摘要：随着近些年人们对环境保护的重视和环保部门的管理日趋严格，我国大多数燃煤电厂已全面开展烟气超低排放改造，提高清洁化生产水平，争取发电利用小时数，满足环保电价补贴标准要求。本文以某电厂#1机组为例，分析其在烟气超低排放改造前后的性能、污染物排放、物耗和能耗变化程度，可以为燃煤电厂的超低排放控制设备的节能和环保改造提供一定的数据参考，实现经济和环境效益的平衡。
关键词：600MW；燃煤机组；烟气；超低排放；改造
1 600MW燃煤机组超低排放改造情况
1.1 改造简介
某电厂#1机组是省内首批进行烟气超低排放改造的600MW等级的超临界燃煤机组，通过脱硝、脱硫提效，低低温电除尘改造并增设湿式静电除尘器来实现烟气超低排放，实现烟气超低排放。
1.2 改造内容
采用催化剂加层提升SCR装置的脱硝效率，催化剂布置3层，新加1层催化剂体积为181.3m3，合计为535.11m3，并新加装10个声波吹灰器。脱硫吸收塔内部原二、三层喷淋层改为交互式喷淋系统，第一层喷淋拆除后新增一层均流增效板和支撑梁，与原有的一层均流增效板构成双均流增效板系统，同时，安装吸收塔增效装置，新增加1台吸收塔浆液循环泵，流量8163m3/h，扬程25.8m，电机功率1000kW，变成4台浆液再循环泵，设计脱硫效率从原先95%达到98%以上。干式电除尘改造：采用水媒管式烟气换热器（GGH）代替回转式换热器，降温段布置在电除尘入口，使得其变为低温电除尘器，加热段布置在湿式电除尘之后，升温至80℃后通过烟囱排放。两级换热器之间的换热通过闭式循环的热媒水实现，通过热媒增压泵驱动，为了保证烟气的排烟温度，管式GGH系统增设热媒辅助加热系统。热媒辅助加热介质采用辅助蒸汽，辅助蒸汽从各机组辅汽联箱引接，蒸汽冷凝水进入锅炉疏水扩容器。
脱硫吸收塔之后增设双室两电场卧式湿式电除尘器，每台机组合计8个电场小室，设计除尘效率为85%，可以有效去除烟气中的烟尘微粒、PM2.5、SO3微液滴、汞及烟气中携带的脱硫石膏雾滴等污染物，尤其是消除气溶胶、蓝色烟羽等现象较为明显。其出口安装了水平烟道除雾器，以降低进入管式GGH烟气加热器的烟气雾滴含量，降低了烟气对管式GGH加热器的腐蚀。
随着环保电价、超低排放电价补贴考核细则的明确，电厂从实现经济效益和履行社会责任角度出发，不仅进一步提升了环保设备的精细化运行和维护管理，也在深度调峰期间提高了脱硝投运率，优化了脱硝投撤温度控制逻辑，放低了投撤的烟温门槛，延长了脱硝运行时间；2016年在#1机锅炉增设了省煤器给水旁路，提高了脱硝设施在低负荷运行时的烟气温度，并对#1机两层脱硝催化剂进行了再生工作，提高了反应活性。通过以上措施，脱硝投运率从改造前的95%提升到了99%。
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2 主要的改造技术
2.1 脱硫技术
单塔双循环技术。单塔双循环技术是一种湿法脱硫技术，具体指在脱硫塔内设置合理的积液盘，可将脱硫区分为上、下循环脱硫区，同时在两个阶段内完成喷淋空塔中对二氧化硫的吸收氧化过程，每一个阶段可形成一个相对独立的循环回路。该工艺适合应用在燃烧中、高硫煤产生的烟气的脱硫过程，不仅将吸收塔对机组负荷、燃料变化的快速反应能力进行提高，还有利于提升氧化空气在喷淋塔内的分布效率和供给量，使得吸收塔内浆液的停留时间得以增加，此工艺对二氧化硫的脱除效率可以达到98%以上。
2.2 脱硝技术
脱硝处理具体可分为三个过程：燃烧之前脱硝、燃烧过程中脱硝、燃烧之后脱硝。燃烧之前的脱硝，目的是将燃料中的含氮量降低；燃烧过程中的脱硝，大力发展低氮燃烧技术，严格控制燃料的燃烧过程；最后阶段燃烧之后的脱硝，也就是指我们平常生产中提到的烟气脱硝，目的是更好的处理燃料燃烧过程烟气中的氮氧化物。目前阶段，我国对烟气进行脱硝的技术多种多样，而选择性催化还原技术（SCR）是我国绝大多数企业选择的脱硝技术，占据主导地位。SCR技术，在排气量较大且排放源连续不间断时适用，优点是技术比较成熟，二次污染比较小，具有较高的净化效率，缺点是成本投入高，关键技术具有较大的难度，脱硝率为80~90%。SCR技术的原理：气氨经空气稀释至安全浓度（5%体积浓度）以下后，注入省煤器出口与空预器入口之间的烟道中，在氨注射系统的母管中被分配到各个支管中，从与支管连接的喷嘴中喷入氨注射栅格烟道内的原烟气中，然后在静力式混合器的作用下，使氨/空气混合气体与烟气混合均匀，充分混合后流经SCR反应器中的蜂窝型催化剂层。在催化剂的作用下，烟气中的氮氧化物与氨发生充分的化学还原反应生成N2和H2O，达到脱硝的目的。
2.3 除尘改造技术
低低温电除尘技术是利用汽机凝结水与热烟气换热降温，减小汽机凝结水在低加回路系统中所消耗的抽汽量，降低煤耗。同时使得电除尘入口烟温由通常的120℃～160℃下降到90℃~100℃低低温状态。采用低低温电除尘技术具有以下优点：
（1）除尘效率高。①粉尘比电阻下降。通过烟气换热系统将烟气温度降至酸露点以下，烟气中大部分SO3冷凝成硫酸雾，并吸附在粉尘表面，使粉尘性质发生了很大变化。根据烟气温度与粉尘比电阻的关系，在低温区，表面比电阻占主导地位，并随着温度的降低而降低。低低温电除尘器入口烟气温度降至酸露点以下，使粉尘比电阻处在电除尘器高效收尘的区域。粉尘性质的变化和烟气温度的降低均促使了粉尘比电阻大幅下降，避免了反电晕现象出现，从而提高了除尘效率。②电场击穿电压上升。进入电除尘器的烟气温度降低，有效避免了反电晕，击穿电压的上升幅度将更大，从而提高除尘效率。实际工程案例表明，电除尘进口温度每降低10°C，电场击穿电压将上升3%左右。③烟气流量减小。由于进入电除尘器的烟气温度降低，烟气流量下降，电除尘器电场流速降低，增加了粉尘在电场的停留时间，同时比集尘面积增大，提高了除尘效率。（2）去除烟气中的大部分SO3。由于烟气温度降至酸露点以下，气态的SO3将冷凝成液态的硫酸雾。因烟气含尘浓度高，粉尘总表面积大，这为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。低低温电除尘系统对于SO3去除率一般在80%以上，最高可达95%，是目前SO3去除率最高的烟气处理设备。（3）提高湿法脱硫系统协同除尘效果。低温电除尘器出口烟气粉尘的平均粒径为1~2.5μm，而低低温电除尘器出口烟尘平均粒径要大于3μm，平均粒径明显高于低温电除尘器，所以当采用低低温电除尘器时，脱硫出口烟尘浓度会明显降低，可有效地提高湿法脱硫系统协同除尘效果。
结束语
综上所述，烟尘超低排放技术均在我国火力发电厂中得到了广泛使用，火力发电厂需要结合600MW燃煤机组的烟尘排放实际情况，对此类技术进行合理选择，以保证烟尘排放可以满足我国燃气轮机排放标准，进而提升600MW燃煤机组应用的社会效益。
参考文献：
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[2]王昕.燃煤电厂超洁净排放改造选型研究[D].华北电力大学（北京），2017.
[3]曹伟伟.脱硝超低排放运行中的风险管理研究[D].山东大学，2017.
[4]王树民.燃煤电厂近零排放综合控制技术及工程应用研究[D].华北电力大学（北京），2017.
论文作者:武承甲
论文发表刊物:《防护工程》2018年第31期
论文发表时间:2019/1/17
标签：烟气论文; 电除尘器论文; 超低论文; 低温论文; 粉尘论文; 技术论文; 机组论文; 《防护工程》2018年第31期论文;