魏青艳
国网阳泉供电公司 山西省阳泉市 045000
摘要：我国电力行业近些年发展迅速，从电力供不应求到形成多种发电方式并存的坚强电力系统。虽然我国当前产业和居民用电都能得到保障，供电可靠性相比过去显著提高，但发电结构中火电过高的现状依然存在。在中国不断推行碳减排的背景下，火电企业的发展必将面临挑战，而风电和光伏等新能源发电企业或能迎来发展的契机。本文通过分析碳减排视角下电力投资和技术改造策略进行分析，希望能促进电力企业在碳减排背景下的发展。
关键词：碳排放；电力投资；技术改造；策略
1碳减排背景下的电力投资
1.1风电和光伏等新能源产业投资加大
由于新能源产业具有超低碳排放的优势，未来新能源投资会受到越来越多发电企业的青睐。同时部分传统发电企业为完成碳减排目标，也将开始投资于新能源发电产业。
1.2火电等传统发电投资增速放缓
受到我国当前电力投资增速过快和环境压力的双重影响，未来火电等传统能源的增速或将会减缓。近年来火电企业年利用小时数不断降低，反映出我国当前火电投资过快的现状。在当前碳排放的影响下，未来火电建设投资将不再能继续保持高速增长。
1.3储能设备投资加大
随着新能源发电等间歇性能源不断并入电网，电力的稳定性受到极大挑战。同时，随着智能电网建设的加快，储能设备作为维持电网稳定运行的关键设备必将得到大规模建设。储能投资的加大也将成为碳减排背景下智能电网发展的一个主要特征。
1.4信息技术投资加大
随着我国电力行业的智能化建设，未来我国电力行业从电厂到电网的智能化特征将会更加明显。通过建设大型的统一电力系统智能管理系统，能够将电力系统各个节点的信息进行汇总，为实时监控系统运行提供了方便，也进一步增强了系统可靠性和安全性[1]。随着电力系统大数据平台的建设，未来或将形成基于云数据平台的电力系统智能检测和诊断平台，降低了电力行业工作人员的工作强度，也提高了电力企业的管理水平。大规模新能源和间歇能源并网以及储能设施的建设对电网的安全提出了不小的挑战。维护多种能源接入下的大电网稳定运行也需要大规模数据分析的支持。此外，随着未来环境目标成为电力企业运行的主要目标之一，电力企业需要对运行中的经济目标、质量目标、环境目标的多种目标的完成情况进行考核，仅依靠工作人员显然会极大增加工作强度，大型信息和计算机平台的辅助就显得尤为重要。为实现智能电网和智慧电厂的建设，大型数据库、高速通信线路和先进传感控制设备都是不可或缺的。未来随着电力系统大规模的智能化建设，信息投资的增速将会较快，从而加快坚强智能电网的形成。
2碳减排背景下技术改造策略
2.1脱销装置
为了降低NOX的排放，各大火电厂普遍采用了脱销装置，可以分为燃烧前、燃烧中、燃烧后脱销。极为重要的是燃烧后烟气脱硝技术，采用特殊的催化还原技术，有SCR（选择性催化还原）、SNCR（选择性非催化还原）及其他联合技术等。火电厂在开发新技术烟气脱氮的技术的同时，也要充分利用低氮燃烧装置的作用，从源头上较少氮氧化物的排放。
2.2脱硫装置
在火电厂环保设施节能改造中脱硫装置节能改造属于其中典型，火电厂脱硫系统的能量损耗直接受到多方面因素影响，因此需充分结合每个能耗点优化管理脱硫系统，具体可围绕入炉煤含硫量掺配、脱硫添加剂应用、GGH优化、CEMS测点位置优选四方面入手。
基于入炉煤含硫量掺配。需采用精心制定掺配煤措施实现入炉煤含硫量均匀性控制，措施的应用需以全年入炉煤含硫量可控为前提，SO2排放在局部时段超标的问题可由此规避。对于高负荷时段入炉煤含硫量需针对性进行控制，以此为脱硫装置能耗控制提供支持。
基于脱硫添加剂应用。需认识到脱硫添加剂具备的催化氧化作用，CaCO3溶解、SO2直接反应、CaSO3氧化、CaSO4沉淀均可由此受到较为积极影响，同时可实现钙硫比、液气比降低、水分蒸发减少[2]。结合相关调研可了解到，火电厂在应用脱硫添加剂后脱硫效率可显著提升，这使得脱硫添加剂已成为很多电厂脱硫系统日常运行中的规控制手段，如存在0.8%以内的入炉煤含硫量，脱硫厂用电率即可在脱硫添加剂支持下大幅降低，脱硫添加剂的使用成本远低于增加上网电量所取得的效益。
基于GGH优化。需关注GGH堵塞、结垢问题的处理，以此控制GGH漏风。结合相关实践可了解到，现阶段火电厂无法从根本层面解决脱硫装置GGH积灰结垢问题，脱硫系统因此受到的影响必须得到重视。对于脱硫系统GGH堵塞来说，烟气流速带来的影响较为深远，在除尘器效果差、排烟温度高、尾部烟道漏风率大、锅炉氧量高等情况下，烟气携带烟尘和容积流量会随之增加，浆液携带量会因流速增加而增加，GGH堵塞会在这种情况下加剧。因此必须设法提高除尘效率、降低烟气流速，并同时针对性选用GGH冲洗、吹灰等处理措施。
基于CEMS测点位置优选。可采用便携式烟气分析仪实测脱硫吸收塔进、出口，以此获得真实的吸收塔脱硫效率，判断CEMS测量精度，并以此开展针对性的标定工作。此外，考虑到烟气流场分布不均带来的影响，且脱硫效率指标会受到CEMS探头安装位置的直接影响[3]，因此CEMS测点位置优选必须开展针对性的比对和试验，以此获得达到最优值的脱硫效率指示，为脱硫装置节能改造提供支持。
2.3除尘装置
火电厂除尘主要有机械除尘、电除尘、袋式除尘、湿式除尘等，其中电除尘应用最为普遍，相比于其他有很多优点。工作原理是使除尘烟道中的灰尘带正电荷，然后逐级进入多层带负电荷的阴极板，利用正电荷的烟尘与阴极板相吸附的原理吸附通道中的灰尘颗粒，通过间断的打击阴极板就可以收集吸附的灰尘颗粒，最终达到降低烟气中灰尘的目的[4]。
2.4对改造设备进行实时监控
技术改造后的设备能否有效降低碳排放量需要通过实际的排放量测算进行验证。通过构建基于计算机和传感器的碳排放监测设备，并安排专人值守，能够更加有效地监测技改设备的运行效果，从而实现对碳排放量的有效控制。同时记录设备运行的主要参数和碳排放相关数据，构建企业的碳排放数据库，采用智能算法构建碳排放诊断模型，对设备当前碳排放状况进行定期诊断，依靠计算机系统自动生成诊断报告，以便企业能够及时了解设备的碳排放状况，及时控制碳排放量的升高，从而为企业完成碳减排目标提供支持和保障。
总而言之，在国家大力发展绿色经济的大背景下，火电燃煤企业应该紧跟国家发展步伐，根据自身发展实际情况，加快完善电厂能耗和污染物排放的技术改造工作，为企业未来发展提前做好战略部署。
参考文献
[1]董冲烈.火力发电厂循环水系统节能改造分析[J].信息记录材料，2018，19(09):29-31.
[2]田宇.火电厂机组节能环保技术改造的策略研究[J].内燃机与配件，2018(13):117-118.
[3]吴克强.火力发电厂节能项目改造探析[J].传播力研究，2017，1(12):223.
[4]单晓敬.火电厂脱硝系统改造工程方案研究与设计[J].当代化工研究，2017(04):136-139.