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摘 要：文中对超低排放系统进行了简要介绍，同时针对超低排放过程中出现的主要问题进行分析，提出调节方法，调节后超低排放运行稳定，且自动调节正常，各项指标都达到了燃机排放标准，不仅为同机组的运行提供相应的解决方法，还对同类机组出现的类似情况具有现实的指导意义。
关键词：超低排放；水平衡；自动调节；解决方法
中图分类号：TP393 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2016）10-0-03
0 引 言
超低排放采用高效协同脱除技术，对原有的脱硝、除尘、脱硫系统进行提效，实现烟气超低排放的目标。通过脱硝系统、管式烟气-烟气换热器（简称GGH）、低低温电除尘、脱硫吸收塔系统、湿式电除尘、烟道除雾器、管式GGH烟气加热器后脱除了绝大部分NOx、SO2、烟尘等有害物质，实现超低排放，使燃煤机组的主要烟气污染物排放指标达到燃气机组排放标准，即SO2不超过35 mg/Nm3、NOx不超过50 mg/Nm3、烟尘不超过5 mg/Nm3的烟气经烟囱排入大气。
1 超低排放流程
超低排放流程如图1所示。
2 湿式电除尘系统
2.1 原理
通过湿电循环水将水雾喷向集尘板，水雾在放电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化；电场力、荷电水雾的碰撞拦截与吸附凝并共同捕集烟尘粒子，最终烟尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集。在集尘极上形成连续的水膜，流动水将捕获的烟尘冲刷到灰斗中随水排出。
湿电配套采用了水循环再利用系统和废水处理系统，不额外增加废水，湿电废水处置后上部清水供吸收塔除雾器冲洗水回用，下部沉淀物由湿电排泥泵打回至吸收塔。
2.2 湿式电除尘循环水系统
湿电水系统由喷淋水系统和循环水处理系统组成。
喷淋水系统：通过合理的管道布置和喷嘴布置，选用适合的喷嘴以确保极板极线的清洗效果。其分为两条供水支路，一条来自补水箱，一条来自循环水箱。
循环水系统：收集粉尘的喷淋水汇集到灰斗，排入排水箱，排水箱上部的水溢流入循环水箱，底部废水通过排水泵排入废水澄清器。循环水箱内的水经过加碱控制，其pH为7-10，通过循环水泵进入湿电。湿电循环水处理系统主要包括循环水箱、循环水泵、自清洗过滤器、湿电工艺水箱、湿电工艺水泵、喷淋回水箱、喷淋回水箱排污泵、储碱罐及加碱泵等。湿电循环水流程图如图2所示。
2.3 湿电废水处理系统
湿电废水回用系统主要包括湿电废水预澄清箱、湿电废水预澄清搅拌器、湿电废水排污泵、除雾器冲洗水箱、除雾器冲洗水泵等。
进入湿电废水排水箱的废水根据设计和设备安全要求将其pH值维持在57之间。湿电废水处理系统流程图如图3所示。
3 管式GGH系统
管式GGH系统设计在提高除尘效率的同时改善烟囱出口“冒白烟”和“石膏雨”的现象。锅炉空预器出口的烟气经管式GGH烟气冷却器降温，然后进入低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机进入吸收塔，吸收塔出口的烟气进入湿式静电除尘器，除尘净化后进入管式GGH烟气加热器升温至80℃后通过烟囱排放。在湿电出口烟道安装水平除雾器，以降低进入管式GGH烟气加热器的烟气雾滴含量，降低烟气对管式GGH烟气加热器的腐蚀。
GGH烟气冷却器的增加降低了烟气温度从而降低了烟尘的比电阻，可有效防止电除尘器内发生电晕，烟气温度降低的同时烟气流速也相应减小，增加在电除尘器内停留的时间，可以更有效地捕获烟尘，从而达到更好的除尘效果。降低到酸露点温度以下的SO3以H2SO4液滴的形式存在，可以吸附于烟尘被一起收集到集尘板，从而除掉大部分SO3。在设计条件下，低低温电除尘系统的SO3脱除率不低于85%，出口烟尘浓度≤17 mg/Nm3。管式GGH热煤水系统流程图如图4所示。
4 超低排放系统主要事故分析
4.1 系统水平衡的影响和相应调整方法
4.1.1 事故介绍和原因分析
因超低排放系统增加，脱硫系统吸收塔液位在机组带负荷时出现水位较高的情况，湿电系统出现循环水、排水箱PH比较接近且排水箱PH大于7使碱量浪费较大的情况。吸收塔液位增加的原因主要包括如下几项：
（1）吸收塔除雾器冲洗水系统增加了一层；
（2）水平烟道除雾器冲洗后废水进入了吸收塔；
（3）湿电废水处理后通过排污泵进入了吸收塔内；
（4）GGH冷却器系统增加使吸收塔入口温度较增加前降低，造成吸收塔的蒸发量减少。
（5）湿式电除尘在电场不投运的情况下，因湿电后端烟道疏水管道设计回到吸收塔，湿电循环在电场不投运的情况下运行时，因负压的影响，携带部分湿电循环水进入吸收塔。
4.1.2 解决方法
为了防止吸收塔液位升高，减少吸收塔的排放量，同时使湿电水循环系统的运行更加经济与安全，故采取如下措施：
（1）根据设计和设备安全的要求，排水箱出口的PH值在57之间，湿电循环水口PH值在710之间，如果湿电系统出现循环水和排水箱PH值比较接近且排水箱PH值大于7使碱量浪费较大的情况时，根据设计湿电补水泵补水量和排水箱的排水量，找出补水和排水量的平衡关系，在循环水箱不溢流的条件下保持循环水箱的高水位，减少循环水箱的补水和排水箱的排水量，使湿电循环水能够充分循环。通过调整后排水箱的PH值在57之间，减少了向吸收塔的排水量。
（2）烟道除雾器采用间歇式冲洗方式，监视烟道除雾器的差压信号，如果烟道除雾器差压没有达到设计值可以减少冲洗的次数和时间。
（3）湿式电除尘在电场不投运的情况下停止湿电循环水和湿电补水泵系统的运行。
4.2 管式GGH系统温度控制方法 4.2.1 原设计温度控制方式
4.2.1.1 烟气冷却器出口烟温自动控制
该自动模式主要为机组和管式GGH在正常运行时所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温高于85℃后，通过烟气冷却器进水调节阀和烟气冷却器进水旁路调节阀控制烟气冷却器的出口烟温在8592℃之间，一般设定在90℃并自动跟踪。
4.2.1.2 烟囱进口烟温自动控制
该自动模式主要为机组低负荷和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气加热器出口烟温未达到设计值时，热媒水通过蒸汽进行加热，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至7572℃）。
由于低负荷时需要热媒水蒸汽加热以保证足够的烟气加热器出口烟温，而此时需要通过加热蒸汽调节阀自动控制开度以满足对烟气加热器出口烟温（也即烟囱进口烟温）的控制要求。
但当管式GGH烟气冷却器进水低于70℃时，为防止水温过低而引起管壁酸蚀，需要优先提高水温，因此烟囱进口烟温暂时不予自动调节，蒸汽调节阀自动跟踪烟气冷却器进水增加开度。当管式GGH烟气冷却器进水低于70℃时，延时5分钟，蒸汽调节阀自动跟踪烟气冷却器进水进行开度调整，直至GGH烟气冷却器进水高于70℃后，恢复到烟气加热器出口烟温（此时自动跟踪烟气加热器出口烟温）。
当步入“热媒水蒸汽加热器蒸汽调节阀自动跟踪烟气加热器出口烟温”时，取管式GGH烟气加热器出口烟气温度（三取平均），当烟气加热器平均出口烟气温度高于目标值（均可设定）时，减小管式GGH热媒水加热蒸汽调节阀开度；当烟气加热器平均出口烟气温度低于目标值时，增加管式GGH热媒水加热蒸汽调节阀开度。
4.2.1.3 管式GGH保温模式
该方式在机组准备停运前且烟气冷却器出口烟温逐渐降至80℃后，用于防止管式GGH烟气冷却器和烟气加热器内的水温低于烟气酸露点温度。控制原则是：全循环时控制烟气冷却器进口水温高于烟气过蚀点或环境空气露点（后循环时控制热媒水蒸汽加热器进水温度高于烟气过蚀点或环境空气露点），一般要求在吸收塔再循环泵和湿电喷淋均未停阶段，至少设定在70℃并保持；在吸收塔再循环泵和湿电喷淋均全停阶段，至少设定在60℃并保持至少4小时以达到烘干烟气加热器管壁的目的。热媒水通过蒸汽进行加热，其采用启动阶段的“全循环保温”或“后循环保温”模式，只是设定温度目标值有所不同。
4.2.2 调整后温度控制方式
根据以上设计的温度控制要求和管道系统设计要求，机组低负荷和管式GGH正常运行，烟气冷却器水温难以大于70℃，且设计未考虑热媒水泵最低流量的安全运行要求。为了保证设备的安全运行并满足温度要求，故改为如下控制方式。
（1）低负荷时控制温度控制方式
在机组低负荷和管式GGH正常运行时，当烟气加热器出口烟温较低时，蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值），热媒水通过蒸汽进行加热，烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口热媒水循环总流量，关闭冷却器进水调节阀，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至7572℃）。
（2）机组负荷稳定后温度自动控制方式
机组和管式GGH正常运行时，当烟气冷却器出口烟温高于85℃时，通过烟气冷却器进水调节阀自动跟踪GGH烟气冷却器出口烟气温度（三取高值），控制烟气冷却器出口烟温在8592℃之间，一般设定在90℃并自动跟踪。烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口热媒水循环总流量。热煤水蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值）。
（3）烟气冷却器旁路调节阀自动控制方式
由于管式GGH为闭式循环系统，为了保证热媒水泵安全运行，进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口循环水总流量，保证系统安全运行时所要求的流量。
5 结 语
通过超低排放水平衡调整，保证脱硫系统吸收塔液位达到设计要求，满足湿电循环水PH值维持在710之间，排水箱PH值在57之间的设计和设备安全要求，同时减少向吸收塔的排水量。
GGH系统通过烟气冷却器进水调节阀自动跟踪GGH烟气冷却器出口烟气温度（三取高值）、烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口循环水总流量和热煤水蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值）相互协调的运行方式保证了设备的安全运行，同时改善了烟囱出口“冒白烟”和“石膏雨”的现象。高负荷时降低了干电入口温度，从而达到更好的除尘效果，使燃煤机组的主要烟气污染物排放指标达到燃气机组排放标准，即SO2不超过35 mg/Nm3、NOx不超过50 mg/Nm3、烟尘不超过5 mg/Nm3。
参考文献
[1]舒英钢.燃煤电厂电除尘技术综述[J].中国环保产业，2013（12）：7-12.
[2]张东辉.庄烨燃煤烟气污染物超低排放技术及经济分析[J].电力建设，2015，36（5）：125-130.
[3]徐金苗，李伟科，樊晓茹.高频电源对电除尘器性能及能耗影响的试验研究[J].电力建设，2013，34（6）：73-77.
[4]陈牧，胡玉清，桂本.利用协同治理技术实现燃煤电厂烟尘超低排放[J].中国电力，2015，48（9）：146-151.
[5]莫华，朱法华，王圣，等.湿式电除尘器在燃煤电厂的应用及其对PM2.5的减排作用[J].中国电力，2013，46（11）：62-65.
[6]朱法华，王临清.煤电超低排放的技术经济与环境效益分析[J].环境保护，2014，42（21）：28-33.
[7]卢泓樾.燃煤机组烟气污染物超低排放研究[J].电力科技与环保，2014，30（5）：8-11.
[8]赵海宝，郦建国，何毓忠，等.低温电除尘关键技术研究与应用[J].中国电力，2014，47（10）：117-121.
[9]刘媛，闫骏，井鹏，等.湿式静电除尘技术研究及应用[J].环境科学与技术，2014，37（6）：83-88.
[10]林朝扶，兰建辉，梁国柱，等.串联吸收塔脱硫技术在燃超高硫煤火电厂的应用[J].广西电力，2013，36（5）：11-15.
关键词：超低排放；水平衡；自动调节；解决方法
中图分类号：TP393 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2016）10-0-03
0 引 言
超低排放采用高效协同脱除技术，对原有的脱硝、除尘、脱硫系统进行提效，实现烟气超低排放的目标。通过脱硝系统、管式烟气-烟气换热器（简称GGH）、低低温电除尘、脱硫吸收塔系统、湿式电除尘、烟道除雾器、管式GGH烟气加热器后脱除了绝大部分NOx、SO2、烟尘等有害物质，实现超低排放，使燃煤机组的主要烟气污染物排放指标达到燃气机组排放标准，即SO2不超过35 mg/Nm3、NOx不超过50 mg/Nm3、烟尘不超过5 mg/Nm3的烟气经烟囱排入大气。
1 超低排放流程
超低排放流程如图1所示。
2 湿式电除尘系统
2.1 原理
通过湿电循环水将水雾喷向集尘板，水雾在放电极形成的强大的电晕场内荷电后分裂进一步雾化；电场力、荷电水雾的碰撞拦截与吸附凝并共同捕集烟尘粒子，最终烟尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集。在集尘极上形成连续的水膜，流动水将捕获的烟尘冲刷到灰斗中随水排出。
湿电配套采用了水循环再利用系统和废水处理系统，不额外增加废水，湿电废水处置后上部清水供吸收塔除雾器冲洗水回用，下部沉淀物由湿电排泥泵打回至吸收塔。
2.2 湿式电除尘循环水系统
湿电水系统由喷淋水系统和循环水处理系统组成。
喷淋水系统：通过合理的管道布置和喷嘴布置，选用适合的喷嘴以确保极板极线的清洗效果。其分为两条供水支路，一条来自补水箱，一条来自循环水箱。
循环水系统：收集粉尘的喷淋水汇集到灰斗，排入排水箱，排水箱上部的水溢流入循环水箱，底部废水通过排水泵排入废水澄清器。循环水箱内的水经过加碱控制，其pH为7-10，通过循环水泵进入湿电。湿电循环水处理系统主要包括循环水箱、循环水泵、自清洗过滤器、湿电工艺水箱、湿电工艺水泵、喷淋回水箱、喷淋回水箱排污泵、储碱罐及加碱泵等。湿电循环水流程图如图2所示。
2.3 湿电废水处理系统
湿电废水回用系统主要包括湿电废水预澄清箱、湿电废水预澄清搅拌器、湿电废水排污泵、除雾器冲洗水箱、除雾器冲洗水泵等。
进入湿电废水排水箱的废水根据设计和设备安全要求将其pH值维持在57之间。湿电废水处理系统流程图如图3所示。
3 管式GGH系统
管式GGH系统设计在提高除尘效率的同时改善烟囱出口“冒白烟”和“石膏雨”的现象。锅炉空预器出口的烟气经管式GGH烟气冷却器降温，然后进入低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机进入吸收塔，吸收塔出口的烟气进入湿式静电除尘器，除尘净化后进入管式GGH烟气加热器升温至80℃后通过烟囱排放。在湿电出口烟道安装水平除雾器，以降低进入管式GGH烟气加热器的烟气雾滴含量，降低烟气对管式GGH烟气加热器的腐蚀。
GGH烟气冷却器的增加降低了烟气温度从而降低了烟尘的比电阻，可有效防止电除尘器内发生电晕，烟气温度降低的同时烟气流速也相应减小，增加在电除尘器内停留的时间，可以更有效地捕获烟尘，从而达到更好的除尘效果。降低到酸露点温度以下的SO3以H2SO4液滴的形式存在，可以吸附于烟尘被一起收集到集尘板，从而除掉大部分SO3。在设计条件下，低低温电除尘系统的SO3脱除率不低于85%，出口烟尘浓度≤17 mg/Nm3。管式GGH热煤水系统流程图如图4所示。
4 超低排放系统主要事故分析
4.1 系统水平衡的影响和相应调整方法
4.1.1 事故介绍和原因分析
因超低排放系统增加，脱硫系统吸收塔液位在机组带负荷时出现水位较高的情况，湿电系统出现循环水、排水箱PH比较接近且排水箱PH大于7使碱量浪费较大的情况。吸收塔液位增加的原因主要包括如下几项：
（1）吸收塔除雾器冲洗水系统增加了一层；
（2）水平烟道除雾器冲洗后废水进入了吸收塔；
（3）湿电废水处理后通过排污泵进入了吸收塔内；
（4）GGH冷却器系统增加使吸收塔入口温度较增加前降低，造成吸收塔的蒸发量减少。
（5）湿式电除尘在电场不投运的情况下，因湿电后端烟道疏水管道设计回到吸收塔，湿电循环在电场不投运的情况下运行时，因负压的影响，携带部分湿电循环水进入吸收塔。
4.1.2 解决方法
为了防止吸收塔液位升高，减少吸收塔的排放量，同时使湿电水循环系统的运行更加经济与安全，故采取如下措施：
（1）根据设计和设备安全的要求，排水箱出口的PH值在57之间，湿电循环水口PH值在710之间，如果湿电系统出现循环水和排水箱PH值比较接近且排水箱PH值大于7使碱量浪费较大的情况时，根据设计湿电补水泵补水量和排水箱的排水量，找出补水和排水量的平衡关系，在循环水箱不溢流的条件下保持循环水箱的高水位，减少循环水箱的补水和排水箱的排水量，使湿电循环水能够充分循环。通过调整后排水箱的PH值在57之间，减少了向吸收塔的排水量。
（2）烟道除雾器采用间歇式冲洗方式，监视烟道除雾器的差压信号，如果烟道除雾器差压没有达到设计值可以减少冲洗的次数和时间。
（3）湿式电除尘在电场不投运的情况下停止湿电循环水和湿电补水泵系统的运行。
4.2 管式GGH系统温度控制方法 4.2.1 原设计温度控制方式
4.2.1.1 烟气冷却器出口烟温自动控制
该自动模式主要为机组和管式GGH在正常运行时所采用的方式。当烟气冷却器出口烟温高于85℃后，通过烟气冷却器进水调节阀和烟气冷却器进水旁路调节阀控制烟气冷却器的出口烟温在8592℃之间，一般设定在90℃并自动跟踪。
4.2.1.2 烟囱进口烟温自动控制
该自动模式主要为机组低负荷和管式GGH正常运行时所采用的方式。当烟气加热器出口烟温未达到设计值时，热媒水通过蒸汽进行加热，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至7572℃）。
由于低负荷时需要热媒水蒸汽加热以保证足够的烟气加热器出口烟温，而此时需要通过加热蒸汽调节阀自动控制开度以满足对烟气加热器出口烟温（也即烟囱进口烟温）的控制要求。
但当管式GGH烟气冷却器进水低于70℃时，为防止水温过低而引起管壁酸蚀，需要优先提高水温，因此烟囱进口烟温暂时不予自动调节，蒸汽调节阀自动跟踪烟气冷却器进水增加开度。当管式GGH烟气冷却器进水低于70℃时，延时5分钟，蒸汽调节阀自动跟踪烟气冷却器进水进行开度调整，直至GGH烟气冷却器进水高于70℃后，恢复到烟气加热器出口烟温（此时自动跟踪烟气加热器出口烟温）。
当步入“热媒水蒸汽加热器蒸汽调节阀自动跟踪烟气加热器出口烟温”时，取管式GGH烟气加热器出口烟气温度（三取平均），当烟气加热器平均出口烟气温度高于目标值（均可设定）时，减小管式GGH热媒水加热蒸汽调节阀开度；当烟气加热器平均出口烟气温度低于目标值时，增加管式GGH热媒水加热蒸汽调节阀开度。
4.2.1.3 管式GGH保温模式
该方式在机组准备停运前且烟气冷却器出口烟温逐渐降至80℃后，用于防止管式GGH烟气冷却器和烟气加热器内的水温低于烟气酸露点温度。控制原则是：全循环时控制烟气冷却器进口水温高于烟气过蚀点或环境空气露点（后循环时控制热媒水蒸汽加热器进水温度高于烟气过蚀点或环境空气露点），一般要求在吸收塔再循环泵和湿电喷淋均未停阶段，至少设定在70℃并保持；在吸收塔再循环泵和湿电喷淋均全停阶段，至少设定在60℃并保持至少4小时以达到烘干烟气加热器管壁的目的。热媒水通过蒸汽进行加热，其采用启动阶段的“全循环保温”或“后循环保温”模式，只是设定温度目标值有所不同。
4.2.2 调整后温度控制方式
根据以上设计的温度控制要求和管道系统设计要求，机组低负荷和管式GGH正常运行，烟气冷却器水温难以大于70℃，且设计未考虑热媒水泵最低流量的安全运行要求。为了保证设备的安全运行并满足温度要求，故改为如下控制方式。
（1）低负荷时控制温度控制方式
在机组低负荷和管式GGH正常运行时，当烟气加热器出口烟温较低时，蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值），热媒水通过蒸汽进行加热，烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口热媒水循环总流量，关闭冷却器进水调节阀，以控制烟囱烟温在80℃左右（环境气温高于25℃时，可适当调低至7572℃）。
（2）机组负荷稳定后温度自动控制方式
机组和管式GGH正常运行时，当烟气冷却器出口烟温高于85℃时，通过烟气冷却器进水调节阀自动跟踪GGH烟气冷却器出口烟气温度（三取高值），控制烟气冷却器出口烟温在8592℃之间，一般设定在90℃并自动跟踪。烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口热媒水循环总流量。热煤水蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值）。
（3）烟气冷却器旁路调节阀自动控制方式
由于管式GGH为闭式循环系统，为了保证热媒水泵安全运行，进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口循环水总流量，保证系统安全运行时所要求的流量。
5 结 语
通过超低排放水平衡调整，保证脱硫系统吸收塔液位达到设计要求，满足湿电循环水PH值维持在710之间，排水箱PH值在57之间的设计和设备安全要求，同时减少向吸收塔的排水量。
GGH系统通过烟气冷却器进水调节阀自动跟踪GGH烟气冷却器出口烟气温度（三取高值）、烟气冷却器进水旁路调节阀自动跟踪烟气加热器入口循环水总流量和热煤水蒸汽加热调节阀自动跟踪烟囱进口烟温（三取低值）相互协调的运行方式保证了设备的安全运行，同时改善了烟囱出口“冒白烟”和“石膏雨”的现象。高负荷时降低了干电入口温度，从而达到更好的除尘效果，使燃煤机组的主要烟气污染物排放指标达到燃气机组排放标准，即SO2不超过35 mg/Nm3、NOx不超过50 mg/Nm3、烟尘不超过5 mg/Nm3。
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