CN105823071B - 一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法 - Google Patents

Abstract

本发明实施例公开了一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，既能够环保达标排放，又能够有效降低火电厂的超洁净排放运营成本、提高火电厂的利润水平。本发明实施例方法包括：调整锅炉中燃煤的燃烧条件；利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对燃煤产生的烟气进行脱硝；根据燃煤的质量选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，并根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫，浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8；根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，并将二次除尘后的烟气进行排放。

Description

一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法

技术领域

本发明涉及电力环保领域，尤其涉及一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法。

背景技术

超洁净排放，也称为“近零排放”或“超低排放”，是指参照天然气电厂排放标准制定的燃煤电厂烟气排放标准，简称为“50355”，即脱硝部分主要控制氮氧化物小于50毫克/立方米、脱硫部分主要控制二氧化硫小于35毫克/立方米、除尘器主要控制烟尘小于5毫克/立方米。

在原来火电厂排放标准GB-13223-2011中，针对沿海发达地区，要求的排放标准为氮氧化物小于100毫克/立方米、二氧化硫小于50毫克/立方米、烟尘小于20毫克/立方米。经过对比可以发现，超洁净排放标准中允许的排放量较低，标准“50355”比标准GB-13223-2011更加严格，为了实现可持续发展，保护环境，需要对火电厂的排放系统进行改造，减少污染物的排放量，达到超洁净排放标准。

现有排放系统在原有排放系统上进行了改造，具体为：脱硝部分改造前由低氮燃烧及SCR(Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原)脱硝设施组成，初装两层催化剂，脱硝设计效率为80％，改造后由以前的两层催化剂增加到三层催化剂，可以满足氮氧化物排放小于50毫克/立方米；脱硫部分改造前由一炉一塔湿法脱硫，设有托盘+3层喷淋层，设计效率为95.67％，改造后喷淋层增加到5层，并由三台浆液循环泵增加到五台浆液循环泵，可以使二氧化硫排放小于35毫克/立方米；除尘装置改造前为双室四电场高效静电除尘器，设计除尘效率为99.7％，改造后增加金属板式湿式电除尘器，可以将烟尘排放小于5毫克/立方米。

然而，在全国火电厂进行超洁净排放改造后，环保投入增大，普遍存在运营成本增加问题，而国家又下调了电厂上网电价，更进一步压缩了电厂的利润水平，不利于火电厂的发展。因此，如何在现有改造的系统上有效降低超洁净排放运营成本、提高火电厂的利润水平，是本专业技术领域工作人员亟待解决的问题。

发明内容

本发明实施例提供了一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，既能够环保达标排放，又能够有效降低火电厂的超洁净排放运营成本、提高火电厂的利润水平。

有鉴于此，本发明第一方面提供一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，可包括：

调整锅炉中燃煤的燃烧条件；

当燃煤燃烧产生的烟气进入脱硝段后，利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对烟气进行脱硝；

当脱硝后的烟气进入第一除尘段后，根据燃煤的质量选择静电除尘器中对应的第一预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；

当一次除尘后的烟气进入脱硫段后，根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，并根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫，浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8；

当脱硫后的烟气进入第二除尘段后，根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，并将二次除尘后的烟气进行排放。

结合本发明实施例的第一方面，在本发明实施例的第一方面的第一种实施方式中，调整锅炉中燃煤的燃烧条件包括：

在确保燃煤充分燃烧的基础上，将锅炉中的供氧量设定为预置门限值；

和/或，

调整锅炉的二次风门，减少锅炉燃烧中心区域的氧量；

和/或，

根据锅炉负荷和/或磨煤机的操作条件选择对应措施调整燃煤的燃烧条件。

结合本发明实施例的第一方面，或本发明实施例的第一方面的第一种实施方式，在本发明实施例的第一方面的第二种实施方式中，第一预置参数包括脱硝入口氮氧化物量、左侧脱硝出口氮氧化物量、右侧脱硝出口氮氧化物量、氨气压力、氨气流量、锅炉负荷、锅炉燃煤用量和锅炉供氧量中至少一个。

结合本发明实施例的第一方面，本发明实施例的第一方面的第一种实施方式或第二种实施方式，在本发明实施例的第一方面的第三种实施方式中，根据燃煤的质量选择静电除尘器中对应的第一预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘包括：

若燃煤的灰分在10％以下，选择静电除尘器中对应的第一电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；

若燃煤的灰分在10％至20％，选择静电除尘器中对应的第二电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘。

结合本发明本发明实施例的第一方面的第三种实施方式，在本发明实施例的第一方面的第四种实施方式中，第一电场运行方式为一电场高频电源按充电比方式运行，二次电压为40千伏至50千伏，二电场按1:2方式运行，电流极限设定为40％至50％，三电场按1:4方式运行，电流极限设定为40％至50％，四电场按1:8方式运行，电流极限设定为50％；

第二电场运行方式为一电场高频电源按自动方式运行，二次电压为50千伏至60千伏，二电场按零方式运行，电流极限设定为50％至60％，三、四电场按1:2方式运行，电流极限设定为50％至60％。

结合本发明实施例的第一方面，本发明实施例的第一方面的第一种实施方式至第四种实施方式中的任意一种，在本发明实施例的第一方面的第五种实施方式中，预置计算参数包括脱硫入口二氧化硫浓度、锅炉烟气量、脱硫效率、石灰石浆液密度和石灰石粉纯度。

结合本发明实施例的第一方面，本发明实施例的第一方面的第一种实施方式至第五种实施方式中的任意一种，在本发明实施例的第一方面的第六种实施方式中，第二预置参数包括脱硫入口硫分和锅炉负荷。

结合本发明实施例的第一方面，本发明实施例的第一方面的第一种实施方式至第六种实施方式中的任意一种，在本发明实施例的第一方面的第七种实施方式中，第三预置参数包括燃煤灰分。

结合本发明实施例的第一方面的第七种实施方式，在本发明实施例的第一方面的第八种实施方式中，根据燃煤灰分选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘包括：

若燃煤灰分在0至5％，则选择第一湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第一湿式除尘器运行方式的二次电流为400毫安至800毫安；

若燃煤灰分在5％至10％，则选择第二湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第二湿式除尘器运行方式的二次电流为600毫安至1000毫安；

若燃煤灰分在10％至15％，则选择第三湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第三湿式除尘器运行方式的二次电流为800毫安至1200毫安；

若燃煤灰分在15％至20％，则选择第四湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第四湿式除尘器运行方式的二次电流为1000毫安至1500毫安。

从以上技术方案可以看出，本发明实施例具有以下优点：

本实施例中，首先通过调整锅炉中燃煤的燃烧条件，可以降低燃煤在燃烧过程中产生的烟气中氮氧化物的含量，其次，当烟气进入脱硝段后，可以利用优化后设有第一预置参数的SCR脱硝自动控制装置对烟气进行脱硝，降低脱硝出口的氮氧化物量，这样既满足环保排放标准，又能够节约脱硝段使用的氨气量，使氮氧化物在催化剂中反应得比较完全，同时减少了氨气逃逸，保证了设备安全；当脱硝后的烟气进入第一除尘段后，可以根据燃煤的质量选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘，这样有针对性地调整静电除尘器的电场运行方式不仅可以达到同样的除尘效果，优化措施也更加节能与量化；当一次除尘后的烟气进入脱硫段后，可以根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，精准的设定方法可以有效避免浆液的浪费，而根据第二预置参数选择优化后的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫，既节能又环保达标排放，浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8，则可以有效减少石灰石粉的耗量；当脱硫后的烟气进入第二除尘段后，根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，经过一、二次除尘后，大大降低了烟气中烟尘的含量，有效确保了烟气的超洁净排放。

附图说明

图1为本发明实施例中降低降低锅炉超洁净排放运营成本的方法一个实施；

图2为本发明实施例中降低降低锅炉超洁净排放运营成本的方法另一实施；

图3为本发明实施例中降低降低锅炉超洁净排放运营成本的方法另一实施。

具体实施方式

本发明实施例提供了一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，既能够环保达标排放，又能够有效降低火电厂的超洁净排放运营成本、提高火电厂的利润水平。

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的实施例能够以除了在这里图示或描述的内容以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

当前我国大气污染形式严峻，“三区十群”等重点区域雾霾频发并日趋严重，火电厂大气污染物高效脱除与协同控制是当前国际能源环境领域的战略性前沿课题之一，也是研究的热点和难点。

为了进一步防治火电厂的烟气排放带来的大气污染，国家制定了新的烟气排放标准，即限制烟气中烟尘、二氧化硫以及氮氧化物这三项污染物的排放浓度。在严格的新环保标准要求下，火电厂需要对锅炉的烟气排放系统进行改造，然而，改造后的系统缺乏整体设计及一体运行优化集成，没有建立适用我国烟气特性的工艺支撑数据，通过烟气净化技术改进优化及系统集成，实现多种污染物节能协同减排，增加了火电厂的运营成本。因此，为实现烟尘、二氧化硫以及氮氧化物的同时超洁净排放，火电厂需要从烟气综合治理出发，通盘考虑，合理选择技术路线，优化设计指标和运行参数，以此达到既能提高脱硝、脱硫以及除尘各个环节相应的脱除效率，又可以降低能耗、物耗以提高超洁净排放的经济可行性。

本发明实施例中，基于现有改造后的排放系统，通过从烟气源头调整锅炉中燃煤的燃烧条件，降低了烟气中氮氧化物的含量，又分别优化了脱硝段、第一除尘段、脱硫段以及第二除尘段的运行参数，更精准地控制了脱硝、脱硫过程中由于化学反应需要的反应量，使得在脱硝段降低了氨气的用量，脱硫段减少了石灰石粉和浆液的供应量，第一除尘段电场运行方式和第二除尘段湿式除尘器运行方式的优化设计则有效降低了电耗，同时，脱硝、脱硫以及除尘效率并没有因此降低，也完全满足环保要求，解决了火电厂降低超洁净排放运营成本的需求，提高了火电厂的利润水平。

为便于理解，下面对本发明实施例中的具体流程进行描述，请参阅图1，本发明实施例中降低锅炉超洁净排放运营成本的方法一个实施例包括：

101、调整锅炉中燃煤的燃烧条件；

燃煤富含碳、氢、氧、氮、硫和磷等元素，是一种非常重要的能源，其种类繁多，储存较为丰富，经济实惠，在火电厂中有较为广泛的应用。然而，燃煤在燃烧过程中产生的烟气含有二氧化硫、氮氧化物和烟尘三种重要的大气污染物，为了满足环保要求，防止火电厂的排放烟气威胁大气污染防治工程，需要对排放的烟气进行一系列的脱硝、除尘以及脱硫处理。在燃煤的过程中，影响氮氧化物生成的影响因素较多，因此，通过调整锅炉中燃煤的燃烧条件，可以从源头降低燃煤在燃烧过程中产生的烟气中氮氧化物的含量。

可以理解的是，本实施例中的燃煤可以包括褐煤、无烟煤以及烟煤中的一种或多种，在实际应用中，也可以采用其它类别的煤种进行结合或单独使用，比如贫煤，只要能够满足火电厂的燃煤要求即可，具体此处不做限定。本实施例中，调整锅炉中燃煤的燃烧条件的具体方式可以为：

在确保燃煤充分燃烧的基础上，将锅炉的供氧量设定为预置门限值；

和/或，

调整锅炉的二次风门，减少锅炉燃烧中心区域的氧量；

和/或，

根据锅炉负荷和/或磨煤机的操作条件选择对应措施调整燃煤的燃烧条件。

可以理解的是，在实际应用中，在确保燃煤充分燃烧的基础上，将锅炉的供氧量设定为预置门限值，既可以保证燃煤燃烧所提供的热量，又不至于造成燃煤燃烧不充分导致的能源浪费，同时，由于氧量过多会导致燃煤燃烧生成较多的氮氧化物，如一氧化氮和二氧化氮，而通过控制锅炉的供氧量，可以减少烟气中氮氧化物的含量；二次风门主要是在燃煤着火后再次送入空气，如辅助风、燃料风和燃尽风，通过调整二次风门，可以控制如辅助风、燃料风和燃尽风的风量，使锅炉内各个区域的氧量不一致，减少锅炉燃烧中心区域的氧量，实现分级燃烧，降低氮氧化物的生成；在增加或减少锅炉负荷、启动或停止磨煤机的操作过程中均可以影响氮氧化物的生成，从而需要根据实际情况采取对应措施调整燃煤的燃烧条件，如锅炉负荷增加时，可以相应增加锅炉的供氧量和锅炉燃煤的用量，锅炉负荷减少时，则相应减少锅炉的供氧量和锅炉燃煤的用量，通过以上这些措施，可以将源头氮氧化物由每300毫克/立方米至400毫克/立方米下降为200毫克/立方米至350毫克/立方米。

需要说明的是，本实施例仅以上述几个例子说明了调整锅炉中燃煤的燃烧条件的具体方式，在实际应用中，还可以采用其它的方式调整锅炉中燃煤的燃烧条件，比如调整锅炉的温度，只要使得调整调整锅炉中燃煤的燃烧条件后，可以从源头降低烟气中氮氧化物的含量即可，具体此处不做限定。

102、利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对燃煤燃烧产生的烟气进行脱硝；

燃煤在锅炉中燃烧产生烟气后，烟气进入脱硝段，可以利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对烟气进行脱硝。

本实施例中的第一预置参数可以包括脱硝入口氮氧化物量、左侧脱硝出口氮氧化物量、右侧脱硝出口氮氧化物量、氨气压力、氨气流量、锅炉负荷、锅炉燃煤用量和锅炉供氧量中至少一个。

在实际应用中，一台锅炉的脱硝装置可以分成左、右侧布置，即锅炉出口的烟气分别经过左、右侧脱硝装置进行脱硝反应，因而左侧和右侧脱硝装置出口的氮氧化物可能不一致，则需要的氨气用量也不一致，将脱硝入口氮氧化物量、左侧脱硝出口氮氧化物量、右侧脱硝出口氮氧化物量、氨气压力、氨气流量、锅炉负荷、锅炉燃煤用量和锅炉供氧量设置至SCR脱硝自动控制装置，通过这些参数之间的的相互联系与预置计算方式，可以在SCR脱硝自动控制装置中自动调节各个参数，使得参数控制比较稳定，可以减少氨气的使用量，而以前的自动调节只是控制锅炉烟囱出口的氮氧化物(实时上传环保局数据)，调节量比较单一，锅炉燃烧波动时造成氮氧化物波动大，控制不稳定，有时氨气用量过大，导致部分氨气无法反应，有时造成氨气逃逸率偏大，氨气逃逸率不稳定，在0.2ppm至2ppm之间，偏动较大，这些情况容易导致氨气反应不完全，有较多的氨气逃逸到锅炉内，进而影响设备的安全。但本实施例可以控制氨气适量，可以保证氨气逃逸率都在0.5ppm以下，有效控制了氨气的逃逸，同时也避免了氨气的浪费，保证了设备安全。ppm是体积浓度表示法，即一百万体积的空气中所含污染物的体积数。

需要说明的是，本实施例中的第一预置参数除了包括上述说明的内容之外，在实际应用中，还可以进一步包括其它的参数，如锅炉的温度等，只要能够在脱硝段可以满足氮氧化物的排放标准，并减少氨气用量即可，具体此处不做限定。

103、根据燃煤的质量选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；

当脱硝后的烟气进入第一除尘段后，可以根据燃煤的质量比如燃煤的灰分，选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘。

104、根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量；

当脱硝后的烟气一次除尘后，进入脱硫段，本实施例采用湿法脱硫，增加喷淋层对烟气进行洗涤，可以使浆液循环泵中的浆液与烟气中的二氧化硫充分发生反应，实现有效脱硫。为了避免浆液的浪费，可以根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量。

本实施例中，预置计算参数可以包括脱硫入口二氧化硫浓度、锅炉烟气量、脱硫效率、石灰石浆液密度和石灰石粉纯度。

在以前的供浆中，一般采用人工根据浆液pH值和脱硫出口二氧化硫浓度进行控制，误差较大，供浆量也不准确，本实施例通过在浆液自动控制系统设置脱硫入口二氧化硫浓度、锅炉烟气量、脱硫效率、石灰石浆液密度和石灰石粉纯度预置计算参数，可以较为准确地计算脱硫所需的浆液量，并通过浆液自动控制系统进行自动控制，及时调整浆液的供应量，可以有效减少人工供浆造成的浪费。

105、根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫；

当除尘后的烟气进入脱硫段，设定浆液自动控制系统的供浆量后，可以根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫，浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8。

在实际应用中，以前浆液循环泵中所使用的浆液的pH值为5.0至5.8，经过试验对比，本实施例中提供的浆液pH值控制在4.5至5.8范围内更为合理，主要是由于石灰石呈碱性，烟气呈酸性，则浆液pH值控制得越低，相应的石灰石粉耗量会减少。

本实施例中，第二预置参数可以包括脱硫入口硫分和锅炉负荷。烟气排放系统改造之后，浆液循环泵增加到5台，可调节余地大，根据锅炉负荷、脱硫入口硫分的多少，可以选择优化后对应的浆液循环泵运行方式启动不同数量的浆液循环泵，达到既节能又环保达标排放。通过实验设计对比，可以得出以下浆液循环泵具体的优化运行表：

表1

如表1所示，根据不同硫分以及不同锅炉负荷可以选择不同数量的浆液循环泵对一次除尘后的烟气进行脱硫处理，例如，当硫分为0.7％、锅炉负荷为320MW，则启动4台浆液将环泵进行脱硫处理，由此可知，选择合适的浆液循环泵运行方式，可以满足不同硫分以及不同锅炉负荷的脱硫需求，同时可以达到节能的效果。在实际应用中，本实施例在设计时，为了保证在各种情况下都能满足环保要求，多设计了一台浆液循环泵作为备用，当有一台泵故障检修时，剩下的泵也可以满足设计要求，所以平时最多只需要用到四台泵。MW是锅炉的功率单位，为兆瓦。

需要说明的是，本实施例仅以上述浆液循环泵运行表说明了浆液循环泵在一些范围的脱硫入口硫分以及锅炉负荷的优化运行方式，在实际应用中，该浆液循环运行表还可以将脱硫硫分以及锅炉负荷的数值进行拓展，也可以进一步包括其它有利于优化浆液循环泵运行的参数，只要浆液循环泵运行数量在优化的合理范围内即可，具体此处不做限定。

106、根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘；

一次除尘后的烟气进入脱硫段脱硫之后，进入第二除尘段，第二除尘段的湿式除尘器一方面使得烟气中烟尘含量达到超低排放要求，另一方面也可以对烟气中携带的重金属、氨气等多污染物进行协同净化，而根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，可以进一步减少电量耗费，达到节能的效果。

本实施例中，第三预置参数可以为燃煤灰分。可以理解的是，在实际应用中，第三预置参数还可以进一步包括其它的参数，如第二除尘段入口的粉尘浓度，只要可以保证烟气在二次除尘后达到超洁净排放的要求，同时降低能耗即可，具体此处不做限定。

本实施例中，根据燃煤灰分选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘的具体方式可以为：

若燃煤灰分在0至5％，则选择第一湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第一湿式除尘器运行方式的二次电流为400毫安至800毫安；

若燃煤灰分在5％至10％，则选择第二湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第二湿式除尘器运行方式的二次电流为600毫安至1000毫安；

若燃煤灰分在10％至15％，则选择第三湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第三湿式除尘器运行方式的二次电流为800毫安至1200毫安；

若燃煤灰分在15％至20％，则选择第四湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，第四湿式除尘器运行方式的二次电流为1000毫安1500毫安。

需要说明的是，本实施例仅以上述几个例子说明了根据燃煤灰分选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘的具体方式，在实际应用中，还可以根据其它参数类别结合或单独试验探索其它实用的湿式除尘器运行方式，只要能够达到环保节能的效果即可，具体此处不做限定。

107、将二次除尘后的烟气进行排放。

当烟气进行脱硝、一次除尘、脱硫以及二次除尘后，可以将达到超洁净排放要求的烟气进行排放。

本实施例中，基于改造后的烟气排放系统，首先可以从烟气源头调整锅炉中燃煤的燃烧条件，降低烟气中大气污染物的含量，其次烟气进入脱硝段，利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对烟气进行脱硝，可以节约脱硝段使用的氨气量，使氮氧化物在催化剂中反应得比较完全，同时可以降低脱硝出口的氮氧化物量，这样既满足环保排放标准，又能减少氨气逃逸，保证设备安全。接着，脱硝后的烟气进入第一除尘段，通过对第一除尘段进行优化处理，通过预置参数选择静电除尘器对应的电场运行方式，可以减少电量损耗，达到节能的效果。随后一次除尘后的烟气进入脱硫段，可以根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，有效避免浆液的浪费，而根据第二预置参数选择优化后的浆液循环泵运行方式对除尘后的烟气进行脱硫，既节能又环保达标排放，浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8，则可以有效减少石灰石粉的耗量。当脱硫后的烟气进入第二除尘段后，根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘，使得最后排放的烟气既达到超洁净排放的环保要求，同时在实现超洁净排放的过程中实现了节能，由此降低了火电厂的运营成本，提高了火电厂的利润水平。

需要说明的是，由于不同燃煤种类质量参差不齐，从而灰分也不相一致，而不同燃煤的掺烧也会导致不同的灰分。由于燃煤的灰分不同，可以选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘，进而影响二次除尘中对应的湿式除尘器运行方式，下面分别进行说明：

一、燃煤的灰分在10％以下：

请参阅图2，本发明实施例中降低锅炉超洁净排放运营成本的方法另一实施例包括：

本实施例中的步骤201至步骤202与图1所示实施例中的步骤101至102相同，此处不再赘述。

203、选择静电除尘器中对应的第一电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；

若燃煤的灰分在10％以下，则可以选择静电除尘器中对应的第一电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘，该第一电场运行方式为：一电场高频电源按充电比方式运行，二次电压为40千伏至50千伏，二电场按1:2方式运行，电流极限设定为40％至50％，三电场按1:4方式运行，电流极限设定为40％至50％，四电场按1:8方式运行，电流极限设定为50％，在此电场运行方式下，本实施例中的静电除尘器的耗电量如表2所示：

表2

在实际应用中，以往的静电除尘器也会根据燃煤的灰分选择对应的电场运行方式，如燃煤的灰分在10％以下时，静电除尘器对应的电场运行方式为：一电场火花整定，电流极限设定为40％至50％，二电场双半波间隙供电1:2，三电场半波间隙供电1:4，四电场半波间隙供电1:4，在此电场运行方式下，除尘器的耗电量如表3所示：

表3

从表2和表3的对比可以看出，当燃煤的灰分在10％以下时，调整优化静电除尘器的电场运行方式后，无论锅炉负荷和灰分怎么变化，本实施例中优化后的静电除尘器电场运行方式节能均至少可以达到75KWh/h，即每小时75千瓦时。MW是锅炉的功率单位，为兆瓦。

本实施例中的步骤204至步骤205与图1所示实施例中的步骤104至105相同，此处不再赘述。

206、根据燃煤灰分选择第一湿式除尘器运行方式或第二湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘；

一次除尘后的烟气脱硫后，进入第二除尘段，由于本实施例中燃煤的灰分在10％以下，因此可以根据燃煤灰分选择第一湿式除尘器运行方式或第二湿式除尘器方式对脱硫后的烟气进行二次除尘。

在实际应用中，本实施例假设以第一湿式除尘器运行方式为模式1，第二湿式除尘器方式为模式2，则模式1的二次电流为400毫安至800毫安，模式2的二次电流为600毫安至1000毫安，即根据燃煤灰分可以选择不同的湿式除尘器运行方式，即模式1或模式2，以此达到环保节能的效果。例如：

表4

如表4所示，根据燃煤灰分不同，可以选择不同的湿式除尘器运行方式，当燃煤灰分在0至5％时，可以选择模式1运行，当燃煤灰分在5％至10％时，则可以选择模式2运行，由于不同模式使用的二次电流不同，则不同模式有不同的耗电量，在以往的湿式除尘器运行方式中，一般厂家建议长期选择模式上述实施例说明的第四湿式除尘器运行方式运行，即在二次电流为1500毫安的条件下进行二次除尘，本实施例则根据不同灰分制定不同的运行方式，及时切换湿式除尘器运行方式，可以达到节能和环保排放两者最优化控制。

本实施例中的步骤207与图1所示实施例中的步骤107相同，此处不再赘述。

本实施例中，锅炉中燃煤的灰分在10％以下，煤质较好，经过调整该燃煤在锅炉中的燃烧条件，可以从烟气源头降低烟气中大气污染物的含量，烟气进入脱硝段后，脱硝段的SCR脱硝自动控制装置设有第一预置参数，可以自动调节氨气的用量控制，减少由于氨气控制不稳定造成的逃逸，有效避免氨气的浪费，烟气经过脱硝后，进入第一除尘段，可以选择静电除尘器中对应的第一电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘，通过对比优化前后静电除尘器的电场运行方式，优化后的第一电场运行方式比以前静电除尘器的电场运行方式消耗电量少，更节能。接着，一次除尘后的烟气进入脱硫段，根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，可以减少人供浆料的浪费，根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式，则可以有效调节浆液循环泵的运行数量，避免不必要的情况下多台浆液循环泵同时运行，一次除尘后的烟气脱硫后，进入第二除尘段进行第二次除尘，根据燃煤灰分不同可以选择第一湿式除尘器运行方式或第二湿式除尘器运行方式，两种湿式除尘器运行方式所使用的二次电流有所不同，可以有效降低电量的耗损。

二、燃煤的灰分在10％至20％：

请参阅图3，本发明实施例中降低锅炉超洁净排放运营成本的方法另一实施例包括：

本实施例中的步骤301至步骤302与图1所示实施例中的步骤101至102相同，此处不再赘述。

303、选择静电除尘中对应的第二电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘；

若燃煤的灰分在10％至20％时，则可以选择静电除尘器中对应的第二电场运行方式对脱硝后的烟气进行一次除尘，该第二电场运行方式为：一电场高频电源按自动方式运行，二次电压为50千伏至60千伏，二电场按零方式运行，电流极限设定为50％至60％，三、四电场按1:2方式运行，电流极限设定为50％至60％，在此电场运行方式下，本实施例中以燃煤灰分在10％至20％为例进行说明静电除尘器的耗电量，如表5所示：

表5

在实际应用中，当燃煤的灰分在10％至20％时，以往的静电除尘器静电除尘器对应的电场运行方式为：一电场火花整定，电流极限设定为60％，二电场火花整定，电流极限设定为50％，三、四电场选择间歇供电模式1:2运行，在此电场运行方式下，以燃煤灰分在10％至20％为例进行说明以往静电除尘器的耗电量，如表6所示：

表6

从表5和表6的对比可以看出，当燃煤的灰分在10％至20％时，调整优化静电除尘器的电场运行方式后，无论机组负荷和灰分怎么变化，本实施例中优化后的静电除尘器电场运行方式节能均至少可以达到50KWh/h，即每小时50千瓦时。MW是锅炉的功率单位，为兆瓦。

本实施例中的步骤304至步骤305与图1所示实施例中的步骤104至105相同，此处不再赘述。

306、根据燃煤灰分选择第三湿式除尘器运行方式或第四湿式除尘器运行方式对脱硫后的烟气进行二次除尘；

一次除尘后的烟气脱硫后，进入第二除尘段，由于本实施例中燃煤的灰分在10％至20％，因此可以根据燃煤灰分选择第三湿式除尘器运行方式或第四湿式除尘器方式对脱硫后的烟气进行二次除尘。

在实际应用中，本实施例假设以第一湿式除尘器运行方式为模式3，第二湿式除尘器方式为模式4，则模式3的二次电流为800毫安至1200毫安，模式4的二次电流为1000毫安至1500毫安，即根据燃煤灰分可以选择不同的湿式除尘器运行方式，即模式3或模式4，以此达到环保节能的效果。例如：

表7

从表7中可以看出，当燃煤灰分在10％至20％之间时，对应选择的湿式除尘器运行方式可以有模式3和模式4，同样的，根据燃煤灰分而选择对应的湿式除尘器运行方式，可以达到节能和环保排放两者最优化控制。

本实施例中的步骤307与图1所示实施例中的步骤107相同，此处不再赘述。

相比于上述实施例，由于本实施例中燃煤的灰分在10％至20％，煤质较差，因此在对烟气进行超洁净排放的处理过程中，第一除尘段静电除尘器的电场运行方式和第二除尘段的湿式除尘器运行方式均有所不同，本实施例在第一除尘段利用的是静电除尘器对应的第二电场运行方式，第二除尘段利用的是第三湿式除尘器运行方式或第四湿式除尘器运行方式，通过调节这些运行方式，最后排放的烟气达到了超洁净排放的标准，也减少了能耗，综合来说，降低了火电厂关于超洁净排放的运营成本，提高了其利润水平。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的产品和方法，可以通过其它的方式实现。以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (8)

1.一种降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，包括：

调整锅炉中燃煤的燃烧条件；

当所述燃煤燃烧产生的烟气进入脱硝段后，利用设有第一预置参数的选择性催化还原SCR脱硝自动控制装置对所述烟气进行脱硝；

当脱硝后的烟气进入第一除尘段后，根据所述燃煤的质量选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对所述脱硝后的烟气进行一次除尘；

当一次除尘后的烟气进入脱硫段后，根据预置计算参数设定浆液自动控制系统的供浆量，并根据第二预置参数选择对应的浆液循环泵运行方式对所述除尘后的烟气进行脱硫，所述浆液循环泵中浆液的pH值为4.5至5.8；

当脱硫后的烟气进入第二除尘段后，根据第三预置参数选择对应的湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘，并将二次除尘后的烟气进行排放。

2.根据权利要求1所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述调整锅炉中燃煤的燃烧条件包括：

在确保所述燃煤充分燃烧的基础上，将所述锅炉的供氧量设定为预置门限值；

和/或，

调整所述锅炉的二次风门，减少所述锅炉燃烧中心区域的氧量；

和/或，

根据锅炉负荷和/或磨煤机的操作条件选择对应措施调整所述燃煤的燃烧条件。

3.根据权利要求1或2所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述第一预置参数包括脱硝入口氮氧化物量、左侧脱硝出口氮氧化物量、右侧脱硝出口氮氧化物量、氨气压力、氨气流量、所述锅炉负荷、锅炉燃煤用量和锅炉供氧量中至少一个。

4.根据权利要求1或2所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述根据所述燃煤的质量选择静电除尘器中对应的预置电场运行方式对所述脱硝后的烟气进行一次除尘包括：

若所述燃煤的灰分在10％以下，选择静电除尘器中对应的第一电场运行方式对所述脱硝后的烟气进行一次除尘，所述第一电场运行方式为一电场高频电源按充电比方式运行，二次电压为40千伏至50千伏，二电场按1:2方式运行，电流极限设定为40％至50％，三电场按1:4方式运行，电流极限设定为40％至50％，四电场按1:8方式运行，电流极限设定为50％；

若所述燃煤的灰分在10％至20％，选择静电除尘器中对应的第二电场运行方式对所述脱硝后的烟气进行一次除尘，所述第二电场运行方式为一电场高频电源按自动方式运行，二次电压为50千伏至60千伏，二电场按零方式运行，电流极限设定为50％至60％，三、四电场按1:2方式运行，电流极限设定为50％至60％。

5.根据权利要求1或2所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述预置计算参数包括脱硫入口二氧化硫浓度、锅炉烟气量、脱硫效率、石灰石浆液密度和石灰石粉纯度。

6.根据权利要求1或2所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述第二预置参数包括脱硫入口硫分和所述锅炉负荷。

7.根据权利要求1或2所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述第三预置参数为燃煤灰分。

8.根据权利要求7所述的降低锅炉超洁净排放运营成本的方法，其特征在于，所述根据燃煤灰分选择对应的湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘包括：

若所述燃煤灰分在0至5％，则选择第一湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘，所述第一湿式除尘器运行方式的二次电流为400毫安至800毫安；

若所述燃煤灰分在5％至10％，则选择第二湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘，所述第二湿式除尘器运行方式的二次电流为600毫安至1000毫安；

若所述燃煤灰分在10％至15％，则选择第三湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘，所述第三湿式除尘器运行方式的二次电流为800毫安至1200毫安；

若所述燃煤灰分在15％至20％，则选择第四湿式除尘器运行方式对所述脱硫后的烟气进行二次除尘，所述第四湿式除尘器运行方式的二次电流为1000毫安至1500毫安。