燃煤电厂超低排放改造后环保设备运行管理

侯 瑞，姜 冉，张志勇，禾志强，郭江源

（1.内蒙古电力集团综合能源有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010020；2.内蒙古电力科学研究院，内蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

2015年12月，国务院常务会议《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号）通知要求，在2020年前全国所有具备超低排放改造条件的现役燃煤机组，全部实现烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3（基准氧含量6%条件下）的要求[1]。在环保要求越来越严峻的形势下，部分具有条件的燃煤电厂于2015年开始实施超低排放改造工程，改造完成到超低排放运行至今3～5年。经过几年运行过程的考验，燃煤电厂超低排放改造后，在运行过程中的典型性和普遍性问题逐一显现。为了探究其原因，通过调查内蒙古西部地区燃煤电厂超低排放改造情况，从煤种的适应性、运行条件、已完成改造机组污染物监测结果等情况来看，排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物污排放浓度均可达到超低排放要求，但是否能长期、稳定、经济高效的保持超低排放运行，与燃煤电厂的日常运行管理与维护有重要关系，燃煤电厂不仅要从技术层面进行加强，更需要从管理角度给予足够的重视。

1 超低排放改造技术路线

通过对内蒙古西部58家燃煤电厂的超低排放改造进行调查，超低改造技术如图1所示。煤粉炉NOx超低排放技术基本选择锅炉低氮燃烧技术+SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）脱硝超低改造技术路线[2]；循环流化床锅炉通过燃烧调整，确保生成NOx质量浓度小于200 mg/m3，再加装SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，选择性非催化还原）脱硝装置，实现NOx超低排放。

根据燃煤电厂煤质含硫量的不同，需采用不同的脱硫超低排放改造工艺路线，具体工艺选择应考虑脱硫超低改造技术与煤种的适应性，同时兼顾经济性和成熟度。通过调查，内蒙古西部地区燃煤电厂煤粉炉二氧化硫超低改造技术一般采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，当煤种干燥基全硫分Std≤1.00%时，脱硫超低改造技术可直接对原塔进行增高、增加喷淋层、增加循环泵等手段进行超低改造，改造费用低、时间短，脱硫效率从95%提高到97%，能达到超低的目的；当煤种干燥基全硫分1.00%＜Std≤2.00%时，脱硫超低技术可选择旋汇耦合技术、双托盘技术等来达到超低排放；当煤种干燥基全硫分Std＞2.00%时，脱硫超低技术可选择单塔双循环、双塔双循环技术来达到超低排放；对于循环流化床锅炉来说，燃用劣质煤，灰分含量高、硫分大、颗粒粒径较煤粉炉大，排烟温度普遍较高，脱硫超低技术选用炉内脱硫+炉外湿法或半干法脱硫各种技术的合理组合，来达到超低排放要求。

图1 燃煤电厂超低排放改造技术路线

烟尘超低排放改造主要根据煤种灰分含量选择采用电除尘技术、电袋复合除尘技术和袋式除尘技术等。电除尘技术一般通过电场增容改造、高频电源改造等方式实现超低改造；电袋复合式除尘技术主要更换使用超细布袋，实现不低于99.9%的除尘效率。当燃煤电厂煤种灰分含量高时，选择脱硫后增加湿式电除尘器达到烟尘超低排放，同时通过湿法脱硫系统协同除尘达到烟尘浓度超低排放要求。

2 超低排放改造后出现的问题

2.1 脱硝系统超低改造后的问题

2.1.1 锅炉低氮燃烧

锅炉低氮燃烧脱硝效果受机组规模、空气过剩系数、电厂负荷以及煤种等多种因素影响[3]。与高效燃烧所需的燃烧条件相反，低氮燃烧不利于煤粉的燃烧，进而影响蒸汽温度（过热和再热气温），导致飞灰含碳量明显升高，CO浓度增加，燃烧效率降低，燃用劣质煤时甚至可能出现火焰稳定性降低，炉膛水冷壁发生严重高温腐蚀等问题[4]。

2.1.2 SCR脱硝超低改造技术

大部分燃煤电厂脱硝系统超低排放改造采用的主要技术措施是把旧的催化剂更换为新的催化剂，或者增加备用层催化剂，改造方法和措施比较简单，其中烟气流场的均布、喷氨系统的优化调整等关键问题没有考虑，导致脱硝系统实际运行中，脱硝反应器出口NOx质量浓度偏差大、氨逃逸质量浓度过高、喷氨不均、流场不均等问题。

2.1.3 SNCR超低改造脱硝技术

循环流化床锅炉超低改造技术主要采用SNCR脱硝技术，脱硝效率可以达到70%左右。实际运行中存在一些问题，SNCR脱硝技术由于喷氨管道或喷嘴经常出现堵塞现象，炉内脱硝效率下降，严重时导致SNCR脱硝系统停用，增加后续脱硝系统压力，长期超负荷运行，降低了SCR脱硝系统的脱硝效率，出口氮氧化物浓度超标，氨逃逸增大。

2.2 脱硫系统超低排放改造后出现的问题

2.2.1 石灰石－石膏湿法脱硫系统超低改造后出现的问题

（1）脱硫废水处理系统没有经过改造，大都利用旧的三联箱技术，采取的也不是连续运行方式，在运行过程中经常出现故障，需要进行针对性的研究和处理。

（2）脱硫系统水平衡存在较大问题，尤其是采用电石渣做为脱硫剂的电厂和在机组负荷较低时水平衡问题尤为突出，常出现溢流、脱硫塔浆液起泡、液位虚假现象，导致除雾器冲洗效果差，引起除雾器压差增高，严重时会出现除雾器堵塞，脱硫系统压差增高。

（3）脱硫系统吸收塔防腐、净烟道防腐、烟囱防腐破损和泄漏问题较为普遍，尤其是使用电石渣做为脱硫剂的系统，腐蚀损坏情况更为突出。

（4）利用电石渣代替石灰石作为吸收剂的脱硫系统，吸收塔浆液氯离子含量偏高，高达20 000 mg/L，导致浆液中毒，加大了石灰石耗量，同时也增加设备电耗，还影响石膏品质。

（5）密度计安装位置不合理，容易发生密度计测量管道堵塞，冲洗困难导致测量浆液密度偏差较大，给运行调整带来不利。

（6）pH计测量不准确。pH值是脱硫运行的重要监测参数，pH值不准给脱硫运行控制带来很大麻烦，甚至脱硫系统无法正常投运。

（7）部分电厂为了降低成本，采用电石渣代替石灰石作为脱硫剂，运行过程中也存在许多问题，例如：系统磨损堵塞问题，脱硫系统吸收塔浆液pH值难控制问题，亚硫酸盐氧化困难、吸收塔浆液亚硫酸盐含量高的问题，石膏脱水困难等一系列问题。至今电石渣代替石灰石作为脱硫剂也没有相关标准作为参考，还需要现场运行人员进行不断摸索，建议根据电厂实际情况制定合适的运行规程。

2.2.2 炉内干法脱硫

为达到脱硫超低排放改造要求，实现SO2不超过35 mg/Nm3的超低排放目标，循环流化床锅炉超低排放改造技术一般选择炉内干法脱硫+炉外湿法脱硫相结合的改造方式。这种方式在运行过程中暴露出一些问题，例如：炉内脱硫反应存在滞后现象，并且脱硫剂喷料和烟气流场不能均匀混合，致使脱硫系统石灰石耗量增加，炉外脱硫系统入口SO2浓度波动较大，钙硫比超出设计值要求，炉外湿法脱硫响应效果差、引起二氧化硫超标现象发生。脱硫石膏经过化验石灰石含量有时高达10%左右，造成石灰石浪费严重，达不到经济运行的要求。因此燃煤电厂要做好炉内干法脱硫和炉外湿法脱硫优化运行调整试验，保证炉内干法脱硫和炉外湿法脱硫能够有机结合、互相促进。同时根据现场实际情况做好炉内干法脱硫管道和喷嘴的吹扫工作，避免堵塞现象的发生。

2.3 除尘器超低改造后出现的问题

电除尘器和电袋复合除尘器超低改造后，长时间运行后发现：除尘器电场极线、极板沾灰严重，导致二次电流偏低，运行期间无法达到额定电压、电流的情况比较多，袋式除尘器布袋积灰严重，系统阻力增高，有时超出设计值要求，除尘器整体除尘效率下降，出口烟尘浓度增高。

2.4 超低改造后在线监测问题

在超低排放改造后的运行过程中脱硝投入自动控制对CEMS（Continuous Emission Monitoring System，烟气自动监控系统）的准确性要求更加严格，因此在条件允许的情况下，最好对CEMS进行相应的超低改造，把单点采样改为网格式采样方式，以减少由于脱硝系统流场不均引起的氮氧化物浓度分布不均带来的CEMS在线监测数据偏差。对于脱硫系统，由于脱硫出口烟气湿度较大，采样管线路尽可能缩短测试距离，采样管伴热系统应保证管路内不会发生水蒸气冷凝或结晶对测试结果造成重大干扰，同时采样头也容易腐蚀结垢造成堵塞而影响数据的可靠性和稳定性。建议在日常运行维护过程中，定期对CEMS监测数据的有效性进行比对监测，出现问题及时解决。

3 合理化建议

3.1 设备运行及维护方面的建议

3.1.1 脱硝系统

对于低氮燃烧技术出现的问题，建议燃煤电厂进行煤种适应性研究，对掺烧的煤种进行对比试验，分析哪种掺烧技术的适应性更好，同时监测SCR入口NOx浓度数据，达到既环保又经济的效果。针对SCR脱硝系统运行中的问题，建议每年做一次脱硝系统喷氨优化调整试验，使脱硝喷氨量均匀，脱硝效率增加但氨逃逸量减小，避免SCR反应器出口氨逃逸过大，达到脱硝系统长期稳定经济运行的目的。对于SNCR+SCR脱硝系统超低改造的机组，建议首先要加强炉内SNCR系统调整，使炉内SNCR脱硝效果达到设计要求，满足炉外SCR脱硝系统入口氮氧化物浓度的要求。

3.1.2 脱硫系统

对于石灰石湿法脱硫系统采用电石渣作为吸收剂进行脱硫过程中出现的许多问题，影响机组长期稳定运行还存在很多不确定因素，如系统的堵塞、脱硫pH值不好控制、脱水困难、设备磨损、氧化效果差等问题一直存在，需进行深入研究。

对于脱硫废水方面的问题，内蒙古西部地区真正实现脱硫废水“零排放”的电厂基本没有，内蒙古国电东胜电厂2019年启用一套废水蒸发系统，投资和运行费用高、占地面积大、运行复杂，后续产品氯盐无法处理，因此脱硫废水处理方法还需要科研工作者继续探索。

密度计、pH计出现问题后，首先要通过手工化验进行比对，显示数值不准确的要进行校准；pH计本身是易损品，建议做好备品备件的储备工作。如果密度计、pH计经常发生故障，就要考虑安装位置和冲洗方式，在有条件的情况下重新设计安装位置和冲洗方式。

3.2 技术管理

（1）超低排放设施已成为燃煤电厂生产系统必不可少的重要组成部分，要保持超低排放烟气处理设施长期稳定运行需要多方统筹协调，建立健全超低排放管理机制，要有坚强的组织保证，完善环境管理制度，加强自主环境管理。

（2）燃煤电厂经过超低排放改造后，应根据最新的标准和导则，编制一套适合超低改造后的电厂运行维护管理规程，同时还应针对超低排放技术的特点，适当调整燃煤电厂日常运营管理法规和规范，针对脱硝、脱硫和除尘过程中参数的控制进行相应调整，达到长期稳定、环保、超低运行，使烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度满足超低排放指标。

4 结论

通过对内蒙古西部地区燃煤电厂超低排放改造现状的调查得出，确保长期稳定地实现电厂污染物超低排放，不仅需要技术方面的支撑，更需要科学合理的管理。