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    • 火电厂环保设施节能改造技术探索

        摘    要:

        围绕火电厂环保设施能耗、环保设施节能改造技术要点进行研究,并结合实例开展深入探讨。

        1 火电厂环保设施能耗

        脱硫装置能耗。石灰石-石膏湿法属于现阶段我国火电厂广泛采用的脱硫方法,但基于这类脱硫方法的脱硫装置往往会产生大量电耗,这种电耗直接受到脱硫装置的系统阻力、GGH堵塞问题、除雾器结垢与堵塞三方面因素影响。脱硫装置的系统阻力主要包括吸收塔阻力、除雾器阻力、烟道阻力,脱硫装置能耗受到的这类阻力影响必须得到重视;GGH堵塞问题会直接对脱硫装置稳定运行造成影响,并进而提升电耗;除雾器结垢与堵塞会导致运行的阻力增加,脱硫装置能耗同样会随之提升。

        脱硝装置能耗。选择性催化还原脱硝装置属于现阶段性能较为优秀且应用较为广泛的火电厂脱硝装置,具备处理效率较高、温度要求不高等特点,为提升脱硝的效率,选择性催化还原脱硝装置一般会安装2~3层的催化剂。但这类脱硝装置的运行不可避免的会出现较高能耗损失,如风压损失、蒸汽损耗,这类能耗损失同样需要得到重视。

        除尘装置。火电厂电除尘装置具备阻力较小、处理效率高等优势,且能够工作于高温环境、处理体积较大的粉尘。但深入分析可以发现,火电厂电除尘装置会因多方面因素导致能耗提升,如电除尘处理粉尘湿度及温度、电极上的灰尘等,这类因素的应对属于电除尘装置能耗控制的关键所在。

        2 火电厂环保设施节能改造技术要点

        2.1 脱硫装置节能改造技术要点

        在火电厂环保设施节能改造中脱硫装置节能改造属于其中典型,火电厂脱硫系统的能量损耗直接受到多方面因素影响,因此需充分结合每个能耗点优化管理脱硫系统,具体可围绕入炉煤含硫量掺配、脱硫添加剂应用、GGH优化、CEMS测点位置优选四方面入手。

        基于入炉煤含硫量掺配。需采用精心制定掺配煤措施实现入炉煤含硫量均匀性控制,措施的应用需以全年入炉煤含硫量可控为前提,SO2排放在局部时段超标的问题可由此规避。对于高负荷时段入炉煤含硫量需针对性进行控制,以此为脱硫装置能耗控制提供支持。

        基于脱硫添加剂应用。需认识到脱硫添加剂具备的催化氧化作用,CaCO3溶解、SO2直接反应、CaSO3氧化、CaSO4沉淀均可由此受到较为积极影响,同时可实现钙硫比、液气比降低、水分蒸发减少。结合相关调研可了解到,火电厂在应用脱硫添加剂后脱硫效率可显著提升,这使得脱硫添加剂已成为很多电厂脱硫系统日常运行中的规控制手段,如存在0.8%以内的入炉煤含硫量,脱硫厂用电率即可在脱硫添加剂支持下大幅降低,脱硫添加剂的使用成本远低于增加上网电量所取得的效益。

        基于GGH优化。需关注GGH堵塞、结垢问题的处理,以此控制GGH漏风。结合相关实践可了解到,现阶段火电厂无法从根本层面解决脱硫装置GGH积灰结垢问题,脱硫系统因此受到的影响必须得到重视。对于脱硫系统GGH堵塞来说,烟气流速带来的影响较为深远,在除尘器效果差、排烟温度高、尾部烟道漏风率大、锅炉氧量高等情况下,烟气携带烟尘和容积流量会随之增加,浆液携带量会因流速增加而增加,GGH堵塞会在这种情况下加剧。因此必须设法提高除尘效率、降低烟气流速,并同时针对性选用GGH冲洗、吹灰等处理措施。

        基于CEMS测点位置优选。可采用便携式烟气分析仪实测脱硫吸收塔进、出口,以此获得真实的吸收塔脱硫效率,判断CEMS测量精度,并以此开展针对性的标定工作。此外,考虑到烟气流场分布不均带来的影响,且脱硫效率指标会受到CEMS探头安装位置的直接影响,因此CEMS测点位置优选必须开展针对性的比对和试验,以此获得达到最优值的脱硫效率指示,为脱硫装置节能改造提供支持。

        2.2 脱硝设备节能改造技术要点

        火电厂脱硝设备节能改造同样需结合上文论述,考虑到风压损失和蒸汽损耗属于脱硝设备能量损耗主要途径,具体改造也需从两方面入手。由于脱硝设备风压损失多源于催化剂积灰,因此具体的节能改造需围绕烟道设计优化展开,以此减少催化剂积灰的情况。由于蒸汽损耗与液氨加热蒸发及蒸汽吹灰联系紧密,节能改造需优化脱硝设备运转过程中的蒸汽吹灰效率,如引入声波吹灰法,高温蒸汽即可由普通压缩空气取代,蒸汽在吹灰过程中的消耗可由此减少。此外,为控制氨气逃逸率并保证脱硝效率,喷氨量可基于入口烟气NOx浓度开展针对性调整。

        2.3 电除尘器节能改造技术要点

        为减少火电厂电除尘器能耗,针对性的节能改造开展同样需要引起重视,具体改造需设法控制反电晕现象的出现频率。结合实际调研可发现,间歇脉冲供电法已广泛应用于我国各地火电厂,电除尘的效率提升、反电晕情况出现的抑制均可由此实现,而在应用间歇脉冲供电法的过程中还需结合实际情况优选供电方式。在具体实践中,可结合烟气温度变化情况以此保证供电方式选择合理性,同时还需做好电除尘设备维护工作,及时清扫设备积灰,以此有效改善电除尘器性能,更好实现火电厂降耗目标。

        3 实例分析

        3.1 锅炉及环保设施布置和运行情况

        以某火电厂为例,该火电厂锅炉烟气自炉膛出口依次经过省煤器、脱硝装置、空气预热器、静电除尘器、引风机、脱硝装置(石灰石-石膏湿法)、湿式电除尘器、烟气换热器等。结合火电厂锅炉及环保设施布置实际情况进行分析可发现,在机组低负荷运行时火电厂存在处于节能运行模式的环保设施,此时脱硫系统浆液循环泵的投运台数可显著降低,但考虑到脱硫系统和机组的安全运行需要,以及国家规定的环保排放要求,2台浆液循环泵的投运属于火电厂在任何负荷下的底线。

        进一步分析可发现,对处于节能运行模式的环保设施来说,湿式电除尘器与烟气换热器存在基本不变的运行方式,这是由于二者的负荷变化与投运模式不存在关联。对于环保设施处于节能运行模式的火电厂机组来说,在脱硫装置电耗出现小幅减少情况下,湿式电除尘器与烟气换热器的电耗不变,这种情况下环保减排设施将占用更多的厂用电率,从设计角度进行分析可发现,此时火电厂的湿式电除尘器、烟气换热器、脱硝装置存在极大的实际运行能力浪费,电厂煤耗将因此大幅增加,由此催生的能耗问题必须设法解决。

        3.2 锅炉及环保设施改造实践

        由于研究对象火电厂存在呈对称分布模式布置的2台机组,且同时存在应由足够余量的各环保设施设计性能参数,火电厂满足实际运行烟气量110%的处理提供,因此基于原有设计,火电厂的锅炉及环保设施改造需相互连通机组引风机后的烟道,不同机组间的烟气互通可基于针对性改造实现。

        对于均低负荷运行的2台机组来说,如2台机组间的连通门挡板打开或1台机组处于停机状态,此时关闭挡板门#1或挡板门#2,2台机组引风机后的烟气即可通过这一操作并入同一套脱硫装置及其他后续装置内,2台机组的烟气量由此即可由同一套减排设施处理,这不仅能够保证设计条件下的投运设施满负荷运行,另一套减排设施在停运闲置时也能够实现能耗降低。

        3.3 节能效果分析

        在基于图1完成火电厂锅炉及环保设施改造后,在仅需1台机组引风机后的环保设施投运的情况下,可完全停运备用另外一台机组的环保设施。由于火电厂拥有燃煤机组(300MW)2台,且每台脱硫装置满负荷时运行3台浆液循环泵,在火电厂机组低负荷运行时,在无需考虑各系统水耗及辅助设备能耗前提下,脱硫装置本体存在450kW·h的最低每小时节约用电量,烟气换热器本体存在50kW·h的最低每小时节约用电量,湿式电除尘器本体存在100kW·h的最低每小时节约用电量。按照每天12h、每月30天以及0.47元/(kW·h)的上网电价计算,火电厂每月可实现10万元以上的成本节约。

        在火电厂机组低负荷运行中,烟气量合并后的2台机组可同时保证单套环保设施运行条件满足,设计减排能力发挥和环保设施既能达标运行可同时实现,火电厂环保设施的实际利用率也能够同时大幅提升;从安全角度开展进一步分析可发现,在某台机组引风机后环保设施出现故障时,如需进行某项重要维修或无法正常运行,即可采用2台机组烟气运行合并方式,此环保设施可在这种情况下隔离停运,因超标排放而导致整台机组停运的问题可在这种情况下规避,机组运行的可靠性和安全性也可大幅提升。

        从废水产生量及水耗角度进行分析可发现,在同一套环保设施处理合并的2台机组烟气时,停运备用的脱硫装置和湿式电除尘器所需要的冷却水、密封水、冲洗水、补给水等无需使用,火电厂的水耗因此大幅降低,废水产生量也随之降低;综合分析可发现,在火电厂锅炉及环保设施开展上述改造后,对于单台机组启、停机过程中可能出现的污染物超标排放现象,可通过合并2台机组烟气并针对性处理的方式解决,机组超标排放问题的发生几率将大幅下降。

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