｔ／ｈ） 过热蒸汽ｆＩＩ ＬＪ Ｊ 力 ＭＰａ（ｇ）） 过热然汽｛【Ｊ口温度／℃ ２６９１ ３４．２１ ６０５／℃ ２５４８ ｌ１．７２ 个水分Ｍ．／％ １．、Ｉ 分析 水分Ｍ ｄ／％ 灰分Ａ ／ ｌ５．５５ ８．４３ ８８ ．ｌ７．５ ９．９９ １２．５８ ２６ ｌＩ．０８ ｌ４．１ 次再热蒸汽｝ＩＩ ｕ流：，Ｕ（ｔ／ｈ） 次冉热熊 进【ｊ Ｊ 力／（ＭＰａ（ｇ）） 次阿热熊 （“｛Ｉ １压力／（ＭＰａ（ｇ）） 次 热熊汽进ｌ Ｊ濉艘／℃ 次再热蘸汽｝｛｛ｕ濉艘／℃ ：次再热熊汽ＩＪ｛ＬＪ流￣ｔ［Ｊ（ｔ／ｈ） Ｉ１．５３ ４２７ ６１３ ２１ ８４ ｌ燥 耿 挥发分Ｖ ／％ ３４．７３ ３３．５６ ３７．６８ 发热艟 发热量Ｑ ／（ＭＪ／ｋｇ） ２３．４４ 碳Ｃ ／ ６１ ７ ２０．７ ５５．２４ １８．１ ４８．３８ 氯Ｈ ／％ 几豢 分析 ３．６７ １．１２ ８．５６ ０．６ ３．３４ （）．６８ ９．４６ １．２ ３．Ｏｌ ０．６５ ７ ２３ Ｏ．６３ 次『ｌｆ Ｉ熊 Ｃ进ｕ Ｊ ＪＪ／（ＭＰａ（ｇ）） 次 热然，Ｅ￣ｌｌ［】Ｊｋ）Ｊ／（ＭＰａ（ｇ）） 次ｌｉｆ 熊汽进ｕ 度／℃ ３．７ｌ ３．４６ ４３３℃ 氮Ｎ ／％ 氧Ｏ。 仝硫Ｓ ／％ 次ｆ｝ｆ热熊汽｛【Ｉ几濉』ｊ￡／℃ 哲煤；｝｝｝进ｕ给水温艘／℃ 锅炉侏 效率（低何发热量、ＢＲＬ Ｉ：况）／％ ６ｌ ３℃ ３１４ ９４．６５ 变彤温Ｊ！｛＝ＤＴＦＣ 灰熔 Ｉｌ ＇●’ 软化珏，Ｕ逆ＳＴＦＣ １．１ ５×ｌ０’， １．Ｉｌ×Ｉ（Ｊ’， １．Ｉ６×１０ ， ， １．１９×１０’ １．１４×ｌ０、 １．１ ７×ｌ０’ １．２３×ｌＯ Ｉ．Ｉ９×１０ ５５ ０．８４ ３０ ５７ １６．２４ １３．１１ ２３．５４ 流动温度ＦＴ／℃ ＿ｌＪ臃性指数ＨＧＩ ｊ ・刷麟 ¨ 数Ｋｅ Ｉ．２×ｌ０ ６２ ｌ－３ ５１ ｌ４ ｌ０．２７ １８．１４ ８．１７ 。 ¨ ．¨５５ １．（】 ４８ ０１ ｌ１．０７ ｌ ７．０２ Ｉ（】．７５ ２宽负荷高效脱硝技术 ２．１低氮燃烧技术 本示范 程燃烧方式采用上海锅炉厂有限 一 ” ¨ 氧化 ＳｉＯ ／ ■■■薯瓴化 铁Ｆｅ，Ｏ√％ ｉ氧化 ：ＡＩ、Ｏ ， 公 自行设计开发的复合式空气分级低ＮＯ 燃 烧技术（见图１），该燃烧技术在获得较高的燃 氧化钙ＣａＯ／ 《 氧化镁ＭｇＯ／。 版分 分析 氧化钛ＴｉＯ ／ 氧化钊Ｉ Ｋ Ｏ／％ １．Ｏ１ ０．４７ ０．１．８６ （）．７２ １．５ ２．０４ ０．７２ １．４６ 烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效 降低ＮＯ 的排放，大大缓解炉后脱硝的压力。 ７８ 氧化钠Ｎａ Ｏ／％ ０．９２ （）４３ １．７ｌ ｌ０．３１ １．１ （）０６８ ２．６２ ７．１ ８ ０．８２ ０．０５ｌ ３．１４ ６．７ 氧化锰ＭｎＯ，／ Ｉ嘶离：铤化硅 ｉ氧化疏ＳＯ√ ｝苣三三量蚕 量三耋蚕 ＾Ｉ Ｉ” ”” 一一… Ｉ Ｉ＿． 甲 】 口 、口） ／ ‘。 Ｉ¨ｌＩ． ／一、 口 １ ●一－．－ Ｉ……， １．２机组参数 国电泰州二期示范＿Ｔ程，锅炉、汽轮机和 由 百＼ ：＝＝： 口 口 ：Ｄ 口 图１ 高级复合空气分级燃烧系统布置示意 发电机组分别采用上海锅炉』一有限公司、上海 汽轮机厂和上海电机厂的主机产品，汽轮机入 口参数为３１ ＭＰａ／６００／６ｌ０／６ｌ０℃，设计发电煤 耗为２５６．２ ｇ／ｋＷｈ，比常规的一次再热机组火 幅降低。 锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管 水 冷壁直流炉，单炉膛、二次中间再热、采用四 角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢 在制粉系统设计方面，本一ｌ：程采用了如下 两个技术：（１）适当提高煤粉细度。本 Ｌ程采Ｈ】 高挥发分的神华煤，按照规程计算，电厂设计 煤种煤粉细度基本要求为尺 。≤２３．１０％，锅炉 悬吊结构、塔式、露天布置燃煤锅炉，主要参 数见表２。 １０ ２０１６年１２月第６期 ｌ目ｍ＿：几：ｌＪＬ 及制粉系统设计时，对设计煤种的煤粉细度取 值为Ｒ。。＝１３．９９％。（２）磨煤机采用动态分离器。 煤粉细度取值是在推荐范围内并略有降低， 降低煤粉细度会增加磨煤电耗，同时煤粉细度 工程催化齐ｌＪ采用２＋１蜂窝式催化剂，每台机组 约８２０ ｍ ，ＳＣＲ丁艺脱硝效率不低于８０％，烟 囱出口的ＮＯｘ排放浓度低于３６ ｍｇ／Ｎｍ 。 小了，在燃烧过程中与空气接触面积增加，燃 烧时间缩短，锅炉的未燃烬碳损失会有一定程 度降低。合理的、较低的煤粉细度对于控制锅 炉未燃尽损失和ＮＯｘ是有利的，因此虽然电耗 略有升高，但是仍具有经济效益和社会效益的。 ２．３宽负荷脱硝 按照《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择 性催化还原法》ＨＪ５６２—２０１０要求，“脱硝系 统应能在锅炉最低稳燃负荷和ＢＭＣＲ之间的任 何工况之间持续安全运行， 锅炉最低稳燃负 荷工况下烟气温度不能达到催化剂最低运行温 采用动态分离器后，可以提高煤粉的均匀性，对 于控制锅炉未燃尽损失和ＮＯ 排放也是有利的。 采用上述优化措施后，燃用本工程设计煤 度时，应从省煤器上游引部分高温烟气直接进 入反应器以提高烟气温度”。提高喷氨温度，主 要还是需要提高低负荷工况下省煤器的出口烟 气温度，目前宽负荷脱硝有以下几种技术： （１）烟气侧调温旁路 （２）省煤器水侧旁路 （３）省煤器分段布置 种，锅炉炉膛出口的ＮＯ 排放浓度可以控制在 低于ｌ８０ ｍｇ／Ｎｍ （Ｏ ６％），锅炉效率保证值大 于９４．６５％。 ２．２ ＳＣＲ技术 对于炉后烟气脱硝技术，目前国内、国际 上使用最多的是ＳＣＲ脱硝法。ＳＣＲ脱硝技术 成熟可靠，目前在国内大容量机组上大量采用， 采用该技术方案没有技术风险。 （４）增设０号高加提高给水温度 （５）提高给水温度＋优化炉内受热面布置 常规超超临界燃煤机组给水温度为２９７℃， 采用二次再热技术后，给水温度提高至３１５℃， 对比国电泰州电厂一期和国电泰州二期各工况 根据本示范１：程的煤质条件、ＮＯ 排放的 控制指标和炉膛出口的ＮＯ 排放浓度，本示范 Ｆ给水温度及省煤器出口烟气温度见农３。 表３各负荷条件下泰州一、二期给水温度及省煤器出口烟气温度对比 ＢＭＣＲ ｌ一．ＢＲＬ ｌ ７５％ＢＭＣＲ ｌｆ ５０％ＢＭＣＲ 设计煤种（泰州一期工程） ＢＲＬ ５０％ＴＨＡ ｌ４０％ＴＨＡ 二．设计煤种（泰州二期工程） ３ｌ４ 『３ｌ４ ｌ ３ｌ４ 从表３可以看出，由于给水温度不同，炉 型也不同，采用了不同的受热面布置，省煤器 ３高效脱硫技术 ３．１单塔双循环脱硫技术 按本工程的煤质分析资料，设计煤种收到 基全硫 ＝０．６％，计算ＦＧＤ装置入口的ＳＯ：浓 出口的温度也不同。 根据锅炉厂的汇算结果，针对泰州二期二 次再热示范项目 Ｌ 程，通过提高给水温度和受 热面的优化布置，在４０％ＴＨＡ工况下，完全能 够满足脱硝装置的运行。 度为１２７５ ｍｇ／Ｎｍ 。国电泰州一期采用了单塔 双循环石灰石一／￡ｉ膏湿法脱硫工艺，目前运行 ２０１６年１２月第６期 。１１ 状况良好，考虑到检修、运行便利，本期工程 也采用单塔双循环工艺，见图２。 图２单塔双循环脱硫系统示意图 单塔双循环吸收塔塔内有两级循环，其中 第一级循环设置２台循环泵，浆池在吸收塔底 部；第二级循环设置４台循环泵，通过塔中间 的收集碗，把浆液收集到塔外ＡＦＴ浆池。烟气 经过两级循环的洗涤后从塔顶排出，在最高一 层喷淋层上方设置２级屋脊式除雾器。 烟气从吸收塔下部进入与上侧喷淋的石灰 石浆液逆流接触，其中第一级循环２层喷淋层、 第二级循环４层喷淋层。经过两级不同ｐＨ值的 浆液洗涤、氧化吸收，最终净烟气从吸收塔顶 部排出。 单塔双循环工艺通过采用双循环技术，可 以实现浆液双循环中不同的ｐＨ值，同时可以提 高吸收塔液气比、提高氧化空气供给量和分布 效率、增加吸收塔浆液停留时间，从而提高脱 硫效率。泰州二期示范工程脱硫塔主要设计参 数见表３。 表３泰州二期示范工程吸收塔和再循环浆池主要设计参数 Ⅱ叠潮 ｍｉｌｌ＿Ⅱ＾一 踊 溷 ■Ⅲ骱馏疆■ ■－ ■ 一 ＿・ 硼啊 １ 钙硫摩尔比 １．Ｏ２ １．Ｏ２ ２ 浆液循环停留时间／ｍｉｎ ５ ５ ３ 液／气ＬＬ（Ｌ／Ｇ）／（Ｉ／ｍ １ ｌｌ ５．５ ４ 烟气流速／（ｍ／ｓ） ３．４ ３．４ ５ 烟气在吸收塔内停留时间／ｓ ５ ６ ６ 浆池固体含量：最ｄ＇／最大／Ｗｔ％ ８／１５ ８／１５ ７ 浆液ｐＨ值 ５．９ ５ ８ 浆液容积／ｍ ｌ９５０ ３５４０ ９ 搅拌器数量 ４ ４ １０ 烟气在除雾器内流速／（ｍ／ｓ） ４．５ １２．２０１６年１２月第６期 泰州二期脱硫效率按不低于９８．６％设计， 烟囱出口的ＳＯ，排放浓度低于１７．９ ｍｇ／Ｎｍ 。 ３．２ ＳＯ 的综合脱除 《火力发电厂燃烧计算设计规定》ＤＬ／Ｔ一 ５２４０中说明，煤在燃烧中约有０．５％～２％的 ＳＯ，将转化为ＳＯ 。当煤的含硫量高时，该转 化系数取高值。本工程煤质属于低硫煤，转化 系数可按１．５％考虑。脱硝装置运行后，ＳＯ，向 ＳＯ 的转化率控制在１％以内。因此，本工程锅 炉的空预器出口处ＳＯ，向ＳＯ 的转化率为２．５％。 根据现有技术，石灰石一石膏湿法脱硫工 艺可去除烟气中４０％的ＳＯ ，湿式除尘器可捕 集烟气中７０％的ＳＯ ，因此本工程烟囱出口的 ＳＯ 排放指标可不高于１０ ｍｇ／Ｎｍ 。ＳＯ 的物料 计算见表４（未计静电除尘器对ＳＯ 的脱除）。 表４ ＳＯ 的生成和脱除 本工程煤质资料中Ｓａｒ含量／％ Ｏ．６Ｏ 炉膛出口烟气中Ｎｓｏ ＇ＮＮ／（ｍｇ／Ｎｍ ） ｌ２７５ ＳＯ２向ＳＯ３的转化率／％ ２．５ 空预器出Ｌ】烟气中的ＳＯ，浓度／（ｍｇ，Ｎｍ ） ４０ 脱硫塔的ＳＯ 脱除率／％ ～４０ 湿式静电除尘器的ＳＯ，脱除率 ＞７０ 烟囱出口的ＳＯ３浓度／（ｍｇ ｍ ） １０ ４烟气颗粒物捕捉技术 ４．１高效的静电除尘器 按中电联《燃煤电厂除尘技术路线指导意 见》，根据煤灰判断煤种收尘难易性见表５。 本工程设计煤煤灰相关指数如下： Ｎａ２Ｏ＝０．９２％，Ｓ ａｒ＝０．６％，Ａｌ２Ｏ ３＝１ ３．１ １ ， Ａ１２０３＋ＳＩＯ２＝４３．６８％；根据表５判断，设计煤属 于ＥＳＰ“容易或较容易”收集范围，这也同神 华煤的特性一致。因此本工程采用电除尘器是 合适的。 目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟 温度一般为１２０℃～１３０℃，且机组实际运行排 烟温度普遍高于设计值，远高于烟气露点温度。 排烟温度偏高，造成了锅炉效率下降、电除尘 器除尘效率下降、脱硫耗水量增加等结果。在 静电除尘器入口设置烟气余热利用换热器，可 ｌ目ｍ骊ｌ：九＝ Ｊ＿ 表５根据煤、飞灰成分评价ＥＳＰ对国内煤种的除尘难易性评价 除尘难易性 煤、飞灰成分重量百分比含量所满足的条件（满足其中一条即可） 容易 ａ）Ｎａ２Ｏ＞０－３％，ＲＳ ＞１％，Ｊ￣（ＡＩ２０３＋ＳｉＯ２）≤７０％，同时ＡＩ２Ｏ３≤３５％； ｂ）Ｎａ２Ｏ＞１％，且Ｓ ＞０－３％，Ｊ￣（ＡＩ２０３＋ＳｉＯ２）≤７０％，同时Ａ１２Ｏ３≤３５％。 ａ）Ｎａ２ｏ＞ｏ－３％，且Ｓ ≥１％，Ｒ（ＡＩ２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤８Ｏ％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４０％； ｂ）Ｙａ２０＞１％，且Ｓ ＞０．３％，且（Ａｌ２０３＋ＳｉＯ２）≤８Ｏ％，同时Ａ１２Ｏ３≤４Ｏ％； 容易或较容易 ｃ）Ｎａ２ｏ＞ｏ．４％，Ｒｓ ＞０．４％，且（Ａｌ２０３＋ＳｉＯ２）≤８０％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４０％； ｄ）Ｎａ２Ｏ／＞０．４％，且Ｓ ＞１％，且（Ａｌ２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤９Ｏ％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４０％： ｅ）Ｎａ２Ｏ＞１％，ＨＳ ＞０．４％，且（Ａ１２０３＋ＳｉＯ２）≤９０％，同时Ａ１２Ｏ３≤４Ｏ％。 ａ）Ｎａ２０＞０－３％，ＲＳ ≥１％，且７Ｏ％＜（Ａｌ２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤８Ｏ％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４Ｏ％； ｂ）Ｎａ２Ｏ＞１％，且ｓ ＞０－３％，且７０％＜（Ａｌ２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤８Ｏ％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４Ｏ％； 较容易 ｃ）Ｏ．４％＜Ｎａ２０￣＜１％，且０．４％＜ｓ ≤１％，ｌ￣（Ａ１２０３＋ＳｉＯ２）≤８０％，同时ＡＩ２Ｏ３≤４Ｏ％； ｄ）０．４％≤Ｎａ２Ｏ≤１％，且Ｓ ＞１％，且７０％＜（Ａｌ２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤９Ｏ％，同时ＡＩ２Ｏ３ ４Ｏ％； ｅ）Ｎａ２Ｏ＞１％，Ｒ０．４％＜Ｓ ＜１％，］１７０％＜（Ａ１２Ｏ３＋ＳｉＯ２）≤９Ｏ％，同时Ａ１２Ｏ３≤４０％。 以降低静电除尘器的入口烟气温度，降低飞灰 ２０ ｍｇ／Ｎｍ３设计，烟气系统的粉尘浓度计算见表７。 比电阻，减少烟气的体积流量。集成烟气余热 表７烟气中的粉尘浓度计算 利用系统的静电除尘技术是解决此危害的一种 有效新方法。 除尘器入口含尘量（６ Ｏ：）／（ｇ／Ｎｍ ） ９．５２６ 根据本工程的煤质参数，除尘器按采用低 除尘器效率／％ ９９．９３ 温静电除尘技术（除尘器入ＩＺｌ设置一级烟气余 除尘器出ＶＩ含尘量（６ Ｏ２）／（ｍｇ／Ｎｍ ） ６：６７ 热回收装置，除尘器入口烟气温度１１０￣Ｃ），除 脱硫系统除尘效率／％ ４０ 尘效率按不低于９９．９３％进行设计。除尘器的参 湿式除尘器进口含尘量（６％Ｏ ）／（ｍｇ／Ｎｍ３） ４ 数见表６。 脱硫装置出口液滴含量（干基，６％０：）／（ｍｇ／Ｎｍ ） ５０ 浆液浓度／％ １２ 表６静电除尘器主要设计参数 脱硫装置出１２］液滴携带石膏粉尘（６％ｏ２）／（ｍｇ／Ｎｍ ） ６ 圜 湿式静电除尘器入口粉尘含量（６％０：）／（ｍｇ／Ｎｍ ） ｌ１ ｌ 设计效率：设计煤种／％ ９９．９７ 保证效率：／％ ９９．９３ 湿式静电除尘器除尘效率／％ ７０ ２ 本体阻力／Ｐａ ＜２００ 烟囱入口含尘量（６％Ｏ２）／（ｍｇ／Ｎｍ ） ３＿３ ３ 本体漏风率／％ ＜１．０ ４ 有效断面积／ｍ ７１６ ４．３湿式静电除尘器 ５ 长、高比 １．６８ 湿式静电除尘器可以有效脱除小颗粒粉尘， ６ 室数／电场数 ３／６ 形式可以分为卧式布置的金属极板湿式静电除 ７ 通道数／个 １１４ 尘器和垂直布置的导电玻璃钢湿式静电除尘器。 ８ 单个电场的有效长度／ｍ 前２电场４ｍ，后４电场４ ．５ｍ 本工程选用了导电玻璃钢湿式电除尘器，其主 ９ 电场的总有效长度／ｍ ２６ 要由以下部分组成：上壳体、集尘极室、中下 ｌ０ 比集尘面积／一个供电区不工作时的 比集尘面积，ｆｒｎ２，ｍ ／ｓｅｃ） １４１．１７／１３３ｌ３３ 壳体、绝缘子室、阴极系统及内部冲洗装置。 ｌ１ 驱进速度／导电玻璃钢阳极板，蜂窝结构，具有收尘面积大， 逐进速度／一个供电区不工作时的 （ｃｍ／ｓｅｃ） ５．５４／５．５４ 荷电均匀，长寿命等特点。 １２ 烟气流速／（ｍ／ｓｅｃ） ０．９１ （１）极板形式采用六面体管式蜂窝方案，阳 ４．２脱硫的综合除尘 极管材质采用耐酸碱腐蚀性优良的碳纤维增强 复合塑料材料。 国内业界对于脱硫装置的除尘效率尚存在 （２１技术上属于无水流派。即正常运行时不需 争议。脱硫的除尘效率一般习惯按照４０％计算， 要进行连续的水喷淋以在阳极管上形成均匀的水 国内也有电厂脱硫对于除尘的贡献在５０％以上。 膜，仅在短期内对极管进行喷淋以达到清灰作用。 本工程采用高效的单塔双循环工艺，设计时脱硫 （３）烟气流向上多采用至上而下的顺流布置 装置的除尘效率按４０％设计，同时采用高效的 或自下而上的错流布置方案。 三层屋脊式除雾器，除雾器出口的液滴浓度按 本工程除尘工艺路线计算见表７。 ２０１６￣１２Ｎ第６期．１３ ５脱汞技术研究 选择性催化还原（ｓｃＲ）脱硝技术不但是一 种可以有效控制ＮＯ 排放的方法，可以将部分 脱硝采用效率不低于８０％的ＳＣＲ法，设２＋１ 层催化剂，烟囱出口的ＮＯ 排放浓度可以控制 在３６ ｍｇ／Ｎｍ３以内。 脱硫效率采用单塔双循环工艺，设计效率≥ ９８．６％，设计煤种条件下，烟囱出口的ＳＯ，排放 浓度不高于１７．９ ｍｇ／Ｎｍ ；通过协同作用，烟囱 出１５１的ＳＯ 排放浓度低于１０ ｍｇ／Ｎｍ 。 的单质汞氧化为离子汞。除尘器在脱除颗粒物的 同时能脱除吸附在颗粒物上的汞，静电除尘器和 湿法烟气脱硫装置可除去烟气中大部分离子汞。 本依托工程现有烟气净化装置具有一定的 脱汞能力，使得净化后的烟气汞含量较低。经 ＳＣＲ催化氧化后，静电除尘器和湿法脱硫装置 的脱汞（总汞）效率分别约为２５％和５０％，整 体脱汞效率约为７５％。 按本依托工程的煤质条件，除尘器选用采 用高频电源技术、高效的三通道六电场静电除尘 器，并在除尘器入口设置一级烟气余热回收装 置，除尘器入口的烟气设计温度为１１０℃，设计 煤种条件下可以实现不低于９９．９３％的除尘效率， 另外，根据研究，湿式静电除尘器也具有 一定的脱汞能力。 除尘器出口的粉尘浓度不高于６．６７ ｍｇ／Ｎｍ ； 同时通过脱硫塔的综合除尘，以及在脱硫塔出 口设置效率不低于７０％的玻璃钢形式的湿式静 电除尘器，设计煤种条件下，烟囱出口的粉尘 浓度≤３．３ ｍｇ／Ｎｍ。。 ６减排效果分析及结论 ６．１本工程排放结论 采用二次再热技术后，给水温度提高，同 时根据本依托工程的参数和煤质，通过炉内受 热面的优化布置，可以实现在４０％ＴＨＡ以上 ６．２减排效果同燃机机组对比 本示范工程烟尘、二氧化硫和氮氧化物的 排放指标和环保部制定的《火电厂大气污染物 排放标准》中燃机排放控制指标（９Ｆ级燃机烟 气量为基准）比较见表８。 工况条件下连续喷氨运行，即基本实现宽负荷 脱硝运行。通过优化设计，锅炉炉膛出口的 ＮＯ 排放可以控制在１ ８０ ｍｇ／Ｎｍ。（Ｏ ＝６％）以内； 表８泰州二期示范工程大气污染物排放设计值同燃机排放指标对比 泰州二期超低排放燃煤机组２×１０００Ｍｗ实际排放，厂用电率３．７％ 烟尘 ３．３ｍｇ／Ｎｍ １８．０ ｋｇ／ｈ ９．３４ ｍ ｋＷｈ 氧化硫 氮氧化物 １７９ ｍｇ／Ｎｍ ．２７２７６３４ Ｎｍ ／ｈ （ＴＨＡＩ况，单台机组） ．９７．６４ ｋｇ／ｈ １９６．４ ｋｇ／ｈ ５０．７０ ｍｇ／ｋＷｈ １０１．９７ ａｇ／ｒｋＷｈ ３６ ｍｇ／Ｎｍ 燃气轮机联合循环机组２×４００ Ｍｗ排放控制上限，厂用电率２．２％ 烟尘 ５ｍｇ／Ｎｍ ２５．３ ｋｇ／ｈ ３２．３４ ｍ ｋＷｈ 二氧化硫 ３５ ｍｇ／Ｎｍ ２５３０６８２ Ｎｍ ／ｈ １７７ ｋｇ／ｈ ２２６．２３ ｒａｇ／ｋＷｈ 氮氧化物 ５０ ｍｇ／Ｎｍ ２５３．１ ｋｇ／ｈ ３２３．４９ ｎａｇ／ｋＷｈ 注：根据《火电厂大气污染物排放标准》规定，燃煤机组排放浓度基准含氧量为６％，燃机机组基准含氧量为１５％。 从表８可以看出，由于燃机燃烧为控制燃 烧温度抑制氮氧化物的形成，空气过量系数很高， 机组干烟气量较大，因此泰州二期示范工程超低 排放燃煤机组烟尘、二氧化硫和氮氧化物折合上 网每度电的的排放指标达到且优于燃机排放控制 燃煤锅炉中的应用［Ｊ］．重庆电力高等专科学校学 报，２０１３，（１０）． ［２】李建军，何文峰．单塔双循环脱硫增容改造［Ｊ］．电 力安全技术，２０１５，（８）． ［３］刘鹤忠，陶秋根．湿式电除尘器在工程中的应用［Ｊ］． 电力勘测设计，２０１２，（３）． ［４］时超林，等．火电厂湿式静电除尘器发展现状综述 ． 电力与能源，２０１３，（１０）． ［５］丁承刚，罗汉成，潘卫国．湿式静电除尘器及其脱 除烟气中汞的研究进展［Ｊ］．上海电力学院学报， ２０１５，（４）． 指标上限折合的单位供电量的排放值。 参考文献： ［１】王国强，黄成群．单塔双循环脱硫技术在３００ ＭＷ １４．２ｏ１６￣－１２Ｎ第６期
