摘要：目前，国内空气质量的整体形势不容乐观，个别地区在某些季节经常出现重度雾霾污染天气，对人们的身体健康构成了威胁，影响了人们的日常生活。本文首先对锅炉及环保设备进行简介，接下来阐述了改造后的效果，希望通过本文的分析研究，为我国600MW燃煤电站超净排放的技术路线与工程实践的研究做出贡献。
关键词：超低排放改造;除尘;湿法烟气脱硫;颗粒物
引言
随着我国经济高速发展，能源消耗增加，以煤炭为主的能源消费结构造成的环境问题日益突显，其中颗粒物排放导致的环境污染问题尤为严重，PM2.5造成的雾霾天气频发引起了广泛的社会关注。燃煤电站是颗粒物排放的重要来源之一，据中电联统计，2016年电力行业烟尘排放量高达35×104t．近年来燃煤电站烟尘排放标准更加严格，2014年出台的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》，要求新建燃煤发电机组烟尘排放达到燃气轮机组的“超低排放”标准，即在基准含氧量6%条件下烟尘排放浓度不高于10mg/m3．为实现颗粒物超低排放，燃煤电站应综合采用一次和二次除尘措施．一次除尘即湿法脱硫前对烟气颗粒物的高效脱除，主流技术有电除尘、布袋除尘等．二次除尘指湿法脱硫过程中对颗粒物进行协同脱除和脱硫后采用湿式电除尘进一步脱除颗粒物．目前，国内外对燃煤烟气颗粒物在一次除尘中的深度脱除研发了很多先进技术，如低低温电除尘技术、电袋复合技术、高频电源技术、旋转电极电除尘技术等．据不完全统计，日本运用低低温电除尘技术的机组容量累计超过15000MW，电除尘入口烟温约90℃，出口烟尘浓度均低于30mg/m3;结合国内燃煤电站低低温除尘器运行数据得到:不同运行温度条件下，设备出口烟尘浓度可稳定控制在20mg/m3以内，除尘效率均值达到99．88%;以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线已成为我国燃煤电厂实现超低排放的主流技术路线之一。
1锅炉及环保设备简介
某电厂3、4号机组为2×600MW超临界机组，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1913/25.4超临界锅炉。脱硫系统设计为一炉一塔，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，在锅炉最大工况、处理100%烟气量、设计煤种及校核煤种条件下，脱硫率保证值大于90%。锅炉原设计煤种含硫量为0.63%（对应于烟气脱硫系统（FGD）入口SO2浓度1354mg/m3），校核煤种含硫量为0.80%（对应于FGD入口SO2浓度1808mg/m3）。但由于电厂经营策略和煤炭市场的变化，实际入炉的煤种含硫量往往偏离设计煤种，实际FGD入口SO2浓度较高，且随着最新大气污染物排放标准的颁布实施，原脱硫系统处理后的SO2浓度已无法满足最新环保排放标准。脱硝系统采用选择性催化还原法，要求选择性催化还原法脱硝系统（SCR）入口烟温高于309℃且低于400℃才能投运脱硝装置。由于案例机组在210MW及以下低负荷时，SCR入口烟温只有260℃~270℃，不能投入脱硝系统运行，这种工况下无法投运SCR将不能适应国家及地方环保标准。为了达到超净排放标准，该电厂进行了一系列相关改造。
1.1省煤器分级改造
省煤器分级改造是将原省煤器靠近烟气下游的部分拆除，在SCR反应器后面再增加一定数量的省煤器受热面。锅炉给水先引至SCR后面新增加的省煤器，然后再引至SCR反应器前的省煤器。如此减少了SCR反应器前省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟温。通过锅炉热力计算表明，在确定SCR脱硝系统后省煤器面积时，要充分考虑脱硝系统最低喷氨温度和催化剂允许的最高温度、煤种等因素。
1.2脱硝系统SCR增层改造
原脱硝系统设计为二层SCR，脱硝效率为80%，氮氧化物排放不高于200mg/m3，无法满足超净排放要求。脱硝提效改造方案是增加一层SCR，单台锅炉需增加催化剂约300m3，在改造时根据实际情况替换原有催化剂中部分磨损较大的模块。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
1.3脱硫系统增容改造
原有脱硫系统受煤种、负荷等因素的影响，无法满足超净排放要求，因此需要提高脱硫效率。首先改造现有吸收塔上部一层喷淋层，更换为流量为11000m3/h的大流量浆液循环泵；同时每塔再增加两层喷淋层，吸收塔增高3.6m。为确保浆液循环和石膏固体有充足的停留时间，原吸收塔池进行了相应扩容。为了降低除雾器后雾滴含量，缓解烟气－烟气再热器（GGH）堵塞问题，在原来两级屋脊式除雾器前再增加一级管式除雾器。
1.4湿式电除尘器改造
为确保超净排放对烟尘排放浓度达到不高于5mg/m3的要求，在系统阻力裕量允许的条件下，于脱硫塔后增加湿式电除尘装置。湿式电除尘器的工作原理是：阳极板上部的喷水系统将水雾喷向放电极和电晕区，在电极形成的强大电晕场内荷电后，水雾进一步分裂，电场力、荷电水雾相互碰撞拦截、吸附凝并，共同捕集粉尘粒子，最终在电场力的驱动下这些粉尘粒子到达集尘极而被捕集。研究证明，湿式电除尘器对有毒重金属汞、PM10、酸雾，尤其是PM2.5都有脱除效果，并能够有效解决脱硫后附带产生的石膏雨问题。
1.5取消脱硫旁路系统
根据环保厅出台的《关于进一步做好火电厂脱硫脱硝有关工作的通知》要求，该电厂取消了脱硫旁路系统，且之后在实际运行中采取了以下应对措施：（1）防止高温烟气破坏。需要密切监视空预器的运行状态，当烟温异常升高时，极有可能是空预器故障，因此，需要设置降温事故喷淋系统。当吸收塔入口烟气自动监控系统（CEMS）检测到烟气超温时，连锁打开水罐底部的阀门进行事故喷淋降温。与此同时，采用耐高温型塔内件。（2）防止油污、烟尘对吸收塔的影响。电厂采用油枪点火，在煤质方面不能选择灰分过高的燃料。锅炉冷态启动阶段，必须在点火之前先投入电除尘器，再投入脱硫系统。（3）提高脱硫系统的可靠性。电厂在设备和设计裕量上提高脱硫系统的可靠性与适应性，提高脱硫系统的可用率。
2改造后的效果
2.1SCR入口烟温在省煤器分级改造后效果
为了检验省煤器分级改造后的效果，3号锅炉在改造后进行了全负荷段的试验。省煤器分级改造之后，机组负荷在600MW负荷时，A、B侧SCR入口烟温度分别为379℃和381℃，满足“SCR入口烟温不高于400℃”的性能要求；机组负荷在210MW下时，A、B侧SCR入口烟温度分别为313℃和314℃，达到“SCR入口烟温不低于309℃”的性能要求。由此验证了省煤器分级改造后脱硝系统能够全负荷段投运。
2.2烟尘和SO2排放浓度在脱硫系统增容改造后效果
为了检验脱硫系统增容改造后的效果，对FGD进、出口SO2浓度进行标定实测，FGD出口SO2浓度大部分时间在30mg/m3以下，都能达到35mg/m3以下的要求；FGD脱硫率都在98.8%以上，最高达到99.6%，平均在99%以上。
2.3尘排放在增加湿式电除尘后效果
出口粉尘取样和分析结果，进口粉尘平均浓度为18.63mg/Nm3（标干6%O2），出口粉尘平均浓度为3.33mg/Nm3（标干6%O2），粉尘除去率为82.1%。除尘器总的粉尘除去率足性能保证值高于70%的要求。
结语
本文进行的600MW燃煤机组超净排放技术改造路线选择与工程应用效果分析，为国内同类型机组开展超低排放改造提供了重要的参考意义，具有较好的学术价值和工程应用价值。
参考文献
[1］姚宇平，刘含笑，朱少平．燃煤电厂低浓度烟尘测试方法探讨［J］．环境工程，2015，33(10):139-142．
［2］朱法华，许月阳，王圣．燃煤电厂超低排放技术重大进展回顾及应用效果分析［J］．环境保护，2016(6):59-63．
论文作者:王树南
论文发表刊物:《建筑实践》2019年10期
论文发表时间:2019/9/2
标签：省煤器论文; 烟气论文; 系统论文; 浓度论文; 烟尘论文; 燃煤论文; 入口论文; 《建筑实践》2019年10期论文;