关键词：燃煤厂；烟气；低排放；脱硫系统；设计优化
通常脱硫方案采用石灰石粉仓流化风系统独立装置，安装流化风机加热系统。选择脱硫工艺系统、开式系统、吸收塔。该工艺脱硫系统和电站主体系统未融合，系统运行存在隐患问题。而且经济投入大、节能性不高。鉴于此，根据电站系统结构实施系统优化，对超低排放中的脱硫设计进行优化。
一、超低排放技术分析
根据国内环保政策要求，电厂烟气超低排放标准烟尘排放浓度<5mg/m3。而国外一些国家如：美国要求<18.5mg/m3，德国<20mg/m3,日本<50mg/m3,澳大利亚<100mg/m3。因而在技术应用经验方面缺少借鉴。目前，我国超低排放技术并未获得较大突破，主要集中于除尘技术的提效与组合。其中包括：一次除尘技术、深度除尘技术[1]。前者可以去除较多粉尘，但达不到标准要求，包括静电除尘、袋式除尘、电袋复合除尘。静电除尘颗粒搜集率99.9%，亚微米为主的细颗粒搜集率不高。所以，研究该项技术的增效技术分为低低温静电除尘、高频电源、旋转电极静电除尘。而深度除尘能够在一次除尘条件下进一步除尘，确保烟尘排放符合要求，分为脱硫除尘一体化与湿式静电除尘技术[2]。
（一）一次除尘技术
低低温静电除尘：该技术指的是于静电除尘器设置低温省煤器，让除尘器入口烟温降低到100℃以下温度。有研究提出：该技术能够将烟尘排放浓度保持在20mg/m3内。其核心为烟气控制，具有降低温度、降低低分比电阻、减小体积流量特点。此外，还能够将SO3在细颗粒表层冷凝，提升其导电性促进长大。不过，该技术容易增加二次扬尘、酸腐蚀性、降低灰流动性。
（二）旋转电极静电除尘
该技术将电场分为前级固定与后级旋转，阳极设置回转阳极板、清灰系统。在粉尘和旋转的阳极板运行至非收尘区域后，被正反旋转的一对清灰刷刷除。该技术核心是极板优化，减少二次扬尘、清除高比电阻，防止电晕。不过，系统组成繁琐，稳定性差容易发生故障[3]。
（三）高频电源
该技术通过整流桥把工频电源整流为530V直流电源，经逆变电路转为20kHz的电源。随后，借助高频变压器升压，利用高频整流器采取整流滤波生成40kHz的电流。较工频电源，该技术提升了供电电压与电流，提升电功率输入与场强，提升除尘效果。实践证明，某电厂经优化后，烟尘排放从42mg/m3减少至17mg/m3，实现了节能降耗。
（四）袋式除尘
该技术借助纤维织物惯性、扩散、静电等作用过滤含尘气体，过滤和清灰转换展开。在含尘气体进入袋式除尘器时，颗粒大、密度大的粉尘受重力影响沉降灰斗内，细微粉尘经滤料时粉尘被拦截，气体得到净化。伴随着过滤的深化，阻力增加要求清灰再生。但该技术目前没有得到突破性进展，为达到超低排放标准还需增加布袋数量从而增加消耗。在今后技术发展中，如何采取无害化处理成为值得研究的问题[4]。
（五）电袋复合除尘
该技术是荷电除尘与袋除尘器的过滤原理有机结合的除尘工艺。前级电场除掉粉尘并对颗粒物荷电并产生凝并，较小颗粒物生成大颗粒物。该技术分为一体式电袋除尘和分体式电袋除尘。同时不受飞灰、煤的限制，出口烟尘浓度较低，破袋对排放的抑制较低。其不足为成本投入大、年运行费用高、利用率低[5]。
（六）深度除尘
第一，湿式静电除尘。该技术与干式除尘技术运行原理相近，但该技术选择水膜清除技术，不受烟尘比电阻抑制，可规避二次扬尘与反电晕问题。此外，受热泳力、液桥力影响，提升细微粉尘清除效果。第二，脱硫除尘技术。脱硫除尘率与脱硫塔运行、除尘器排尘浓度、颗粒粒径有直接关系，除尘滤约50%。有研究提出：该方法对烟气总颗粒去除率46%--61%；PM1在-12.61%---1.58%；PM2.5在-2.02%--8.50%；PM10在42.63%--58.68%之间。
二、超低排放技术发展现状
目前，通过超低排放技术调研发现，高频电源技术占47%；电袋复合除尘技术占据28%；旋转电极静电除尘技术占12%；袋式除尘占据7%；低低温静电占4%。一次除尘中，低低温静电应用广泛，装机容量约95000MW。湿式电除尘在深度除尘中应用广泛，装机量约190000MW。常见超低排放线路包括：湿式电除尘技术、湿式脱硫协同除尘、超净电袋复合除尘，但后两项技术不依赖二次除尘超低排放技术路线[6]。经分析具体运行情况，均达到了超低排放标准。近几年，越来越多的燃煤机组实现了超低排放；当前主要问题是运行优化与烟尘检测。
（一）运行优化
不同技术协同达到了不同的除尘效果与能耗，因而要求对各项技术进行优化完善才能在实现超低排放的过程中减小能耗。
（二）烟尘检测
我国在烟尘测量方面有明确规定，以在线监测CEMS并在实验室称重校核的形式展开达到了污染物排放的监管。但仍然存在诸多不足，第一，烟尘浓度测量设备没有通过校准，一些校准明确的关系式不能应用。例如：HJ/T76--2007提出了烟尘CEMS对比技术，要求颗粒物排放浓度小于50mg/m3时，绝对偏差应低于±15mg/m3，设备在额定要求内无需校准。因此，不适合用于在烟尘超低排放机组CEMS的校对。而且CEMS测量分布不均匀容易产生较大偏差。第二，现场烟尘测量有称重技术，根据GB/T16157技术标准。不过，该标准不合适用于在颗粒物浓度<50mg/m3条件下[7]。根据国外低浓度采样要求，国内研究出低浓度采样指标，以膜法测量为主，检测限1mg/m3。但容易受操作水平限制，而且一些排放浓度小于1mg/m3时烟尘精准测量有一定困难，有待验证其精准性。
在今后工作中，燃煤电厂烟尘超低排放工作主要集中于几点：首先，总结已存在问题制定超低排放技术多种应用环境下的优化方案，减小能源消耗与成本。其次，总结低浓度烟尘检测与采样技术，制定相关标准，确保测量精准性。最后，超低排放技术生命周期评估，例如：技术消耗、环境影响。当前在脱硫、除尘、脱销等得到了运用，通过生命周期评估列举能源消耗和环境影响清单，确定对环境效应，明确低能耗的核心。
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三、脱硫系统优化方案
（一）流化风系统
一些大型燃煤电厂脱硫系统选择石灰石--石膏湿技术（WFGD）。为减小经济投入与能耗，多从外部直接采购石灰石粉、在电厂内制定石灰石粉仓措施。安装流化风系统能够确保顺畅。为此，于石灰石分别安装上该系统，确保有助于充足的动力源。同时，引进电加热技术提供热风，避免空气内水分凝结出现粘结。该结构能够让脱硫系统和主体设备不受影响，但因为设置了流化风机与电加热器使得能耗增加、成本投入增加、环境污染[8]。
具体改造过程：应用仪用气。得出风量-1.8Nm3/min，压头为-0.1MPA。为减小对仪用气影响需要在粉仓周围设置1--2m3的压缩空气罐。随后，逐一接至粉仓流化板。此外，于压缩空气罐至石灰石粉仓流化板的母管上安装用电加热器。
（二）水系统优化办法
脱硫系统WFGD需要一定的工艺水才能保持脱硫系统水稳定。与此同时，为减小水能源消耗多选择循环水排污水、工业废水等。接口安装：通常设计院会把以上水源聚集到工艺水集水池。随后，经送水泵送至脱硫工艺水箱。最后，脱硫单位经工业水泵传至除雾器清洗、脱水系统。各系统水通过有效处理后提高氯离子浓度，再通过水泵、工艺水箱等采用衬胶材料不仅增加成本又存在一定风险。
水系统优化办法：结合工艺补充水水平衡图对脱硫工艺水的补充水源类型、水量、水质等综合分析，按照脱硫工艺水系统分级分层补入脱硫工艺水系统。当氯离子浓度较大（>1000ppm）时需经吸收塔处理。反之，输送到水箱，以水泵为路径实现输送。结合水质、水量等情况补入至脱硫工艺和吸收塔中。其中，酸碱再生排水管道与阀门等组件选择衬胶材质，其他设备组件等为碳钢。经优化后不仅实现了成本节约而且减少了能源消耗，确保了系统安全稳定。
（三）水平衡优化
基于节能降耗理念下，很多企业引进低温省煤技术。但为降低排放，需要借助除雾系统减少粉尘浓度，系统利用率较高使得水量较多，容易造成浆液溢出。省煤技术有助于稳定脱硫入口烟气温度，进而降低用水量。
优化方案：为避免浆液溢流，优化控制水量进入。第一，通过闭环形式使冷却水进入独立循环系统，避免流入脱硫。第二，稳定系统出口热量，锅炉荷载控制使出口热量在85℃。第三，确保系统稳定的条件下将滤液作为除雾器清洗水。
四、经济性分析
经优化后的方案较初期成本预算增加1亿元。虽然成本投入增加，但为达到标准排放要求也是有必要的。其中，供电企业经济投入增加3元/MWh，电量价格提高5元/MWh。但出于环保性考量是有必要的。为实现超低排放，项目还增加了MGGH、湿式除尘，控制电功率。其中，MGGH有热转换、传输作用。除尘系统出口内换热有助于水热量提升，之后加热净烟，保证运行温度。初级换热系统始终处于系统内，防止进入热力系统内。因此，节约煤耗性不理想。其中，MGGH+低温静电385.设备运行电耗Pe：湿式除尘+300；MGGH+低温静电-267.2。总电耗：湿式除尘540；MGGH+低温静电502.8，共计1042.8。电厂电耗：湿式除尘0.154%；MGGH+低温静电0.1444%。供电标煤耗：湿式除尘0.486g/kWh；MGGH+低温静电0.453g/kWh。总结：排放标准符合要求，电率提升约0.30%，煤耗约0.96g/kWh。
五、实例分析
（一）实例一
以某燃煤电厂分公司为例，为满足排放要求，能够建立出绿色环保燃煤电厂进行了相应的审计与完善。对2*350MW燃煤电机优化，排放浓度符合标准要求（35mg/Nm3）。脱硫采取湿法脱硫技术。取缔原有引增合一想法，拆除原除雾器，新增高效除雾器，具体如下：
引风机优化。该公司采用离心式引风机与静叶可调轴流式增压风机。前者又某电力机械厂提供的YC35756，电机功率2800kW。后者由某电力机械公司提供的ANT45e6，功率3000kW。优化要求：拆卸原有引风机与增压风机，引增合一。合成后引风机与增压风机功率仍然无法符合优化标准，要求对全部引风机电机更换。具体优化步骤：原引风机没有预留脱销装置与湿式电除尘器。随后进行了设置，烟气阻力增加，需要核算引风机处理。核算过程中，为确保风机稳定运行，风机运行工况点至失速曲线要有一定距离。按照标准要求：轴流式风机应保持失速裕度，可用失速安全参数为k。机组通过优化后，总阻力提升3050pa。阴风机电动机TB功耗约3531.67kW。优化后引风机负荷参照4200kW，风机效率85%。
湿式电除尘器优化。第一，路线设定。首先，脱硫塔+除尘除雾器工艺：当气体流入管束除尘系统后，通过旋流分离器，气体离心运行，液滴和颗粒在高速运行环境中容易发生碰撞、凝聚，形成大颗粒。随后被筒壁液膜吸收达到气相分离。除尘除雾运行阻力小、成本少。但其运行只通过离心旋转实现烟尘去除，低荷载条件下烟气流速少，离心力降低，影响除尘效果。所以，本项目不建议使用。其次，湿式电除尘器。受强电场条件下，一旦形成电离将造成阳离子与负离子。烟气内尘粒子与该部分粒子相互配装，受静电场影响被阳极搜集，实现烟气分离。微小粒子容易粘附于阴极线，利用冲洗形式清除。湿式除尘器不仅可以去掉微小烟尘，还可以SO、汞化合物，确保机组不同环境下排放浓度符合要求。因此，本项目建议选择湿式电除尘。
（二）实例二
某煤矿厂目前有2台20t/hDZL20--1.25-A设备，原有环保设施为麻石水膜脱硫除尘塔，但除尘率只有90%，烟尘排放浓度约100mg/Nm3，不符合排放要求。优化后，除尘系统选择布袋除尘系统，长袋低压脉冲布袋除尘。在实际运行中能够均匀过滤气流，通过沉降后灰尘进入过滤去并依附于外层。为避免再次扬尘，袋室一直处于低速运行并与进风处有高度差。脱硫选择湿法脱硫，即：氧化镁脱硫技术。当二氧化硫被吸收后，经吸收塔排放流至沉淀池。排出后的含水率有明显减少。通过曝气后MgSO3变为MgSO4排出，其他杂质经过渣浆泵进行脱水。经改造后，脱硫效率更加高效、减少了脱硫剂使用效果、节约了成本投入。脱硫效率提升至93.7%，符合排放标准。目前，设备运行稳定，工艺参数良好，烟气粉尘、SO2等均达到排放标准。
结语
随着低碳、环保、节能理念的持续深化，燃煤电厂得到了重视。由于在烟气排放中产生大量有害物质且能耗消耗大，因此如何进行超低排放成为重要研究内容。超低排放优化系统需要从多方面考量，统筹优化才能保证运用稳定，达到理想效果。为此，文章从流化风、工艺水、水平衡方面展开分析。得出：随着技术方案的应用与先进设备引进，燃煤电厂将走向低排放、低消耗性，经脱硫设计优化保持环境、提高经济效益、社会效益，促进了燃煤电厂发展。
参考文献：
[1]易少雷,王萌.关于王家岭综合利用电厂烟气SO_2超低排放改造的技术探讨[J].环境与发展,2018(5).
[2]冷栋栋,杜敦勇,邓无瑕.小型电厂燃煤机组烟气超低排放改造工程分析与研究[J].环保科技,2019(5).
[3]李碧云,蔡远飞.超低排放技术在循环流化床锅炉氨法烟气脱硫中的应用[J].化肥工业,2019(3).
论文作者:蔡飞
论文发表刊物:《中国电业》2019年第21期
论文发表时间:2020/4/15
标签：技术论文; 超低论文; 烟尘论文; 系统论文; 烟气论文; 静电论文; 电厂论文; 《中国电业》2019年第21期论文;