邱天亮
22012219830125****
摘要：中国是燃煤大国，燃煤电厂所占比例较大。目前燃煤电厂在污染物治理上一般都配置有脱硝系统、除尘系统和脱硫系统。随着国家环保标准的进一步提高，按照常规配置的这些系统很难达到现行的国家标准，对此，燃煤电厂开展了一系列污染物治理工作。
关键词：燃煤电厂;超低排放;改造;
引言
燃煤电厂生产运行过程中会产生大量烟气，对环境空气造成污染，所以开展烟气协同治理很有必要，符合环保理念的首要条件。近几年国家更加重视环保，燃煤电厂必须要遵循环保管理相关要求，积极开展烟气协同治理工作，既要取得良好环保成效，也要促进产业结构优化升级。烟气中的主要污染物SO2、NOx、烟尘等含量和产业技术水平有很大的关系，以往由于技术落后等问题，烟气协同治理效果不佳，产业结构比较落后。通过不断引入新工艺、新技术，有效解决所面临的问题，有助于改善烟气协同治理效果，最后促进燃煤电厂可持续发展。如果烟气问题得不到解决，势必会对发展会产生影响，所以要重视烟气协同治理，兼顾经济效益和环保效益，保证长远发展。因此燃煤电厂烟气协同治理具有重要意义。
1技术路线的选择
燃煤电厂烟尘超低排放技术路线的选择，既要考虑一次性投资，也要考虑长期的运行费用；既要考虑投入，也要考虑节能减排的产出效益；既要考虑技术的先进性，也要考虑其运行可靠性；既要考虑超低排放的长期稳定性，也要考虑故障时运行维护的方便性；既要立足现在，也要兼顾长远。超低排放技术应用应充分考虑电厂的实际情况，“因地制宜、因煤制宜、因炉制宜”，必要时可采取“一炉一策”，同时还应统筹考虑各污染控制设备之间的协同处理作用。
2新技术的优越性分析和方案确定
2.1SO2超低排放技术路线
对于脱硫装置(FGD)而言，燃气机组标准要求达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度35mg/Nm3)要高于重点控制区域执行的特别排放限值需达到的脱硫效率(FGD出口SO2排放浓度50mg/Nm3)，但随着FGD入口SO2浓度的提高，脱硫效率的差异越来越小，针对不同机组，路线选择如下：(1)已建燃煤机组。对于采用干法/半干法脱硫技术的机组，要达到燃气机组排放标准，需进行湿法改造，改造方案参照现有湿法装置改造路线。考虑到回转式GGH的泄漏，需执行燃气机组排放标准的脱硫装置均需拆除GGH，同时烟囱进行防腐[1-4]。对于采用石灰石-石膏湿法脱硫技术的已建燃煤机组，根据燃煤含硫量的不同，改造路线如下：①燃烧低硫煤机组。原设计净烟气排放浓度相对较低，可通过进一步降低燃煤含硫量，满足燃气轮机组排放标准。②FGD入口浓度低于3000mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率不低于98.8%，可采取优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增加液气传质等措施。③FGD入口浓度大于4000mg/Nm3机组。在此入口条件下，为实现SO2超低排放，要求脱硫效率需稳定运行在99.1%以上。考虑到长期稳定运行，建议采用串联塔技术，一级吸收塔脱硫效率80%～90%，控制一级吸收塔出口浓度到500～700mg/Nm3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度35mg/Nm3以下。实际改造中，为降低投资和缩短改造停机时间，可利旧原有吸收塔，在原有吸收塔之前增加预洗涤吸收塔。(2)新建燃煤机组。对于新建燃煤机组，为了达到35mg/Nm3以下的燃机排放标准，原则上考虑不设置GGH，脱硫技术需采用石灰石-石膏湿法脱硫技术。
2.2除尘系统
1)布袋除尘。经脱硝处置后的烟气进入布袋除尘器，颗粒大、密度大的粉尘，由于重力的作用而沉降下来，落入灰斗，含有较细小粉尘的气体在通过滤料时，粉尘被阻留，使气体得到净化。袋式除尘器技术适应性较强、占地面积小、控制系统简单等特点,除尘效率基本不受燃烧煤种、烟尘比电阻和烟气工况变化等的影响，但不适用于高温、高湿气体。2)湿式相变凝聚除尘。利用湿法烟气脱硫后烟气处于或接近饱和状态的特点，通过控制烟气适度降温，实现烟气中水蒸气的冷凝，在此过程中，通过布朗扩散、热泳、扩散泳和雨室洗涤等作用，结合密布错列管排扰流，可有效促进颗粒物长大、团聚，最后在重力作用下，随着流动的液膜被收集。颗粒物脱除过程中通过控制装置内部冷凝管壁面的温度，进一步控制饱和湿烟气的相变程度，结合了湿式相变冷凝、凝聚、惯性等多重除尘机制，实现SO3和痕量元素协同高效控制，并回收大量烟气含水和汽化潜热。
2.3烟尘超低排放技术路线
(1)烟囱出口烟尘浓度达到20mg/m3以下：①原除尘器出口烟尘浓度30mg/m3以上，可采取改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30mg/m3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度20mg/m3以下。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等。②原除尘器出口烟尘浓度小于30mg/m3，可采取对除尘或脱硫进行改造，建议综合比较除尘改造与脱硫改造的技术经济性，确定最终技术路线。除尘改造可采用增加除尘比收尘面积、低低温电除尘、新型高压电源等；脱硫系统改造可采用增加喷淋层、串联塔等。(2)烟囱出口烟尘浓度达到5mg/m3以下：①脱硫系统可改造。改造湿法脱硫系统，使脱硫系统的除尘效率提高到60%～75%；同时改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到20mg/m3以下，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5mg/m3。②脱硫系统不具备改造条件。改造除尘系统，使除尘器出口烟尘浓度达到30～80mg/m3，加装湿式电除尘后烟囱出口烟尘浓度小于5mg/m3。(3)新建机组：建议烟囱出口烟尘浓度达到5mg/m3以下。采用结合高效除尘器和新型湿法脱硫的一体化技术路线，使除尘器出口烟尘浓度达到20mg/m3以下，新型湿法脱硫系统的除尘效率达到60%～75%以上，经湿法脱硫后，烟囱出口烟尘浓度小于5mg/m3。
3改造后实际运行情况
（1）二氧化硫。设计时煤种含硫按照1.5%，出口要求的二氧化硫≤25mg/m3（国家标准是≤35mg/m3），根据实际运行的效果，出口的排放浓度完全可以控制在20mg/m3以下。（2）烟尘。期初定于进入脱硫系统烟尘≤50mg/m3，要求烟囱出口烟尘＜5mg/m3（国家标准≤10mg/m3），根据两年多运行的效果来看，烟尘实际排放浓度＜3mg/m3以下。
结束语
燃煤电厂污染物超低排放主要针对SO2、烟尘，涉及低氮燃烧、SCR脱硝、除尘及脱硫改造。SO2在炉内燃烧生成，主要由脱硫塔脱除；NOx首先在炉内燃烧生成，然后经过SCR时被部分脱除，其最终的排放由低氮燃烧和SCR脱硝共同决定；烟尘主要由干式除尘器、湿法脱硫和湿式电除尘器(可选)联合脱除；因此，煤燃烧生成单个污染物需要多个设备协同治理，所有污染物的脱除需要一体化考虑。
参考文献
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