北极星大气网讯:摘要: 新的环保政策要求燃煤电厂烟尘排放浓度低于5mg /Nm3 以达到超低排放标准，为达到标准要求，黑龙江某燃煤电厂对其2、3 号机组采用不同路线进行超低排放改造，对不同改造路线进行系统研究，分析各工业除尘改造路线技术原理及特点，并对改造后设备进行性能试验，试验结果表明，2号机组改造烟尘排放浓度为3.46 mg /Nm3，3号机组改造后烟尘排放浓度为3.85mg /Nm3，两种改造路线均可达到5mg /Nm3 的排放限值要求，且设备运行可靠稳定。

　　0 引言

　　2015 年底，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中要求东部地区2017 年前总体完成超低排放改造任务，中部地区在2018 年前基本完成，西部地区在2020 年前完成。要使燃煤机组达到5 mg /m3 或10 mg /Nm3 的超净排放需求，目前改造方法主要为现有除尘器提效改造与脱硫除尘一体化技术改造或增加湿式电除尘装置改造组合方案。黑龙江某燃煤电厂对其2 号( 1×350 MW) 、3 号( 1 × 600 MW) 机组进行超低排放改造。2 号机组锅炉为HG - 1170 /17. 4-YM1 型号亚临界、一次中间再热、自然循环燃煤锅炉，原除尘器为双室四电场静电除尘器，每台炉配两台除尘器，电源为三相工频电源，脱硫工艺采用石灰石—石膏法脱硫工艺，一炉一塔设置。3 号机组锅炉为HG- 2030 /17. 5-YM9 型号亚临界、一次再热全悬吊结构Π 型汽包锅炉。原除尘装置为静电除尘器，双室四电场结构，除尘器电源为三相工频电源，原脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫技术，一炉一塔设置。2 号机组烟尘超低排放改造路线采用电除尘器二、三、四电场脉冲电源改造、脱硫塔后增加湿式电除尘器组合路线，3 号机组超低排放改造路线采用电除尘器一、二电场高频电源改造、三四电场脉冲电源改造、脱硫除尘一体化改造的组合路线。现有超低排放对改造路线评价大多从可行性、经济效益和环境效益方面论述，关于超低排放改造环保设备试验验证较少，且多为单一路线或单一机组，通过对300 MW 和600 MW 机组不同改造技术路线进行系统介绍，对改造后环保设备进行性能试验，并对试验数据进行分析，充分验证了该改造路线的可行性。

　　1 烟尘超低排放改造路线

　　现役除尘器中电除尘器机组容量占已投产燃煤电厂比例约为79. 9%左右，除尘器原设计出口烟尘浓度一般为50 ～ 100 mg /Nm3 左右，电除尘器改造方式有高频电源改造、脉冲电源改造、移动电极改造、电袋改造、低低温改造、烟气调质改造等，对除尘器进行改造后通常除尘器出口烟尘排放浓度可以控制在20～30 mg /Nm3，因此仅对电除尘器进行改造已无法满足5 mg /Nm3 或10 mg /Nm3的超净排放要求，需在原有除尘器提效改造的基础上对后续环保设施进行改造。改造方式通常为脱硫塔脱硫除尘一体化技术改造，或在脱硫系统后增加湿式电除尘装置。

　　1. 1 电除尘器提效改造技术

　　目前应用最多的电除尘器提效改造技术为电源改造技术。通常采用高频电源加脉冲电源组合的改造技术。高频电源采用“工频交流”—“直流”—“逆变交流”—“升压整流”—“高频直流”的能量转变形式，最终可获得4 ～ 40 kHz 的脉动直流波形。高频电源工作频率高、输出纹波小、平均电压电流高、转换效率与功率因数高，高频电源能够在保证荷电强度的同时具有节能效果，适用于处理高浓度烟尘，高频电源难以去除比阻较大的超细烟尘颗粒，因此高频电源，多适用于一、二电场的改造，3 号机组一、二电场电源采用这种方式改造。静电除尘器脉冲电源改造多为直流叠加脉冲形式，在直流电源提供直流高压的基础上，叠加高压脉冲。直流叠加脉冲电源具有很大的电压上升率( μs 级) ，脉冲电压持续时间短，不易触发闪络，峰值电场强度高，除尘效率高，能较好地抑制反电晕现象，脉冲电源的价格较为昂贵，更适用于末级电场的改造工作，2 号机组二、三、四电场和3 号机组三、四电场采用这种方式改造。

　　1. 2 脱硫除尘一体化技术

　　燃煤电厂的脱硫塔大多采用逆向喷淋塔形式，烟气中微细粉尘可以通过吸收区被液滴捕获去除或通过除雾器去除。在吸收区烟气中粉尘与液滴接触，主要通过惯性碰撞，截留、布朗扩散3种作用被捕获。影响吸收区除尘效率的因素主要包括塔内流场、喷淋密度与液气比、液滴雾化性等。目前吸收区提效改造方法主要有增加喷淋层、改造原有喷淋层、增加合金托盘、增设或优化导流板、更换喷嘴或增加喷嘴数量。安装合金托盘或在脱硫入口设置导流板可以优化塔内流场，主要通过对原有喷淋层进行改造或新增喷淋层可以提高喷淋密度与液气比。更换喷嘴或增加喷嘴数量可以提高雾化效果。除雾区主要是依靠重力和惯性撞击作用将液滴从烟气中分离出来。除雾器可分为平板式、屋脊式和管束式3 种。除雾器使用级数大多为1 ～ 4 级，一般而言，级数越大，除雾效率越高，但提高幅度却越来越低，而且压损和成本相应增加。管束式除雾器主要由管束筒体、增速器、分离器、汇流环、导流环等结构组成。细小液滴与颗粒在高速运动条件下凝聚、聚集，从而实现从气相中分离，管束式除雾器通常作为第一级除雾器使用。

　　目前超低排放改造技术多为拆除原有除雾器，新增3～4 级除雾器，第一级除雾器采用管式除雾器，第二级到第四级除雾器采用屋脊式除雾器，可以保证出口雾滴浓度在30 mg /Nm3 以下。脱硫除尘一体化改造技术系统简单，日常运行维护方便，改造工期短，运行费用与投资费用与湿式电除尘器比均较低。3 号机组脱硫塔改造采用脱硫除尘一体化技术，改造增设一层喷淋层，增加装气流均布装置，更换喷淋层所有喷嘴，设置一层管式除雾器和三级屋脊式高效除雾器。

　　1. 3 湿式静电除尘技术

　　湿式电除尘器设置于脱硫设施与烟囱之间，用于去除脱硫后饱和湿烟气中的烟尘、石灰石、石膏胶等细微颗粒。粉尘荷电原理与干式电除尘技术相同，湿式电除尘器是在集尘极上形成连续的水膜，流动水将捕获的粉尘冲刷到灰斗中随水排出。运行阻力小，对微细颗粒物及重金属颗粒脱除效果好，受煤种变化影响较小。湿式电除尘器可同时脱除粉尘和雾滴，且由于没有振打装置，不会产生二次扬尘。按照烟气流动方式可将湿式电除尘器分为贯流式与径流式，贯流式湿式电除尘器阳极板平行于气流方向布置，径流式湿式电除尘器阳极板垂直于气流方向布置。

　　湿式电除尘器运行可靠、稳定，可以保证烟尘排放浓度在5 mg /Nm3 以下，但在原有环保设施的基础上需要额外増加一套装置，系统较为复杂，维护工作量较大，改造工期较长，占地较大，投资费用与运行费用较高。2 号机组改造增加一台湿式电除尘器。

　　2 性能试验

　　2. 1 试验方法

　　对2、3 号机组进行超低排放改造环保设施进行性能试验。2 号机组对电除尘器和湿式电除尘器进行性能试验，3号机组对电除尘器和脱硫塔进行性能试验，试验工况选取机组负荷≥90%负荷时的工况，试验标准依据DL /T 414-2012《火电厂环境监测技术规范》、GB /T 16157-1996《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》、GB /T 13931 - 2002 《电除尘器性能测试方法》、GB /T 21508-2008《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》与GB /T 15187-2017《湿式电除尘器性能测定方法》。测试位置选取在除尘器出入口，脱硫塔出入口，湿式电除尘器出入口烟道断面。除尘器出入口各4 个烟道，脱硫塔出、入口各1 个烟道，湿式电除尘器出入口各1 个烟道。测试位置图见图1、图2。

　　在锅炉负荷、除尘器及脱硫塔运行稳定时，在各个断面采用网格布点法，同时测量烟气量、温度、氧量、湿度，将实测烟气量折算成标准状态、干基、6%O2时的烟气量。使用等速采样法采集烟尘样品，除尘器入口使用滤筒采样，除尘器出口、脱硫塔出、入口及湿式电除尘器出、入口使用滤膜采样，采样前后分别对滤筒、滤膜进行烘干称重，根据取样前后滤筒增重及标况采样体积计算出烟尘浓度。计算本体阻力及除尘效率。

　　详细测试项目、仪器、方法见表1。计算公式见式( 1) ～ ( 4) 。

　　2. 2 试验结果

　　2 号机组电除尘器阻力满足性能保证值，除尘效率满足性能保证值，但出口烟尘浓度未满足设备性能保证值，主要原因是电除尘入口烟尘浓度大于设计入口烟尘浓度。2 号机组湿式电除尘器的本体阻力、除尘效率、出口烟尘浓度均满足设备性能保证值。湿式电除尘入口烟尘浓度比电除尘器出口烟尘浓度低17. 85 mg /Nm3，这部分粉尘的去除主要是由脱硫塔去除。具体试验结果如表2、表3。试验表明2 号机组经过超低排放改造后可以达到烟尘排放浓度≤5 mg /Nm3 的超低排放要求，改造路线可行，效果良好。

　　3 号机组电除尘器本体阻力、除尘效率、出口烟尘浓度均能满足设备性能保证值要求，3号机组吸收塔阻力、出口烟尘浓度均能满足性能保证值。具体试验结果见表4、表5。试验表明3 号机组经过超低排放改造后可以达到烟尘排放浓度≤5mg /Nm3 的超低排放要求，改造路线可行，效果良好。

　　3 结论

　　要达到烟尘的排放小于10 mg /Nm3 或5 mg /Nm3 或更低的排放要求，必须对现役机组除尘设备进行全面升级改造，同时对脱硫塔进行脱硫除尘一体化改造或者增加湿式电除尘器装置，通过对黑龙江某燃煤电厂2、3 号机组超低排放改造性能试验研究表明，电除尘器脉冲电源增加湿式电除尘器改造的组合方式和电除尘器高频电源、脉冲电源改造，脱硫塔脱硫除尘一体化改造的组合方式均可达到烟尘浓度不大于5 mg /Nm3 的排放要求。对于改造工期短，改造占地空间小的机组，可以选用除尘器改造加脱硫除尘一体化改造技术路线，对于系统稳定性要求高，改造占地及工期条件满要求的机组，采用除尘器改造和增加湿式电除尘器技术路线。