神华国华寿光发电有限责任公司
摘要：介绍了火力发电厂大气污染物近零排放下通过现场测试，对多种烟气污染物的排放特征的研究，说明了技术路线的可行性，达到有效减排。
关键词：能耗分析；经济效益分析；社会效益
一、引言
国华寿光电厂2*1000MW燃煤机组于2016年实现双投，两台机组大气污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放设计标准为3mg/Nm3、10mg/Nm3、27mg/Nm3。经过几年运行，大气污染物实际排放标准达到烟尘小于1mg/Nm3，二氧化硫小于10mg/Nm3，氮氧化物小于20mg/Nm3的排放数值。在如此低的排放浓度下，给社会带来了良好的环保创新理念，取得了较好的社会效益，同时按照地方环保政策，在山东省超低排放标准限值下，排放浓度低于一半时，排污费将减少一半，通过物耗、电耗等计算，取得了一定的经济效益，但近零排放达到“1123”新排放限值，节能优化的研究优化重要重要。
二、大气污染物排放指标
神华国华寿光发电有限责任公司目前机组大气污染物排放指标按照烟尘＜1mg/Nm3，SO2＜10mg/Nm3，NOX＜20mg/Nm3的标准进行控制，如此低的标准控制下，水耗、电耗及大宗材料均较国家要求有较大升高，为此需要对运行方式，节能措施进行研究，确保在公司要求的环保指标情况下，降低能耗，符合国家节能减排的要求。
三、能耗分析及运行优化研究及分析
3.1脱硫系统
机组脱硫系统厂用电率为0.7%-0.8%，在同等容量机组中，耗电量相对较低。为了进一步降低能耗，需深入研究具体设备的运行方式。
（1）氧化风机
现用氧化风机为高速离心风机，氧化风机入口流量9450Nm3/h，压升：150kPa，电机：N=450kW，任何机组负荷及氧化亚硫酸钙所需空气下，氧化风机的工作电流均为27A左右，造成电能的浪费。
由氧化风机能耗特性的分析可知，鼓风量基本不受出风口阻力变化的影响，主要受叶轮外径、叶轮长度、面积利用系数、容积效率及转速的影响。而对于己投运的脱硫系统，氧化风机的设计参数（叶轮外径、叶轮长度与面积利用系数等）均为定值，容积效率也近似保持不变，风机的流量近似与转速成正比关系。因此，可釆用变频调速来控制氧化风机所提供的空气量，以灵活适应脱硫系统烟气量及入口烟气浓度的变化，进而可实现节能目的；根据机组负荷变化，通过改造实现两座吸收塔共用一台氧化风机的运行方式，通过理论计算，共用一台氧化风机的最低氧化空气量，和最低负荷情况。
（2）湿磨制浆系统
制浆系统中的湿磨设计电流为17A，现运行电流长期为13A左右，出力不足造成运行效率偏低。脱硫系统所需石灰石粉粒径应当满足325目的要求，造成湿磨运行时间较长。为此需要提高湿磨的运行电流，当运行电流下降时增加钢球，保证研磨效率，减少湿磨运行时间，从而减少能耗。
湿磨的设计出力为15t/h，在当前的燃煤条件下，两台机组同时满负荷运行所需石灰石耗量最高为10t/h。因此，加大湿磨的出力，以减少运行时间，减少能耗。
（3）浆液循环泵
当脱硫效率达到一定水平后，特别是满足脱硫要求之后，随着脱硫效率的进一步提高，系统能耗代价将加速上升。而在满足排放浓度要求的前提下，结合机组负荷、燃煤硫分的情况来确定合适的运行脱硫效率，合理地调整主要设备的运行方式，降低脱硫系统能耗。
具体而言，在满足排放要求的前提下，结合机组负荷、燃煤硫分的情况，设定合理的脱硫效率。及时调整泵的运行数目，实现减泵运行，大幅降低循环泵的能耗。关闭一台循环泵可降低约1400kWh电耗。同时，循环泵的投运又会影响脱硫烟气系统的阻力，运行泵的台数越少，脱硫阻力越小，因此减泵运行也有利于降低脱硫烟气系统阻力，进而有利于地降低引风机能耗。
现浆液循环泵的投入方式为：为防止各循环泵由于长期不运行造成的堵塞，各浆液循环泵进行定时切换运行；在65~100%负荷下，A/C/E随机投入两台循环泵，B/D随机投入1台泵；小于60~65%负荷下，A/C/E随机投入1台循环泵，B/D随机投入1台泵；浆液循环泵的随机组合对脱硫效率的影响较小。
每台吸收塔设置有5台浆液循环泵，每台循环泵的流量均为14500m3/h；压头分比为21.3/23.3/25.3/27.3/29.3mH，电压等级为10000V，额定功率分比为N=1400/1500/1600/1800/1800kW。各浆液循环泵由于扬程的差异，因此运行电流及功率不同。在满足吸收塔脱硫效率要求、并且不因长期停运造成循环泵堵塞的前提下，将原有的随机切换运行模式改为确定的几种相对低耗能的模式进行切换运行。
以高负荷为例，按照现高负荷的运行模式，共存在ABC、ABD、ACD、ABE、ADE、CDE这六种运行组合模式，保留三种运行模式比如ABC、ACD、BCE，而这三种分别相对于另三种运行模式ABD、ABE、CDE都降低了能耗。
（4）湿式静电除尘器废水预澄清器系统
在机组的湿式静电除尘器系统中，为了节约用水，湿除排水再次进入吸收塔进行循环利用。但在此过程中，增加了一台刮泥机和一个澄清池。然而刮泥机和澄清池在系统中作用较小，可省去此部分系统，将湿除排水直接打入到吸收塔内。
废水澄清器为直径为8.5m、高2.5m的圆筒，材质为碳钢+玻璃鳞片，配备有功率为2.2kW的刮泥机。若停运该设备，每年可节约电能19272kWh。
废水澄清器浆液缓冲箱为Φ2mx2m、碳钢+玻璃鳞片的箱体，配备有功率为0.55kW的搅拌器。若停运该设备，每年可节约电能4818kWh。
3.2静电除尘器
（1）机组采用了2台静电除尘器，每台除尘器有15台高频电源装置，每台高频高频电源装置的额定容量为155kVA，每台炉功耗为1258kW。现整流变压器二次电流皆为手动调控。单台机组在1000W工况下，设置二次电流参数为1100mA，此时，除尘器出口固体颗粒物浓度为15-20mg/m3，静电除尘器的厂用电率为0.39%。当设置试设置二次电流参数为500mA，此时，除尘器出口固体颗粒物浓度为25-30mg/m3，静电除尘器的厂用电率为0.2%。在两种工况下，烟囱总排口的固体颗粒物浓度均满足小于1mg/m3的排放要求。
（2）由于上游氨逃逸浓度较高，导致在除尘器的阴极线上附有较多球状颗粒物，影响静电除尘器的除尘效率。为此，应当在减小脱硝装置氨逃逸的情况下，在机组检修期间，对除尘器的极线进行清理。
（3）在夏季工况下，由于环境温度较高，可适当的停运一电厂对应灰斗的加热器。一个灰斗对应三台灰斗加热器，每台机组含有一电厂灰斗数量为18个，每台灰斗加热器功率为1.5kW。若停运4个月，两台机组可节约电能155520kWh。
（4）在保证总排口固体颗粒物排放浓度要求的条件下，确定出最佳的二次电流数值，减少能耗。同时完善电除尘器的DCS控制系统，变手动调节为自动调节，减少由于手动调节电流过高造成的能耗。
3.3水耗
机组的环保设备的水耗主要来源于脱硫系统，为达到降低水耗的目的，主要从脱硫系统进行分析优化。单台机组满负荷工况下，脱硫系统水耗为50t/h。为了在保证脱硫系统水平衡条件下，进一步降低系统水耗，采用下列方法。
3.3.1降低吸收塔入口烟温
在机组运行过程中，排烟温度为150℃。在静电除尘器入口安装有低温省煤器，当省煤器投运时，烟温可降至100℃左右，此时，烟气可正常进入吸收塔。而当没有投运低温省煤器时，为保证脱硫系统的正常运行，需投入事故喷淋系统以降低入口烟气温度，耗水量较大。入口烟温从100℃升到150℃，事故喷淋用水量逐渐增加，每升高10℃，需水量增加15t/h。应当尽可能的增加低温省煤器的投运时间，以减少脱硫系统事故喷淋的水耗。达到节水的目的。
3.3.2降低吸收塔出口烟温
在烟囱入口处采用烟气冷凝器+热二次风再热技术，在消除烟囱白烟现象的同时，可实现回收冷凝水降低水耗，这其中烟气冷凝器降温约为5℃~10℃。现脱硫出口烟气设计流量为3392913m3/h（标态，湿基），当假定脱硫出口烟温为50℃，经过烟气冷凝器后烟气温度为45℃时，可冷凝回收水量为10.05t/h；当经过烟气冷凝器后烟气温度为40℃时，可冷凝回收水量为21.1t/h。达到节水的目的。
3.3.3运维管理
在脱硫系统中，包括有管道和设备的冲洗水、设备的密封水、消防水等。应当加强巡视，如有发现泄漏，应当及时进行修复，减少不必要的用水的浪费。
3.4物耗
在机组运行过程中，环保系统所需物耗主要为脱硝系统的尿素和脱硫系统的石灰石。通过对机组运行和试验数据进行分析整理，可进行优化调整，以降低尿素和石灰石耗量。
3.4.1脱硝系统
由试验数据可知，在控制烟囱NOx排放浓度为20mg/m3之内时，SCR出口氨逃逸浓度均接近于设计值3ppm；在控制烟囱NOx排放浓度为40mg/m3之内时，SCR出口氨逃逸浓度低于3ppm。在满足出口排放条件下，对脱硝系统进行优化，以降低尿素供应量，单侧尿素耗量可降低将近20kg/h。
1）对炉侧进行燃烧优化调整，在保证锅炉燃烧效率的条件下，减少锅炉含氧量；调整一二次风比例，优化SCR装置入口的氧量、NOx分布的均匀性。
现低负荷运行下，烟气中含氧量较高，比如750MW下，脱硝出入口含氧量在6%左右，除尘器出入口含氧量在6%左右，湿除出入口含氧量在6.2%左右；500MW下，脱硝出入口含氧量在5%左右，除尘器出入口含氧量在9%左右，湿除出入口含氧量在9%左右。
较高的含氧量会造成：炉膛中生成的NOX浓度偏高，增加脱硝系统脱硝的负担，并需要喷入更多的还原剂；气态污染物的折算浓度值偏高，为维持烟囱出口处固体颗粒物、SO2、NOX浓度分别为1、10、20mg/m3（标态，干基，6%含氧量）对脱硝反应器、除尘器、脱硫塔所需出力更大。建议开展燃烧优化调整，适时减少送风机的燃尽风投入，降低烟气中含氧量。
2）对SCR装置入口流场进行优化调整，以保证SCR装置内部速度场、温度场、氧量及NOx浓度分布的均匀性，从而降低尿素的供应量。
由试验结果可知，SCR入口氧量、NOx分布均存在左右偏差，导致出口氧量、NOx、NH3分布不均，且偏差较大。例如满负荷运行时A侧NH3浓度分布从0.57到10.57不等，这就造成部分区域按逃逸浓度较大，尿素耗量较大，造成尿素的浪费。
3）NOx排放控制无明显逻辑，全靠运行人员自行调节，即NOx升高就增加喷氨量，且并无一定量的要求。当NOx浓度升高时，采取瞬时过量喷氨，然后逐步减少喷氨量。而当NOx浓度降低时，可能出现不进行喷氨量调整的操作。这会造成尿素耗量瞬间增大，按逃逸浓度随之上升，也会对下游设备产生影响。
4）在满负荷时，当出口NOx从40mg/m3减少到18mg/m3时，实际喷氨流量从0.55t/h~0.60t/h增加到0.78t/h~0.82t/h，增加了约0.15t/h，即多投运一支尿素溶液枪，氨逃逸也随之增加。运行过程中应当选择适当的NOx排放浓度，合理控制氨逃逸率，减少尿素使用量。
5）脱硝系统使用的在线仪表较多，应当定期对仪表如烟气量仪表、NOx浓度仪表、氨逃逸仪表等进行定期的标定校准，以能够进行精准化运行。
3.4.2脱硫系统
脱硫系统的物耗主要为石灰石的消耗。由试验数据计算可知，在现有煤质及工况下，在满足排放要求的条件下，可减少0.2t/h的石灰石耗量。随着煤质的变化，入口SO2浓度逐渐升高，可节约石灰石耗量随之增加。
（1）现脱硫吸收塔石灰石浆液调门为手动调节，当需要增加石灰石浆液的投入时，运行操作人员多根据经验进行调门的开度调整，会存在调门过开的情况，从而造成石灰石浆液供给超量，造成还原剂的浪费。可在运行过程中，根据不同负荷、入口参数、出口参数等增加石灰石浆液供应泵与PH计、SO2浓度等的逻辑关系，合理增加石灰石的供应。
2）脱硫系统使用的在线仪表较多，应当定期对仪表如PH计、密度计进行标定校准，以能够进行精准化运行。
3）控制PH值在5-5.8范围之内，若PH值过高，不仅会造成石灰石耗量增加，也会对石膏品质等差生不良影响。
四、结论
通过对1、2号机组进行不同负荷、不同工况的NOx、SO2、固体颗粒物、等污染物进行测试研究，并对机组的运行进行分析，得出以下结论。
1、在现有煤质条件下，机组为了满足污染物超低排放的要求，采用了“SCR+低温省煤气+高频电源静电除尘器+FGD湿法脱硫+湿式静电除尘器”的技术路线，经过试验，NOx、SO2、固体颗粒物排放浓度满足“20、10、1mg/m3”的排放要求。
（1）机组在不同负荷运行工况下，SCR脱硝系统的脱除效率都在95%左右，在SCR入口浓度200mg/m3时，SCR出口浓度在20mg/m3以内。经过静电除尘器、脱硫系统、湿式静电除尘器之后，NOx浓度基本不变。机组在正常运行情况下，可以达到NOx浓度20mg/m3的排放要求。
（2）在SCR装置出入口NOx浓度分布中，入口的氧量和NOx的左右分布均存在偏差，导致出口的氧量、NOx和氨逃逸等均出现同样的偏差。虽然NOx排放达到20mg/m3以内，但长时间运行，造成尿素耗量的增加，影响催化剂寿命，也会对下游的空预器、静电除尘器等设备产生不量影响。因此，应当优化锅炉的燃烧方式，同时对SCR区域的流场进行优化改进，在满足排放的要求下，降低尿素耗量，氧量、NOx、NH3等分布均匀。
（3）机组在不同负荷运行工况下，脱硫系统的脱除效率都在98%以上，SO2在SCR入口浓度为900mg/m3左右，经过脱硝系统、静电除尘器之后周略有降低，在脱硫系统出口达到10mg/m3左右。机组在正常运行情况下，可以达到SO2浓度10mg/m3的排放要求。
（4）机组在不同负荷运行工况下，脱硫系出口的液滴含量在20mg/m3左右，经过湿式静电除尘器之后，降低到10mg/m3以内，满足排放要求。
（5）在现有煤质条件下，机组在不同负荷工况下，静电除尘器入口的固体颗粒物浓度在14g/m3时，静电除尘器出口的固体颗粒物浓度在20mg/m3左右，经过脱硝系统、静电除尘器之后，固体颗粒物排放浓度1mg/m3以内。机组在正常运行情况下，可以达到固体颗粒物排放浓度1mg/m3的要求。
2、通过对试验数据进行整理和对机组运行进行分析，可采用措施来对系统进行优化，已到达在满足污染物排放要求的条件下，降低能耗、物耗和水耗。
（1）脱硫系统
将氧化风机改为变频式运行，随着负荷变化，出力也相应改变；提升湿磨出力至设计值，以减少湿磨的运行时间；优化浆液循环泵的运行方式，减少能耗高的泵的的使用；去掉废水旋流站给料箱以相关系统；去掉湿式静电除尘器废水预澄清器系统。可降低系统能耗。
现脱硫吸收塔石灰石浆液调门为手动调节，当需要增加石灰石浆液的投入时，运行操作人员多根据经验进行调门的开度调整，会存在调门过开的情况，从而造成石灰石浆液供给超量，造成还原剂的浪费。可在运行过程中，根据不同负荷、入口参数、出口参数等增加石灰石浆液供应泵与PH计、SO2浓度等的逻辑关系，合理增加石灰石的供应。
通过正常投运低温省煤器，降低脱硫系统入口烟温，可减少事故喷淋水的耗量；在烟囱入口处采用烟气冷凝器+热二次风再热技术，在消除烟囱白烟现象的同时，可实现回收冷凝水降低水耗。
（2）静电除尘器系统
二次电流参数为1100mA调整为500mA，此时，除尘器出口固体颗粒物浓度为由15-20mg/m3调整为25-30mg/m3，静电除尘器的厂用电率为由0.39%降至0.2%。
（3）脱硝系统
对炉侧进行燃烧优化调整，在保证锅炉燃烧效率的条件下，减少锅炉含氧量；调整一二次风比例，优化SCR装置入口的氧量、NOx分布的均匀性。
对SCR装置入口流场进行优化调整，以保证SCR装置内部速度场、温度场、氧量及NOx浓度分布的均匀性，从而降低尿素的供应量。增加NOx排放的自动逻辑控制，以减少随着NOx浓度升高时，出现瞬时过量喷氨的情况，以减少尿素耗量和氨逃逸。
作者简介
陈凌云（1980-）男，汉族，安徽安庆人，热能动力工程师，大学本科，从事燃煤电厂化学、除灰脱硫专业工作。山东寿光市羊口镇国华寿光电厂。