因為很多的燃煤電站采用單一的鍋爐煙氣治理設(shè)備，所以很難實現(xiàn)煙氣污染物的協(xié)同治理，不易達(dá)到相應(yīng)的環(huán)保要求。通常情況下從業(yè)人員會采用煙氣冷卻設(shè)備、低溫除塵設(shè)備、脫硫設(shè)備及煙囪，如果將上述幾種設(shè)備有效的結(jié)合在一起進行煙氣污染物的治理，那么定會起到很好的治理效果。
引言
要實現(xiàn)燃煤機組的超低排放就要應(yīng)用鍋爐煙氣污染物一體化協(xié)同治理技術(shù)，同時還要使用品質(zhì)良好的煤炭能源，對燃煤電廠現(xiàn)有的環(huán)保設(shè)備進行科學(xué)的評估，綜合考慮電廠節(jié)能降耗、檢修安排等，根據(jù)燃煤電廠的實際運轉(zhuǎn)情況，制定合理的煙氣協(xié)同治理方案，選擇最佳協(xié)同處理技術(shù)。論文在分析煙氣污染物一體化治理技術(shù)經(jīng)濟性的基礎(chǔ)上，分別介紹了燃煤電廠鍋爐煙氣中煙塵、氮氧化物、二氧化硫等的治理技術(shù)，以供相關(guān)人員參考。
1煙氣污染物協(xié)同治理技術(shù)經(jīng)濟性分析
分析煤質(zhì)。以某市燃煤電站為例對鍋爐煙氣污染物一體化協(xié)同處理技術(shù)進行經(jīng)濟性分析，我國對燃煤電站鍋爐煙氣排放量做出了明確規(guī)定，并對多種煙氣治理技術(shù)進行了經(jīng)濟性比較。該市煤炭中含有10.98wt%的灰分，8.62wt%的水分，33.87wt%的揮發(fā)分。除此之外，煤炭中含有C元素3.36wt%，O元素9.lOwt%，N元素0.76wt%，S元素0.65wt%。
制定方案。以某市燃煤電站為例，制定了以下幾種協(xié)同治理方案：一是常規(guī)的治理方案，煙囪出口煙塵排放濃度為35mg/Nm3或為15mg/Nm3，二是協(xié)調(diào)治理方案，煙囪出口煙塵排放濃度為llmg/Nm3。實驗結(jié)果顯示，協(xié)同治理方案比較可行，經(jīng)濟性較好。
經(jīng)濟效益比較。一般情況下，燃煤電站會采用年費計算方法，計算每一機組的經(jīng)濟性。年費的計算公式為： 。其中， 為固定費用率， 是電站的固定成本。年費包括燃料費、電費、水費、設(shè)備維護費用。煙氣污染物協(xié)同治理技術(shù)是在常規(guī)治理方案的基礎(chǔ)上對設(shè)備進行調(diào)整和改良，其應(yīng)用成本低于常規(guī)治理方案，且治理效果較理想，設(shè)備的后期維護成本較低，經(jīng)濟性較好，還提升了燃煤電站煙氣的處理水平。
2燃煤電站鍋爐煙氣污染物一體化治理技術(shù)簡析
2.1煙氣協(xié)同處理技術(shù)
針對常規(guī)的煤粉鍋爐，當(dāng)燃煤及煙氣條件對于電除塵器有利時，可優(yōu)先采用“電除塵器+濕法脫硫高效除塵協(xié)同工藝”，同時考慮在除塵器前設(shè)置煙氣冷卻器，以降低煙氣溫度，提高除塵效率;電除塵器本體可采用小分區(qū)供電、電場擴容及高效電源等其他輔助技術(shù)，使電除塵器出口煙塵質(zhì)量濃度小于20mg/Nm3，然后協(xié)同利用濕法脫硫裝置的除塵作用使煙塵質(zhì)量濃度低于5mg/Nm3。
上文中介紹的技術(shù)路線對于濕法脫硫裝置的綜合除塵效率要求較高，實施時需要科學(xué)、客觀、準(zhǔn)確的評估濕法脫硫裝置的綜合除塵效率，根據(jù)具體實測的綜合除塵效率和脫硫裝置改造擬達(dá)到的綜合除塵效率，確定除塵器出口煙塵排放質(zhì)量濃度，進行綜合技術(shù)經(jīng)濟性比較，選擇最佳的技術(shù)路線。
當(dāng)采用上述技術(shù)路線無法滿足要求時，應(yīng)考慮在濕法脫硫后增加濕式電除塵器，即采用“除塵器+濕法脫硫裝置+濕式電除塵器”技術(shù)路線。
如機組原配備電除塵器，一般對原電除塵器進行適當(dāng)?shù)母脑欤蛊涑隹跓焿m質(zhì)量濃度低于30mg/Nm3，濕法脫硫裝置出口煙塵質(zhì)量濃度要小于20mg/Nm3，再利用濕式電除塵器使出口煙塵質(zhì)量濃度不大于5mg/Nm3。
2.2燃煤發(fā)電站應(yīng)采用先進的低氮燃燒技術(shù)
對于褐煤、煙煤和貧煤鍋爐，采用低氮燃燒技術(shù)，可使?fàn)t膛出口煙氣氮氧化物質(zhì)量濃度分別控制在約200mg/Nm3、300mg/Nm3、500mg/Nm3以下，再利用SCR煙氣脫硝技術(shù)控制到50mg/Nm3以下。對于無煙煤鍋爐，采用低氮燃燒和摻燒等技術(shù)，可將爐膛出口的氮氧化物質(zhì)量濃度控制在800mg/Nm3左右，再采用爐膛型SNCR煙氣脫硝技術(shù)進一步降至500mg/Nm3以下，最后利用SCR煙氣脫硝技術(shù)實現(xiàn)50mg/Nm3的控制目標(biāo)。
對于中、低負(fù)荷下省煤器出口煙氣溫度低于煙氣脫硝最低連續(xù)運行噴氨溫度的機組，可通過改變鍋爐的燃燒運行方式、增設(shè)省煤器煙氣旁路、兩段式省煤器、省煤器水旁路、給水加熱等措施，來提高脫硝裝置低負(fù)荷下的運行煙氣溫度。新建燃煤發(fā)電機組設(shè)計時應(yīng)滿足SCR煙氣脫硝裝置在機組低負(fù)荷下投運溫度的要求。
2.3二氧化硫的治理技術(shù)
對于原脫硫裝置設(shè)計裕量較大，實際燃煤品質(zhì)可控的燃煤發(fā)電機組，宜優(yōu)選控煤措施，控制燃煤硫分，同時配合脫硫增效技術(shù)，使SO2排放質(zhì)量濃度降至35mg/Nm3以下。對于設(shè)置回轉(zhuǎn)式GGH的原脫硫裝置，為降低原煙氣至凈煙氣的SO2泄漏，可采用無泄漏水媒式GGH(WGGH)或者其他凈煙氣加熱措施替代原回轉(zhuǎn)式GGH，經(jīng)環(huán)保部門許可，也可取消回轉(zhuǎn)式GGH，并對濕煙囪進行防腐改造。
對于采用石灰石-石膏濕法工藝的燃煤發(fā)電機組，煙氣中SO2質(zhì)量濃度不大于4000mg/Nm3時，宜通過對原石灰石-石膏濕法脫硫吸收塔優(yōu)化設(shè)計，提高吸收塔液氣比或者增強氣液傳質(zhì)等措施，利用單塔單循環(huán)技術(shù)使SO2排放質(zhì)量濃度達(dá)到35mg/Nm3以下。但煙氣中SO2質(zhì)量濃度大于4000mg/Nm3時，宜采用雙塔雙循環(huán)技術(shù)，使SO2排放質(zhì)量濃度降至35mg/Nm3以下。
2.4環(huán)保改造配套煙氣余熱利用技術(shù)
煙氣余熱利用是在空氣預(yù)熱器之后、脫硫塔之前的煙道內(nèi)布置煙氣冷卻器，回收煙氣余熱，降低煙氣溫度?；厥盏臒煔庥酂峥捎糜诩訜釞C組凝結(jié)水、入爐冷空氣、城市熱網(wǎng)回水、濕法脫硫出口凈煙氣等。對于配置電除塵的燃煤發(fā)電機組，宜把煙氣冷卻器布置在除塵器之前，根據(jù)煤質(zhì)特點和除塵器性能要求，將煙氣溫度降低到90℃左右;對于采用無泄漏水媒式WGGH的燃煤發(fā)電機組，根據(jù)實際煙氣溫度情況，宜采用低壓省煤器+WGGH聯(lián)合工藝系統(tǒng)，提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能的同時，兼顧設(shè)備的經(jīng)濟性，以降低燃煤電廠在煙氣除塵方面的資金投入。
結(jié)束語
總而言之，在國家大力提倡節(jié)能環(huán)保、降耗的前提下，燃煤電廠要不斷優(yōu)化鍋爐的運行狀況，對鍋爐煙氣實施煙氣污染物一體化協(xié)同治理技術(shù)，而且要同步進行除塵、脫硫、脫硝等多項環(huán)保設(shè)備的改造，統(tǒng)籌考慮各單項工藝路線的選擇與應(yīng)用，對具備條件的機組，可同步進行煙道流場優(yōu)化、引風(fēng)機或增壓風(fēng)機的合并擴容，以及煙氣余熱利用設(shè)備的改造，使整個系統(tǒng)在滿足環(huán)保要求的條件下，確保燃煤電廠安全、平穩(wěn)的運行，實現(xiàn)鍋爐設(shè)備改造后燃煤電廠綜合效益的提升。
來源:《電力設(shè)備》 作者:安巖
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