劉祚人，許傳龍，湯光華

（1 東南大學(xué)能源與環(huán)境學(xué)院，江蘇 南京 210096；2 南京國(guó)電環(huán)?？萍加邢薰?，江蘇 南京 210061）

煤炭燃燒產(chǎn)生大量NOx、SO2和粉塵等污染物，嚴(yán)重威脅大氣環(huán)境。在我國(guó)，煤電行業(yè)仍是煤炭消費(fèi)的主力軍。2017 年，電力、熱力生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)的煤炭消費(fèi)量占比達(dá)47%，SO2排放量為146.26 萬噸，NOx排放量為169.24萬噸，仍然是大氣污染物的主要來源[1]。《全面實(shí)施火電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》出臺(tái)以來，截至2019 年，全國(guó)完成超低排放改造的燃煤機(jī)組容量超過8.9 億千瓦，煙氣治理取得顯著成效[2]。

燃煤機(jī)組主要通過環(huán)保島系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)煙氣污染物脫除，典型的環(huán)保島系統(tǒng)由選擇性催化還原脫硝系統(tǒng)（selective catalytic reduction，SCR）、干式靜電除塵系統(tǒng)（electrostatic precipitator，ESP）、濕法脫硫系統(tǒng)（wet flue gas desulfurization，WFGD）與濕式靜電除塵系統(tǒng)（wet electrostatic precipitator，WESP）組成[3-4]。煙氣經(jīng)脫硝、換熱、除塵、脫硫、二次除塵等流程后經(jīng)煙囪排向大氣。目前，針對(duì)環(huán)保島系統(tǒng)運(yùn)行的研究主要集中于局部環(huán)節(jié)的優(yōu)化，如對(duì)于SCR 系統(tǒng)，噴氨量是運(yùn)行中的主要控制參數(shù)，Liu等[5]提出一種噴氨量智能調(diào)節(jié)策略，實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示與傳統(tǒng)噴氨量控制策略相比，該策略下系統(tǒng)氨消耗率（ACR）降低了6.44%，有效降低了運(yùn)行成本。Faghihi等[6]則通過建立SCR反應(yīng)器的神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，以最大NOx還原百分比和最小出口NH3濃度為優(yōu)化目標(biāo)，通過多目標(biāo)遺傳算法優(yōu)化噴氨量。對(duì)于ESP系統(tǒng)，電極電壓控制是主要的運(yùn)行參數(shù)，Sulemen等[7]通過實(shí)驗(yàn)研究了管式ESP系統(tǒng)中刷式放電電極的電流/電壓特性，結(jié)果表明有限增強(qiáng)電極電壓對(duì)除塵效率有提高作用。對(duì)于WFGD系統(tǒng)，影響系統(tǒng)運(yùn)行的因素較為復(fù)雜，Huang 等[8]通過實(shí)驗(yàn)研究了氨法WFGD 系統(tǒng)中液氣比、煙氣溫度、表觀速度、煙塵顆粒濃度等操作參數(shù)對(duì)SO3去除效率的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，提高煙氣中的液氣比和顆粒濃度，降低煙氣溫度和表觀速度，可以提高有效SO3的脫除效率。Wu 等[9]則分析了WFGD系統(tǒng)出口顆粒物的化學(xué)成分和形態(tài)，發(fā)現(xiàn)入口顆粒直徑、入口顆粒濃度和液氣比都會(huì)影響煙氣顆粒物的脫除效率。對(duì)于WESP系統(tǒng)，氣溶膠顆粒的形成近年來成為新的熱點(diǎn)問題，Khakharia 等[10]通過實(shí)驗(yàn)對(duì)WESP系統(tǒng)中氣溶膠顆粒物的形成條件進(jìn)行了研究，結(jié)果表明，SO2濃度達(dá)到9mL/m3即可滿足顆粒物成核條件，造成二次污染。

上述研究多從局部環(huán)節(jié)的運(yùn)行優(yōu)化出發(fā)，實(shí)質(zhì)上，煙氣污染物脫除過程是一個(gè)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，在煙氣關(guān)聯(lián)作用下，各除污設(shè)備作用存在耦合關(guān)系。部分環(huán)節(jié)既起到除污作用，也是潛在的污染源，如SCR脫硝系統(tǒng)噴氨量既影響NOx脫除率，也帶來NH3逃逸問題[11]。部分環(huán)節(jié)對(duì)不同污染物都有脫除效果，如WFGD 系統(tǒng)不僅對(duì)SO2、粉塵具有脫除作用，而且對(duì)NH3逃逸也有抑制作用[12]。此外，如煙氣溫度、流量等煙氣屬性對(duì)各除污環(huán)節(jié)的運(yùn)行也有重要影響。對(duì)于局部環(huán)節(jié)運(yùn)行的優(yōu)化研究，并不能保證環(huán)保島系統(tǒng)整體運(yùn)行效果的最優(yōu)化。將環(huán)保島系統(tǒng)整體作為研究對(duì)象，對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行特性進(jìn)行分析研究，探索環(huán)保島系統(tǒng)的整體運(yùn)行優(yōu)化方法，對(duì)于進(jìn)一步提升火電機(jī)組綜合煙氣治理能力、助力火力發(fā)電行業(yè)節(jié)能減排具有重要意義。

本文以某600MW 火電機(jī)組環(huán)保島系統(tǒng)整體作為研究對(duì)象，運(yùn)用ASPEN Plus 軟件對(duì)煙氣污染物脫除工藝過程進(jìn)行了建模仿真，進(jìn)一步分析了影響環(huán)保島系統(tǒng)運(yùn)行的重要參數(shù)，通過敏感性分析獲得了不同條件下系統(tǒng)對(duì)各影響因素的靜態(tài)響應(yīng)，并給出各參數(shù)的合理范圍，為燃煤機(jī)組環(huán)保島系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行和智能控制提供了理論依據(jù)。

1 基于ASPEN Plus 的系統(tǒng)建模及模型校驗(yàn)

1.1 模型假設(shè)

本文以某600MW 燃煤機(jī)組環(huán)保島系統(tǒng)為研究對(duì)象，選擇新汶煙煤作為煙氣計(jì)算基準(zhǔn)，煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)見表1，過量空氣系數(shù)取1.2。對(duì)模型作如下假設(shè)：①煤粉細(xì)度不隨負(fù)荷變化而變化；②煤粉燃燒完全；③系統(tǒng)所有設(shè)備無漏風(fēng)現(xiàn)象；④所有反應(yīng)器內(nèi)溫度、壓力及反應(yīng)物濃度均勻；⑤所有化學(xué)反應(yīng)動(dòng)力學(xué)參數(shù)不隨反應(yīng)條件變化。

表1 新汶煙煤煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)及煙氣成分[13]

1.2 物性計(jì)算方法

環(huán)保島系統(tǒng)涉及物理化學(xué)過程非常復(fù)雜，為確定物料的狀態(tài)參數(shù)，需要選擇合適的物性計(jì)算方法。ASPEN Plus 軟件包含基于各類狀態(tài)方程和活度系數(shù)方法的物性數(shù)據(jù)庫，可以滿足多數(shù)工業(yè)過程的計(jì)算需要。

對(duì)于脫硝、除塵等不包含電解質(zhì)溶液的過程，選擇Peng-Robinson 狀態(tài)方程描述煙氣物性，根據(jù)煙氣組分、壓力和溫度可計(jì)算得到的煙氣體積、焓、熵等參數(shù)。對(duì)于濕法脫硫等以電解質(zhì)溶液為主要反應(yīng)體系的過程，選擇電解質(zhì)非隨機(jī)雙液體模型方程（electrolyte NRTL）計(jì)算電解質(zhì)溶液物性，根據(jù)溶液組分、壓力和溫度計(jì)算可得溶液體積、pH、黏度等參數(shù)。

1.3 環(huán)保島系統(tǒng)工作過程建模

1.3.1 SCR脫硝過程

SCR技術(shù)是指在催化劑作用下，利用還原劑將煙氣中的NOx還原分解，生成無害的N2和H2O。注入氨氣和煙氣中NOx的物質(zhì)的量之比稱為氨氮摩爾比，一般不超過1.05，是SCR系統(tǒng)最關(guān)鍵的參數(shù)之一。SCR系統(tǒng)主要由噴氨柵格和裝填催化劑的反應(yīng)器構(gòu)成，使用混合器（mixer）和平推流反應(yīng)器（RPlug）操作單元建立SCR系統(tǒng)模型如圖1所示。

圖1 SCR系統(tǒng)模型

當(dāng)反應(yīng)溫度在400℃以下，氨氮摩爾比在1∶1附近時(shí)，主要發(fā)生反應(yīng)見式(1)[14-16]。

可采用一級(jí)反應(yīng)模型表征其動(dòng)力學(xué)特點(diǎn)[17]，見式(2)。

催化劑的種類對(duì)于SCR 反應(yīng)速率具有顯著影響，本文選擇某國(guó)產(chǎn)釩鈦基催化劑上的SCR 反應(yīng)動(dòng)力學(xué)參數(shù)建立模型，反應(yīng)活化能取73.29kJ/mol，指前因子取1.22×108m3/(kg·s)[18]。

1.3.2 ESP除塵過程

ESP技術(shù)通過電暈放電使煙氣電離，生成的帶電氣體離子與固體顆粒結(jié)合，形成帶電微團(tuán)，在電場(chǎng)作用下向收塵極板移動(dòng)，達(dá)到除塵目標(biāo)。使用靜電除塵器（ESP）操作單元建立模型如圖2 所示。ESP單元除塵效率主要與煙塵粒徑、電場(chǎng)場(chǎng)強(qiáng)、煙氣物性和流速相關(guān)，其除塵效率根據(jù)Deutsch 公式進(jìn)行計(jì)算，見式(3)～式(6)[19]。

圖2 ESP系統(tǒng)模型

1.3.3 WFGD脫硫過程

WFGD 系統(tǒng)類型多樣，石灰石-石膏WFGD 是最常用的濕法脫硫工藝，其主要由石灰石漿液制備系統(tǒng)、噴淋塔、循環(huán)泵和石膏脫水及廢水系統(tǒng)等構(gòu)成。煙氣進(jìn)入噴淋塔后，與塔上部噴淋的石灰石漿液充分接觸，酸性SO2氣體被吸收[20]，同時(shí)部分煙塵被漿液裹挾脫除。漿液液滴自然下落至塔底部漿液池，風(fēng)機(jī)持續(xù)向漿液池內(nèi)鼓入空氣，使SO2-3氧化為SO2-4，并與Ca2+一起形成制取石膏的原液，經(jīng)過結(jié)晶、過濾處理得到石膏副產(chǎn)物，部分濾液經(jīng)凈化后重新參與循環(huán)?；谏鲜龉に嚵鞒?，選擇噴淋塔（VSCRUB）、全混釜反應(yīng)器（RCSTR）、泵和分流器（SSPLIT）等操作單元建立WFGD 系統(tǒng)模型，如圖3所示。

圖3 WFGD系統(tǒng)模型

VSCRUB單元用于模擬噴淋塔上部SO2吸收區(qū)，涉及主要反應(yīng)見式(7)～式(13)。

VSCRUB 單元于煙塵顆粒具有輔助脫除作用，其除塵效率見式(14)～式(16)[19-21]。

RCSTR 單元用于模擬噴淋塔底部漿液池，涉及主要反應(yīng)見式(17)～式(22)，所有反應(yīng)類型都被設(shè)定為“平衡反應(yīng)（equilibrium）”，ASPEN Plus物性數(shù)據(jù)庫提供各反應(yīng)的平衡常數(shù)數(shù)據(jù)。

WFGD 系統(tǒng)運(yùn)行過程中，漿液pH 和液氣比是最為關(guān)鍵的控制參數(shù)。漿液pH 過低會(huì)降低脫硫效率，過高則會(huì)使CaCO3溶解發(fā)生困難，漿液含固量增大，易造成堵塞問題。一般通過向漿液中投放弱酸（如草酸）來調(diào)節(jié)pH。液氣比是WFGD 系統(tǒng)的重要參數(shù)，表征處理單位流量煙氣所使用的漿液量，其定義見式(23)。

1.3.4 WESP濕式除塵過程

WESP 系統(tǒng)工作原理與干式靜電除塵原理類似，區(qū)別在于濕式靜電除塵器向負(fù)載區(qū)噴淋水霧，形成的霧滴具有良好的導(dǎo)電性，因此能夠收集黏性、高比電阻的粉塵。由于采用工藝水沖刷方式收塵，也避免了ESP系統(tǒng)中振打裝置帶來的煙塵二次飛揚(yáng)問題?；谏鲜龉に嚵鞒?，選擇VScrub和ESP操作單元對(duì)WESP系統(tǒng)進(jìn)行模擬，VScrub單元用于模擬噴淋水霧對(duì)除塵的影響，ESP單元用于模擬靜電場(chǎng)的影響。模型如圖4所示。

圖4 WESP系統(tǒng)模型

1.4 模型驗(yàn)證

以鍋爐BECR為基準(zhǔn)工況，省煤器出口（環(huán)保島系統(tǒng)入口）煙氣溫度為320℃，氨氮摩爾比為1.05，液氣比為12，鈣硫比為1.02，煙塵粒徑分布見表2。

表2 煙塵顆粒粒徑分布

環(huán)保島系統(tǒng)整體建模如圖5所示。將仿真運(yùn)行結(jié)果與某600MW 機(jī)組環(huán)保島系統(tǒng)煙氣除污結(jié)果作比較，結(jié)果見表3[21]，污染物脫除效率的相對(duì)誤差絕對(duì)值都在3%以內(nèi)。

表3 模型仿真及校驗(yàn)結(jié)果

圖5 環(huán)保島系統(tǒng)模型

2 結(jié)果與討論

2.1 循環(huán)漿液pH的影響

WFGD 中循環(huán)漿液pH 通?？刂圃?.9～5.9 之間，當(dāng)pH小于5時(shí)，不僅SO2脫除效率下降，且加劇設(shè)備腐蝕，當(dāng)pH大于5.7時(shí)，易發(fā)生結(jié)垢堵塞現(xiàn)象[22]，一般通過向漿液池中添加弱酸性物質(zhì)（如草酸）進(jìn)行調(diào)節(jié)。在其余參數(shù)保持基礎(chǔ)工況數(shù)值的前提下，逐漸增大草酸投入量，使得漿液pH 從5.83（無草酸投入）降低至4.65（添加草酸對(duì)pH無顯著影響）。循環(huán)漿液pH對(duì)煙氣污染物脫除的影響如圖6所示，當(dāng)漿液pH為5.83時(shí)，漿液吸收SO2能力最強(qiáng)，抑制NH3逃逸能力最弱，根據(jù)《燃煤電廠超低排放煙氣治理工程技術(shù)規(guī)范》，此時(shí)NH3逃逸量仍低于2.5mg/m3的超低排放限值[23]。隨pH 下降，漿液中H+濃度增大，對(duì)于SO2，水解反應(yīng)(7)受阻，SO2排放濃度快速增大，SO2脫除效率下降。對(duì)于NH3，H+濃度增大使反應(yīng)(11)增強(qiáng)，漿液吸收NH3能力增強(qiáng)。循環(huán)漿液pH 對(duì)于石膏產(chǎn)量的影響如圖7 所示，可見石膏產(chǎn)量隨漿液pH 增大而顯著增加。

圖6 循環(huán)漿液pH對(duì)污染物脫除效果的影響

圖7 循環(huán)漿液pH對(duì)石膏生成量的影響

綜上所述，在該工況下，提高漿液pH，有利于SO2的脫除以及副產(chǎn)物石膏的形成，但應(yīng)注意NH3逃逸量隨漿液pH 提高而增加的現(xiàn)象。因此，應(yīng)在保證NH3排放濃度不超標(biāo)的前提下，盡可能提高pH。

2.2 氨氮摩爾比的影響

機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中，氨氮摩爾比一般保持在1～1.2之間，過低易導(dǎo)致NO脫除率降低，過高則易增大氨逃逸量[18]。本文適當(dāng)擴(kuò)展取值范圍，以觀察氨氮摩爾比對(duì)系統(tǒng)影響的變化規(guī)律。保持入口NO濃度不變，逐步增加噴氨量從而調(diào)節(jié)氨氮摩爾比從0.73（NO 排放濃度超標(biāo)，且無NH3逃逸至下游設(shè)備）增大至1.4（氨逃逸濃度超標(biāo)）。氨氮摩爾比對(duì)于污染物脫除效果的影響如圖8 所示。對(duì)于NO，氨氮摩爾比處于0.73～0.92 時(shí)，NO 脫除率隨之快速增大，此時(shí)NH3注入不足，NO 反應(yīng)不完全。當(dāng)氨氮摩爾比處于0.92～1.40 時(shí)，NO 排放濃度不再隨氨氮摩爾比變化。這是由于采用一級(jí)動(dòng)力學(xué)模型模擬SCR反應(yīng)，其反應(yīng)速率只與NO濃度有關(guān)。對(duì)于SO2，氨氮摩爾比處于0.73～0.88 時(shí)，由于NH3在上游消耗完全，因此對(duì)SO2排放濃度不造成影響。當(dāng)氨氮摩爾比處于0.88～1.30 時(shí)，多余NH3會(huì)隨煙氣進(jìn)入脫硫塔系統(tǒng)并溶于循環(huán)漿液，提高漿液pH，從而提高脫硫效率，同時(shí)，NH3逃逸量也呈現(xiàn)加速增加的趨勢(shì)。

圖8 氨氮摩爾比對(duì)污染物脫除效果的影響

與上述趨勢(shì)相對(duì)應(yīng)的是漿液pH 的變化，由圖9可見，氨氮摩爾比處于0.73～0.88時(shí)，漿液pH無顯著變化，當(dāng)氨氮摩爾比處于0.88～1.30時(shí)，漿液pH隨氨氮摩爾比增大而快速增加。

圖9 氨氮摩爾比對(duì)循環(huán)漿液pH的影響

綜上所述，為保證NO 的脫除效果，氨氮摩爾比應(yīng)不小于0.92，進(jìn)一步增大氨氮摩爾比，可以使脫硫效率得到提升，但其實(shí)質(zhì)是通過改變漿液pH間接對(duì)SO2吸收造成影響，成本過高。同時(shí)氨氮摩爾比的持續(xù)增大也伴隨著NH3逃逸量增大的風(fēng)險(xiǎn)，因此，氨氮摩爾比應(yīng)在保證脫硝效率的前提下控制在最低水平，在本例中，氨氮摩爾比應(yīng)略高于0.92。

2.3 液氣比的影響

模型中，漿液池單元（RCSTR）出口物流經(jīng)分流器單元（SSPLIT）分流，部分循環(huán)至塔頂繼續(xù)參與脫硫反應(yīng)，部分進(jìn)入結(jié)晶反應(yīng)釜單元（RSTOIC）生成石膏。通過控制分流質(zhì)量比可對(duì)液氣比進(jìn)行調(diào)節(jié)。在實(shí)際運(yùn)行過程中，液氣比一般控制在8～25之間[20]，本文適當(dāng)擴(kuò)展取值范圍，以觀察液氣比對(duì)系統(tǒng)影響的變化規(guī)律，逐漸增大循環(huán)漿液分流比使液氣比從3.7 增大至26.3。液氣比變化對(duì)污染物脫除的影響如圖10 所示?？梢姡?dāng)液氣比小于8.02時(shí)，SO2排放濃度隨液氣比增大迅速下降，NH3逃逸量呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。當(dāng)液氣比大于8.02 時(shí)，SO2排放濃度隨液氣比增大而緩慢上升，NH3逃逸量則呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。

圖10 液氣比對(duì)污染物脫除效果的影響

液氣比對(duì)循環(huán)漿液pH 和CACO3固體含量的影響如圖11所示，漿液pH的變化與圖10中污染物排放濃度變化相對(duì)應(yīng)，當(dāng)液氣比小于8.02 時(shí)，漿液pH隨液氣比增大而迅速增大，CaCO3固體含量逐漸減小至完全溶解，而當(dāng)液氣比大于8.02 時(shí)，漿液pH則隨液氣比增大而持續(xù)下降。

圖11 液氣比對(duì)漿液pH和循環(huán)漿液CACO3的影響

液氣比對(duì)環(huán)保島系統(tǒng)的影響表現(xiàn)出明顯的臨界特點(diǎn)。在循環(huán)漿液中，弱堿性物質(zhì)主要包括CO2-3，弱酸性物質(zhì)包括SO2、CO2和草酸。當(dāng)液氣比從3.74 增大至8.02，CaCO3固體未能完全溶解，液氣比的增大使CaCO3持續(xù)溶解生成新的弱堿性CO2-3，從而提高循環(huán)漿液pH。同時(shí)，循環(huán)漿液量增大使氣液接觸更加充分，吸收能力增強(qiáng)。在上述雙重作用下，系統(tǒng)對(duì)SO2的脫除作用迅速增強(qiáng)。

當(dāng)液氣比大于8.02 后，CaCO3固體溶解完全，不再有新的弱堿性物質(zhì)生成，同時(shí)，隨液氣比增大，漿液對(duì)酸性氣體的吸收能力不斷強(qiáng)化，使得pH持續(xù)下降，對(duì)SO2的吸收產(chǎn)生負(fù)面影響，但是由于漿液吸收容量增大，一定程度上緩解了這一負(fù)面影響，使SO2排放濃度緩慢上升。

綜上所述，噴淋塔液氣比應(yīng)大于8.02，在保證NH3逃逸量不超標(biāo)的前提下，盡可能降低液氣比以減少漿液循環(huán)泵功耗，降低運(yùn)行成本。

2.4 煙氣溫度的影響

省煤器出口煙溫與機(jī)組負(fù)荷呈正相關(guān)，在100% BMCR 工況下不超過390℃，40% THA 工況下不低于290℃。不考慮煙氣流量隨機(jī)組負(fù)荷變化，調(diào)節(jié)省煤器出口煙溫從290℃增大至390℃。煙溫對(duì)污染物脫除效果的影響如圖12 所示。省煤器出口煙溫從290℃增大到350℃時(shí)，對(duì)于NO，煙氣溫度上升使SCR 反應(yīng)常數(shù)增大，提高反應(yīng)速率，NO 排放濃度下降。對(duì)于NH3，溫度升高使NH3更多地參與到SCR 反應(yīng)當(dāng)中，NH3逃逸量減小。對(duì)于SO2，煙氣溫度上升SO2排放濃度上升。對(duì)于煙塵，由除塵器數(shù)學(xué)模型可知，煙氣溫度升高使煙氣體積流量增大，降低了煙塵顆粒最大荷電量，導(dǎo)致除塵效率下降，煙塵排放濃度上升。當(dāng)煙溫大于350℃時(shí)，NO逐漸趨于零排放，NH3排放濃度穩(wěn)定在0.1mg/m3附近，SO2排放濃度穩(wěn)定在70mg/m3，煙塵排放濃度持續(xù)上升。

圖12 省煤器出口煙溫對(duì)污染物脫除效果的影響

煙氣溫度對(duì)漿液pH的影響如圖13所示，循環(huán)漿液pH 隨省煤器出口煙氣溫度的變化情況與NH3和SO2的變化情況相對(duì)應(yīng)。省煤器出口煙溫處在280～350℃時(shí)，NO 未反應(yīng)完全，過量NH3隨煙氣溫度升高快速減少，隨煙氣進(jìn)入脫硫塔內(nèi)的NH3減少，漿液pH 下降，促進(jìn)了SO2的吸收。當(dāng)省煤器出口煙溫超過350℃，NO反應(yīng)完全，進(jìn)入脫硫塔內(nèi)的NH3流量趨于穩(wěn)定，漿液pH穩(wěn)定在5.67附近。

圖13 省煤器出口煙溫對(duì)循環(huán)漿液pH的影響

綜上分析，省煤器出口煙溫升高不利于脫硫和除塵，有利于脫硝和抑制NH3逃逸，當(dāng)省煤器出口煙溫大于350℃后，繼續(xù)升溫對(duì)于脫硝和抑制NH3逃逸提升作用十分有限，而小于310℃時(shí)，則會(huì)降低NO脫除效率。因此，省煤器出口煙溫應(yīng)控制在310～350℃。

2.5 煙氣流量的影響

煙氣流量與機(jī)組負(fù)荷呈正相關(guān)，在100%BMCR 工況下，機(jī)組耗煤量約為195.8t/h，40%THA工況下約為58.8t/h。保持氨氮摩爾比、省煤器出口煙溫等其他參數(shù)不變，以BMCR工況下流量為標(biāo)準(zhǔn)值，調(diào)節(jié)煙氣相對(duì)流量從100%下降至30%。煙氣流量對(duì)污染物脫除效果的影響如圖14 所示。NO 排放濃度隨煙氣流量減小而下降，相對(duì)流量為100%時(shí)，SCR 反應(yīng)器中煙氣流速為31.49m/s，下降至30%時(shí)煙氣流速為15.73m/s，反應(yīng)時(shí)間增加強(qiáng)化了NO 脫除作用。對(duì)于煙塵，由式(3)～式(6)可知，煙氣流速越小，靜電除塵器除塵效率越高，因此煙塵排放濃度隨煙氣流量下降而下降。對(duì)于SO2，隨煙氣流量下降，SO2排放濃度略有升高，這是由于進(jìn)入脫硫系統(tǒng)的過量NH3減少造成循環(huán)漿液pH 減小，但整體脫硫效率仍可保持在98%左右，影響較小。煙氣流量對(duì)循環(huán)漿液pH的影響如圖15所示，漿液pH 從5.54 下降至5.42 附近后不再有顯著變化。

圖14 煙氣量對(duì)污染物脫除效果的影響

圖15 煙氣量對(duì)于循環(huán)漿液pH的影響

綜上所述，煙氣流量減小對(duì)于脫硫具有不利影響，對(duì)于脫硝、除塵和減小氨逃逸都具有正向作用，相對(duì)于流量的大幅變化，污染物脫除效率變化不大。由此可知環(huán)保島系統(tǒng)對(duì)于煙氣流量變化具有較強(qiáng)的適應(yīng)性，基本可以滿足機(jī)組不同負(fù)荷下的煙氣凈化要求。

3 結(jié)論

本文以某600MW 火電機(jī)組環(huán)保島系統(tǒng)為研究對(duì)象，基于ASPEN Plus 軟件建立了煙氣污染物脫除過程模型，以循環(huán)漿液pH、氨氮摩爾比、液氣比、煙氣溫度、煙氣流量等運(yùn)行參數(shù)為自變量對(duì)系統(tǒng)模型進(jìn)行了靈敏度分析。得到如下結(jié)論。

（1）在保證NH3逃逸量不超標(biāo)的前提下，應(yīng)盡可能提高循環(huán)漿液pH 以提高SO2脫除效果和石膏副產(chǎn)物產(chǎn)量。對(duì)于釩鈦基催化劑催化的SCR 反應(yīng)，應(yīng)控制氨氮摩爾比略高于0.92。

（2）脫硫塔液氣比不可小于8，在保證污染物脫除效果達(dá)標(biāo)的前提下，應(yīng)盡可能降低液氣比以減少運(yùn)行成本。

（3）煙氣溫度升高對(duì)于脫硫和除塵不利，而有利于脫硝和抑制氨逃逸。省煤器出口溫度不應(yīng)高于350℃，控制在310～350℃綜合脫除效果較好。

（4）煙氣流量減小不利于脫硫，而有利于脫硝、除塵和抑制氨逃逸，整體影響作用較小。環(huán)保島系統(tǒng)對(duì)于煙氣流量變化具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

符號(hào)說明

A—— 除塵器通流面積，m2

C(NO)—— NO物質(zhì)的量濃度，mol/L

d—— 顆粒粒徑，μm

E—— 電除塵器場(chǎng)強(qiáng)，kV/m

F—— 中間變量

k—— SCR反應(yīng)常數(shù)，s-1

kb—— 玻爾茲曼常數(shù)，1.381×10-23J/K

Q—— 體積流量，m3/s

q—— 顆粒最大荷電量，kg/s

R(NO)—— NO反應(yīng)速率，mol/(L·s)

T—— 煙氣溫度，K

V—— 煙氣流速，m/s

x—— 液滴尺寸，μm

σ0—— 常數(shù)，8.854×10-12C/V

ε—— 磁導(dǎo)率

η—— 除塵效率

λ—— 氣體分子自由程，mm

μ—— 動(dòng)力黏度，N·s/m2

ρ—— 顆粒密度，kg/m3

ψ—— 中間變量

下角標(biāo)

g—— 煙氣

k—— 顆粒

l—— 漿液

ld—— 負(fù)載區(qū)

max—— 最大值

pr—— 沉積區(qū)

r—— 相對(duì)值