湿电经济运行方式探讨与实践

陈铭 张维初 赵宇君 深能合和电力（河源）有限公司

浙能集团在2011 年首次提出燃煤电厂“超净排放”理念，发起了燃煤电厂“近零排放”“超净排放”改造，目前已基本全部改造完成。受到地方政策、企业经营状况、设备基本配置等方面差异的影响，改造路线也存在较大的差异，湿电作为迎合超低排放标准的新产业得以快速的发展，但实际系统配置中，在当前超低排放标准下，湿电并非不可替代。某厂一、二期4 台机组烟气治理系统均配置了湿式电除尘，近年来环保排放指标始终保持在先进水平，具备一定的节能运行优化潜力，我们进行了相关数据收集和试验，初步确定了一套有效的湿电经济运行策略，在今后运行中可为公司节省每年数百万元的运营成本，并为集团在运和新建电厂相关决策提供参考。

1 设备状态分析

1.1 湿电设计功能探讨

我国自超低排放标准执行以来，实现超低排放的技术路线出现百家争鸣的景象，由于除尘器性能的提升和高效脱硫技术的应用，湿电成为了超低排放系统配置中的非必要设备，国内有包括保定电厂在内的很多电厂未配置湿电，粉尘排放依然可保持在较好水平。相比其他系统，湿电虽增加了一定的电耗、水耗，但在治理PM2.5、雾滴浓度、SO3、汞等方面有更高的效用，只是相关效果较难直观监控。

为解决SO3污染问题，美国已有22 个州对燃煤电厂SO3提出了排放限值要求，其中有14 个州的排放限值低于6mg•m-3，弗罗里达州最为严格，排放限值为0.6mg•m-3。德国规定燃煤电厂的SOX排放限值为50mg•m-3。日本将硫酸雾作为颗粒物，按颗粒物的总量进行控制。新加坡规定固定源SO3排放标准为10mg•m-3。国内虽没有新的国家标准推出，但杭州于2018 年已出台地方标准DB3301T 0250-2018《锅炉大气污染排放标准》，其中新建锅炉排放规定：新建锅炉SO3排放小于5mg/Nm3，雾滴小于50mg/Nm3，若不配置湿电则不一定能实现。表1 为某厂3 台机组性能试验中湿电进出口指标情况。

表1 清洁生产目标设置一览表 单位：mg/ Nm3

从表1 可知，两期脱硫除雾器效能较好，湿电入口雾滴浓度指标已低于杭州标准，但SO3排放仅有二期机组可以满足，说明脱硫塔设计性能对SO3指标控制存在较大影响，而湿电的存在，可明显的降低该指标排放效果。另外，PM2.5指标经湿电处理后，也有明显的下降。

1.2 两期烟尘排放控制系统配置介绍

一、二期烟尘排放控制系统配置均为典型的带湿电配置（见图1）。

图1 一期烟尘排放控制系统配置图

详细的系统配置及设备状态比较见表2。

表2 一、二期烟尘排放控制系统配置及设备状态比较

从配置和设备状来看，二期在烟冷器材料防腐性能、干电除尘能力、脱硫岛脱硫及洗尘能力上有明显优势，一期由于烟冷器长期腐蚀、磨损等导致的泄漏故障，引起电除尘电场故障较多，且烟温偏离设计值较大，影响了干电除尘效率，导致脱硫和湿电的除尘需求更大。

1.3 排放情况

表3 为2022 年一、二期4 台机组全年颗粒物排放情况。从表3 可知，4#机在长期未投湿电的情况下，粉尘排放浓度仅2.46mg/Nm3，一期烟囱总排也处于较低状态，排放量和单位浓度均优于各项指标要求，具备经济运行优化潜力。

表3 2022年一、二期4台机组全年颗粒物排放情况

2 经济运行试验及经济性评估

2.1 风险评估

2.1.1 设备腐蚀风险

湿电运行中长期喷入弱碱性循环水，降低酸洗气体排放的同时，降低了烟气的酸腐蚀强度，若全面退出循环水系统，湿电本体、烟道、烟再器等设备防腐压力会有提升。由于系统防腐性能已按耐酸要求设计，且二期烟再器采用氟塑料材质，二期设备腐蚀风险可控。

一期湿电基本采用316L 材质，烟道壳体为碳钢+玻璃丝布防腐，经过多年运行和消缺，防腐能力已可控，但烟再器选用了ND 钢，可能存在腐蚀加剧情况。目前一期烟再器已投产6a 以上，腐蚀情况可控，若仅退出湿电电场，应影响较小，若退出循环水运行，则需对腐蚀情况进行严密监视，另外还需进一步监视确认一期烟囱腐蚀情况。

2.1.2 除雾器及烟再器积灰堵塞风险

若失去湿电洗尘和除雾效果，则进入湿电除雾器和烟再器的粉尘浓度加大，可能存在积灰问题，鉴于湿电入口排放浓度已降至较低水平，按以往经验来看，可在临停或计划检修时进行针对性检查和处理，堵塞风险可控。

2.2 优化方案

鉴于两期设备状况有较大差异，为确保机组排放指标在可控水平，经各部门共同协商后，对两期设备分别制定经济运行方案。

2.2.1 二期方案

退出3#机湿电全部电场和循环水喷淋系统。

保持绝缘室密封风运行，以防止高压绝缘室进入潮气和粉尘，保持电场冷备用。

观察3#机净烟气粉尘排放情况，若小时均值指标高于5mg/Nm3，则投入循环水喷淋，观察是否降低至5mg/Nm3以内；若小时均值指标高于10mg/Nm3，则继续投入一半或全部电场运行。

2.2.2 一期方案

由于2#机干电存在4 个电场无法投运故障， 1#机干电有2个电场无法投运，在双机运行、总排放共同监测控制的情况下，选择1#机先开展试验。

先退出1#机湿电全部电场运行24h 以上，观察烟囱总排和1#机净烟气粉尘排放情况。若烟囱总排出现接近或超过10mg/Nm3情况，则逐步投回1#机湿电，或保持退出部分电场，以维持粉尘排放在5 ～10mg/Nm3之间运行。

若第2 步执行后排放情况均低于5mg/Nm3，则继续退出2#机湿电全部电场运行24h 以上，继续观察2#机净烟气和烟囱总排粉尘排放情况，若烟囱总排出现接近或超过10 mg/Nm3情况，则逐步投回2#机湿电，或保持退出部分电场，以维持粉尘排放在5 ～10 mg/Nm3之间运行。

若第3 步执行后排放情况均低于5mg/Nm3，则继续退出1#机湿电循环水系统，运行24h 以上，继续观察1#机净烟气和烟囱总排粉尘排放情况，若依然可维持在5mg/Nm3以下，则继续退出2#机湿电循环水系统。

保持绝缘室密封风运行，以防止高压绝缘室进入潮气和粉尘，保持电场冷备用。

在1#、2#机烟冷器、干电缺陷消除，干电性能提升后，重新执行上述流程，确定一期湿电经济运行方案。

2.3 试验情况

制定上述优化方案后，在2023 年2 月23 日起，开始开展两期湿电经济运行试验，至3 月1 日，已开展5d 试验。其中3#机效果良好，净烟气粉尘浓度仅从1%上涨至2.5%左右，可保持全部系统停运。一期机组仅开展了多天1#机湿电电场退出试验，但由于时常出现烟囱和1#机净烟气粉尘浓度高于5mg/Nm3情况，下一步试验未继续进行。

2 月28 日14 点前两台机湿电电场和循环水均投入，之后退出1#机湿电电场，由于正好遇到加负荷至两台机满负荷，粉尘排放在15 点达到9.4mg/Nm3，此后维持在4 ～8mg/Nm3之间。由于多天观察确认，一期目前的设备状态下，仅能退出1#机湿电电场，若要进一步退出2#机湿电和循环水系统，则需要待烟冷器和干电缺陷消除后再试验确定可行性。

2.4 初步降耗效果

若实现湿电逐步退出，将从电耗、水耗、设备维护费等方面实现成本控制效果，具体评估如表4。

表4 某厂湿电经济运行降耗效果评估

根据试验情况，现阶段某厂可采用1#机湿电停电场+二期湿电系统全停方案执行，4#机湿电在完成消缺和系统调试后继续保持停运状态，预期可实现降耗成果约230万元/a。目前我厂已计划于2023、2024 年对一期两台机组烟冷器和电除尘进行消缺整治，在设备整治合格后，湿电经济运行可逐步开展全停试验，实现约400 万元/a 的降耗目标。

3 结语

在持续上涨的燃料价格和激烈的电力市场竞争压力下，燃煤电厂正面临严峻的生存危机，降本增效、转型发展是首要任务。

已投产的配套湿电新型百万机组，配置较为先进，设备性能优越，可直接停运湿电，以达到最大的降本增效效果。

已投产配套湿电的60 万及以下等级机组，可通过降低电耗、水耗、药耗等措施，在合理控制排放指标的前提下达到降低成本的目的，但需注意长期监控设备腐蚀和堵塞风险。

停运的湿电设备需做好每年定期检查保养，确保设备长期良好备用，在前级除尘设备异常时可随时投用。

新建燃煤机组，建议先预留湿电基础和布置空间，暂不同步配套湿电设备，通过优化防腐性能和脱硫除尘配置，实现超低排放的同时，降低初投资和运行成本。

若国家出台新的环保排放标准，可对运行方式进行调整，或针对排放指标开展技术改造，以实现新的达标排放。