杨航
山西大唐国际运城发电有限责任公司 山西运城 044602
摘要：众所周知，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：燃煤电厂烟气；超低排放改造；运行优化
引言
近年来，我国对燃煤电厂的环境保护越来越重视，过去粗放式的管理和发展方式逐渐被摒弃，取而代之的是更加集约化，标准化的生产方式，因而燃煤电厂的脱硫系统改造成为企业越发关注的问题。全国各地都在不断发展火力发电厂的超低，零排放转化。由于超低转化的发展，火力发电厂的排放限值越来越低。不同地区的煤种特征不同。发电厂中使用的实际煤炭与优质煤炭之间存在很大差异。它在节约能源消耗和环境绩效方面是否适应相关的超低现代化技术。
1超低排放系统概述
国内超低排放系统主要集中在烟气脱硫、脱硝、除尘系统的提效改造。在脱硫系统方面：由于不同区域燃煤含硫量的差异导致脱硫系统的配置也存在较大差异，对于采用石灰石－石膏湿法脱硫系统的机组，其超低排放系统主要采用提高目前脱硫塔效率的方式，如：增加托盘、喷淋系统等，或是在目前的脱硫塔外增设塔外浆液池或将2座吸收塔串联。在脱硝系统方面：目前的脱硝技术已经能够满足超低排放的要求，其技术路线基本相似，在SCR（选择性催化还原技术）的超低排放改造中主要采用增加催化剂数量的方式。在除尘系统方面：除尘系统的超低排放技术路线主要区别在于WESP（湿式电除尘）的采用。若在除尘系统中增设WESP，可以大幅缓解其他除尘设备的脱除压力，减少其他除尘设备的改造内容，通常仅需降低烟温使静电除尘器变为低温电除尘器即可。传统的火电厂烟气污染物控制策略均为单一控制，脱硝系统、除尘系统和脱硫系统均独立处理相应的烟气污染物。超低排放不仅提高单个处理单元的效率还采用全新的“协同治理”技术理念，即每个烟气处理子系统在脱除主要污染物的同时，也考虑脱除其他污染物的可行性，或为下一流程烟气处理子系统更好地发挥效能创造条件。
2燃煤电厂烟气超低排放改造及运行优化
2.1原工艺系统
①烟气系统。烟气系统包括炉膛烟道、空预器、引风机、烟道和软连接。目前，我省发电厂已完成上电与扩产的整合。经过电除尘系统处理后的烟气在引风机的作用下通过烟道进入吸收塔，以去除污染物。进入脱硫系统的烟气穿过烟气出口，从吸收塔原烟道进入吸收塔，在塔中上升并与吸收塔中的喷雾以相反的方向进行反应。经过一系列的化学反应后，塔中的污染物被清除并通过烟道释放到大气中，然后烟气进入除雾系统。顾名思义，其功能是在脱硫后收集烟气小滴，收集后返回吸收塔进行二次处理。由于气液室内的固体堆积，除雾器系统将被严重阻塞，从而降低了效率。为了确保除雾器系统的平稳运行并避免堵塞，有必要定期用工艺水冲洗除雾器系统的每个位置。②石膏脱水系统。石膏排放泵通过管道输送吸收塔中的结晶石膏至脱水机。旋风分离器执行两项功能：一是将现有悬浮液脱水一步，二是对石膏的性能进行分类。石膏悬浮液在离心力的作用下进入旋风分离器，小颗粒向上移动并从溢流中喷出。旋风分离器悬浮液中的固体从旋风分离器的边缘向下移动，并在底流形成40%~50%的固体浓度。通过溢流口的部分浆料返回到吸收塔，另一部分被输送到废水处理系统，该系统用于减少脱硫系统中其他重金属的含量并提高脱硫效率。从分离器的边缘向下移动的浆料进入真空带脱水系统，真空带脱水后的浆料进入浆料过滤池，最后返回滤液泵的吸收塔。悬浮液用真空胶带脱水机处理，以减少水含量，提高石膏的纯度，并压成饼状。短时间存放后，石膏可通过汽车到达制造商。
2.2能耗评估
华北某660MW超临界机组超低排放系统的改造内容为增加了管式GGH系统、湿式电除尘，对脱硫和脱硝系统进行了改造，改造后环保设备和引风机的厂用电增加，且消耗了一定量的辅助蒸汽。以下采用统计期DCS（分散控制系统）运行数据分析的方法，分别整理计算超低排放改造前后各环保设备的能耗水平，对比其能耗变化情况。
统计改造前该机组利用小时数为2766h期间的运行数据，期间平均负荷率为74.3%，改造后的统计期利用小时数为4686h，期间平均负荷率为74.5%，改造前后该机组运行负荷和煤种基本相同，具备对比条件。
2.3低氮燃烧系统
对于不同的锅炉、不同的煤质，对锅炉燃烧器选择和改造均有不同要求，燃烧器改造后的效率也不一样。一般的低氮燃烧器降低NOx的效率为20%～50%。对新建锅炉，采用技术成熟的燃烧系统，能有效降低炉膛出口NOx排放。选择低氮燃烧器时，应考虑目前煤质和远期规划用煤，再针对煤质、锅炉型式、燃烧器对锅炉效率影响等经济技术比较，并合理控制锅炉炉膛出口NOx排放值。对现役锅炉确定是否进行低氮燃烧系统改造，需要考虑煤质、锅炉型式、燃烧器型式、锅炉效率影响、锅炉寿命等经济性合理性，再确定是否低氮燃烧器改造。确定对锅炉燃烧器改造时，需充分考虑锅炉燃烧经济性以保证炉膛出口NOx控制。采用低氮燃烧技术可能对锅炉运行性能产生一些影响。
2.4电除尘器改造方案
根据最终粉尘和粉尘控制项目<5mg/m3，必须进一步纠正静电除尘器（大修或提高效率），以使静电沉淀粉尘浓度<20mg/m3，以满足脱硫和除尘<5mg/m3的要求。与煤的初始设计质量相比，改质后的煤增加了灰分含量，进口计算的烟灰理论浓度为24g/m3，超过了2014年的改建设计成本，但排放超低的煤改质中的硫含量0.6％。通过集尘器促进集尘。根据重整煤的质量计算，静电沉淀物进口处的粉尘浓度小于24g/m3，出口处的烟尘浓度小于20mg/m3，沉淀效率为99.92％。根据静电沉淀物的选择和设计，在确定静电沉淀物的效率后，有必要确定特定的集尘面积（与污泥的大小有关）和接近率（与煤的质量有关）。因为在静电沉淀物冷却废气之前使用烟气热交换器，所以静电沉淀物必须在冷却后应对多种影响。将进入电场的烟气冷却后（高达95°C），可以进一步提高静电沉淀物除尘的效率：①数据收集表明，烟气出口温度从131°C降低到95°C。烟气量有效地从初始量减少了10％；②电除尘器不仅可以降低电阻率，还能提高加载电荷的功率，从而提高静电沉积的效率。
2.5管式GGH运行情况分析
烟囱“脱白”需要烟气再热器提高进入烟囱前的烟温，其热源来自于前段空预器出口的烟气余热，换热器间以热媒水为换热介质，当烟气冷却器的烟气放热不能够满足再热器所需的热量时，需要使用辅助蒸汽进行补热。该机组全年烟气冷却器进、出口温度，进口烟温在低负荷时仅为100℃左右，最高烟温可达130℃；烟气冷却器出口烟温相对稳定，温度区间为85~95℃，这就导致了烟气冷却器在不同负荷和环境温度下的吸热量不同。
2.6脱硫改造
包括单塔一体化脱硫除尘深度净化技术、单塔双分区高效脱硫除尘技术、双托盘技术、高效渐变分级复合脱硫塔技术、双塔双循环技术等多项技术工艺。在这些技术中，单塔一体化脱硫除尘深度净化技术应用取得较好的成果，该技术可在一个吸收塔内同时实现二氧化硫浓度不超过35mg/m3、尘含量不超过5mg/m3，脱硫效率达99%以上，除尘效率可达90%以上。单塔双分区高效脱硫除尘技术与双塔双循环技术则属于异曲同工的两种脱硫方式，高效渐变分级复合脱硫塔技术则使超低技术有较宽的煤种适应性。
结语
技术可能是实现超低排放的主要问题，但管理和运营水平也是非常重要的补充。现场测试结果表明，尽管对超低排放量的改造可以满足对超低排放量的要求，但脱硫系统也存在许多问题。
参考文献
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