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3.2二次除尘技术
颗粒物超低排放技术路线中,二次除尘技术的重点是脱除细微颗粒物,主要为湿法脱硫协同高效除尘、湿式电除尘技术。
3.2.1湿法脱硫协同高效除尘
湿法脱硫协同高效除尘的机理分为浆液洗涤、机械除尘和旋风除尘三种协同除尘方式,其除尘效果均与烟气流速有关。要达到较好的洗涤效果,尘粒需和水滴有足够的相对速度,机械除尘、旋风除尘也均需较高的烟气流速才能达到最好的除尘效果。当机组低负荷运行时,需要注意烟气量减少、流速降低,对湿法脱硫协同高效除尘的影响。
提高脱硫吸收塔的协同除尘作用主要有两条途径:
(1)增加喷淋浆液的洗尘作用,即提高浆液对烟气中粉尘颗粒的吸收效率;
(2)降低脱硫塔出口处的液滴含量,从而降低液滴携带含固量。
3.2.2湿式电除尘
粉尘在电除尘器内荷电的类型分两种:电场荷电和扩散荷电。对于粒径大于1μm的颗粒来说,电场荷电是主要作用,电压的强弱是影响其效果的主要因素;对于粒径小于0.5μm的颗粒来说,扩散荷电是主要作用,电流密度是影响其效果的主要因素;湿式电除尘器采用喷淋清灰,不存在二次扬尘问题,放电极被水浸润后,电子较易溢出,同时电场中充满雾滴,大大增加了亚微米级粒子碰撞带电的概率,提高了对PM2.5的脱除效果。表3为部分案例达标率汇总情况。
表3测试评估案例中,不同机组的灰分变化时,湿式电除尘器均能稳定实现5mg/m3排放。
表3部分案例达标率汇总
图1为浙江某电厂8#机组燃煤灰分与湿式电除尘器烟尘排放浓度的关系。图1表明,浙江某电厂8#机组(容量1000MW)燃煤灰分为8.76%~14.59%,湿式电除尘器出口颗粒物排放浓度随灰分的变化趋势不明显,湿式电除尘器对灰分变化具有很强的适应性。
图1浙江某电厂8#机组燃煤灰分与湿式电除尘器烟尘排放浓度的关系
图2为广东某电厂1#机组湿电进出口烟尘浓度的变化情况。图2表明,广东某电厂1#机组湿式电除尘器的入口浓度在0.19~17.69mg/m3范围波动时,出口颗粒物浓度稳定在1.05mg/m3左右,说明湿式电除尘器对颗粒物的脱除有很好的适应性。
图2广东某电厂1#机组湿电进出口烟尘浓度变化情况
图3为广东某电厂1#机组湿式电除尘器出口烟尘浓度随机组负荷变化。图3表明,广东某电厂1#机组湿式电除尘在30%~100%负荷波动时,湿式电除尘器的颗粒物排放浓度在0.91~1.7mg/m3,波动性不大,较为稳定,湿式电除尘对负荷变化有良好的适应性。
图3广东某电厂1#机组湿式电除尘器出口烟尘浓度随机组负荷变化情况
现场测试统计表明,湿式电除尘器对煤质灰分、入口浓度、负荷变化的工况均具有很好的适应性,在燃煤火电机组多煤种、低负荷运行条件下,湿式电除尘器能稳定实现颗粒物5mg/m3排放的需求,起到终端把关的作用。
截至2015年12月,投运及在建的湿式电除尘器超过400台(套),且有多套1000MW机组投入运行,其中投运的湿式电除尘器超过180台(套),总装机容量超过90000MW。
4结语与展望
4.1结语
低低温电除尘技术可将烟温降至酸露点以下,因而在燃煤火电机组燃用多煤种、变工况运行条件下,更好地解决了电除尘技术的适应性问题。湿式电除尘技术能够适应多煤种(尤其是劣质煤)、变工况下的工况变化,起到终端把关作用。湿法烟气脱硫+湿式电除尘器对于硫酸气溶胶和细颗粒有很高的脱除效率,满足颗粒物超低排放要求的同时,实现PM2.5和硫酸雾的排放控制,并具有部分脱汞功能。
目前,国内超低排放的各项除尘技术不是万能的,需要整个系统的运行配合,例如对于灰分的变化,若超出除尘设备的选型范围,就容易造成排放超标,所以运行中应尽量选用设计煤种或校核煤种,最起码选用与设计煤种、校核煤种相近的煤种。另外,锅炉辅助系统设备的运行也会产生较大影响,如引风机在低负荷运行时处于失速区,若发生抢风,造成除尘设备两侧流量不均,就需要注意设置引风机连通烟箱挡板门,并在此时关闭挡板门。
4.2展望
(1)低低温电除尘及湿式电除尘协同脱除SO3、脱汞技术。在目前条件下,在实现燃煤火电机组颗粒物超低排放之外,还可关注多污染物(SO3、汞)协同脱除技术的应用,进一步对低低温电除尘技术对燃中、低硫煤火电机组SO3及汞的高效脱除,湿式电除尘技术对采用或未采用低低温电除尘技术后的SO3及汞的脱除效率开展深入的工程应用研究。
(2)燃劣质煤火电机组超低排放技术。我国不同地区煤种差异较大,需要考虑燃劣质煤火电机组的超低排放技术路线问题。除应考虑SO2、NOx、颗粒物的超低排放改造外,还需统筹考虑PM2.5、SO3及汞的脱除要求,可能需要采取低NOx燃烧器+SCR+脱SO3+活性炭烟气脱汞(可选项)+高效除尘器+湿法烟气脱硫+湿式电除尘器的技术路线,同时研究低低温电除尘器在燃劣质煤火电机组中的工程应用。
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