侯 瑞，姜 冉，張志勇，禾志強，郭江源

（1.內(nèi)蒙古電力集團綜合能源有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古呼和浩特 010020；2.內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，內(nèi)蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

2015年12月，國務(wù)院常務(wù)會議《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)〔2015〕164號）通知要求，在2020年前全國所有具備超低排放改造條件的現(xiàn)役燃煤機組，全部實現(xiàn)煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/Nm3（基準(zhǔn)氧含量6%條件下）的要求[1]。在環(huán)保要求越來越嚴(yán)峻的形勢下，部分具有條件的燃煤電廠于2015年開始實施超低排放改造工程，改造完成到超低排放運行至今3～5年。經(jīng)過幾年運行過程的考驗，燃煤電廠超低排放改造后，在運行過程中的典型性和普遍性問題逐一顯現(xiàn)。為了探究其原因，通過調(diào)查內(nèi)蒙古西部地區(qū)燃煤電廠超低排放改造情況，從煤種的適應(yīng)性、運行條件、已完成改造機組污染物監(jiān)測結(jié)果等情況來看，排放的煙塵、二氧化硫、氮氧化物污排放濃度均可達(dá)到超低排放要求，但是否能長期、穩(wěn)定、經(jīng)濟高效的保持超低排放運行，與燃煤電廠的日常運行管理與維護(hù)有重要關(guān)系，燃煤電廠不僅要從技術(shù)層面進(jìn)行加強，更需要從管理角度給予足夠的重視。

1 超低排放改造技術(shù)路線

通過對內(nèi)蒙古西部58家燃煤電廠的超低排放改造進(jìn)行調(diào)查，超低改造技術(shù)如圖1所示。煤粉爐NOx超低排放技術(shù)基本選擇鍋爐低氮燃燒技術(shù)+SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原）脫硝超低改造技術(shù)路線[2]；循環(huán)流化床鍋爐通過燃燒調(diào)整，確保生成NOx質(zhì)量濃度小于200 mg/m3，再加裝SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction，選擇性非催化還原）脫硝裝置，實現(xiàn)NOx超低排放。

根據(jù)燃煤電廠煤質(zhì)含硫量的不同，需采用不同的脫硫超低排放改造工藝路線，具體工藝選擇應(yīng)考慮脫硫超低改造技術(shù)與煤種的適應(yīng)性，同時兼顧經(jīng)濟性和成熟度。通過調(diào)查，內(nèi)蒙古西部地區(qū)燃煤電廠煤粉爐二氧化硫超低改造技術(shù)一般采用石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)，當(dāng)煤種干燥基全硫分Std≤1.00%時，脫硫超低改造技術(shù)可直接對原塔進(jìn)行增高、增加噴淋層、增加循環(huán)泵等手段進(jìn)行超低改造，改造費用低、時間短，脫硫效率從95%提高到97%，能達(dá)到超低的目的；當(dāng)煤種干燥基全硫分1.00%＜Std≤2.00%時，脫硫超低技術(shù)可選擇旋匯耦合技術(shù)、雙托盤技術(shù)等來達(dá)到超低排放；當(dāng)煤種干燥基全硫分Std＞2.00%時，脫硫超低技術(shù)可選擇單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)來達(dá)到超低排放；對于循環(huán)流化床鍋爐來說，燃用劣質(zhì)煤，灰分含量高、硫分大、顆粒粒徑較煤粉爐大，排煙溫度普遍較高，脫硫超低技術(shù)選用爐內(nèi)脫硫+爐外濕法或半干法脫硫各種技術(shù)的合理組合，來達(dá)到超低排放要求。

圖1 燃煤電廠超低排放改造技術(shù)路線

煙塵超低排放改造主要根據(jù)煤種灰分含量選擇采用電除塵技術(shù)、電袋復(fù)合除塵技術(shù)和袋式除塵技術(shù)等。電除塵技術(shù)一般通過電場增容改造、高頻電源改造等方式實現(xiàn)超低改造；電袋復(fù)合式除塵技術(shù)主要更換使用超細(xì)布袋，實現(xiàn)不低于99.9%的除塵效率。當(dāng)燃煤電廠煤種灰分含量高時，選擇脫硫后增加濕式電除塵器達(dá)到煙塵超低排放，同時通過濕法脫硫系統(tǒng)協(xié)同除塵達(dá)到煙塵濃度超低排放要求。

2 超低排放改造后出現(xiàn)的問題

2.1 脫硝系統(tǒng)超低改造后的問題

2.1.1 鍋爐低氮燃燒

鍋爐低氮燃燒脫硝效果受機組規(guī)模、空氣過剩系數(shù)、電廠負(fù)荷以及煤種等多種因素影響[3]。與高效燃燒所需的燃燒條件相反，低氮燃燒不利于煤粉的燃燒，進(jìn)而影響蒸汽溫度（過熱和再熱氣溫），導(dǎo)致飛灰含碳量明顯升高，CO濃度增加，燃燒效率降低，燃用劣質(zhì)煤時甚至可能出現(xiàn)火焰穩(wěn)定性降低，爐膛水冷壁發(fā)生嚴(yán)重高溫腐蝕等問題[4]。

2.1.2 SCR脫硝超低改造技術(shù)

大部分燃煤電廠脫硝系統(tǒng)超低排放改造采用的主要技術(shù)措施是把舊的催化劑更換為新的催化劑，或者增加備用層催化劑，改造方法和措施比較簡單，其中煙氣流場的均布、噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整等關(guān)鍵問題沒有考慮，導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)實際運行中，脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度偏差大、氨逃逸質(zhì)量濃度過高、噴氨不均、流場不均等問題。

2.1.3 SNCR超低改造脫硝技術(shù)

循環(huán)流化床鍋爐超低改造技術(shù)主要采用SNCR脫硝技術(shù)，脫硝效率可以達(dá)到70%左右。實際運行中存在一些問題，SNCR脫硝技術(shù)由于噴氨管道或噴嘴經(jīng)常出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，爐內(nèi)脫硝效率下降，嚴(yán)重時導(dǎo)致SNCR脫硝系統(tǒng)停用，增加后續(xù)脫硝系統(tǒng)壓力，長期超負(fù)荷運行，降低了SCR脫硝系統(tǒng)的脫硝效率，出口氮氧化物濃度超標(biāo)，氨逃逸增大。

2.2 脫硫系統(tǒng)超低排放改造后出現(xiàn)的問題

2.2.1 石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)超低改造后出現(xiàn)的問題

（1）脫硫廢水處理系統(tǒng)沒有經(jīng)過改造，大都利用舊的三聯(lián)箱技術(shù)，采取的也不是連續(xù)運行方式，在運行過程中經(jīng)常出現(xiàn)故障，需要進(jìn)行針對性的研究和處理。

（2）脫硫系統(tǒng)水平衡存在較大問題，尤其是采用電石渣做為脫硫劑的電廠和在機組負(fù)荷較低時水平衡問題尤為突出，常出現(xiàn)溢流、脫硫塔漿液起泡、液位虛假現(xiàn)象，導(dǎo)致除霧器沖洗效果差，引起除霧器壓差增高，嚴(yán)重時會出現(xiàn)除霧器堵塞，脫硫系統(tǒng)壓差增高。

（3）脫硫系統(tǒng)吸收塔防腐、凈煙道防腐、煙囪防腐破損和泄漏問題較為普遍，尤其是使用電石渣做為脫硫劑的系統(tǒng)，腐蝕損壞情況更為突出。

（4）利用電石渣代替石灰石作為吸收劑的脫硫系統(tǒng)，吸收塔漿液氯離子含量偏高，高達(dá)20 000 mg/L，導(dǎo)致漿液中毒，加大了石灰石耗量，同時也增加設(shè)備電耗，還影響石膏品質(zhì)。

（5）密度計安裝位置不合理，容易發(fā)生密度計測量管道堵塞，沖洗困難導(dǎo)致測量漿液密度偏差較大，給運行調(diào)整帶來不利。

（6）pH計測量不準(zhǔn)確。pH值是脫硫運行的重要監(jiān)測參數(shù)，pH值不準(zhǔn)給脫硫運行控制帶來很大麻煩，甚至脫硫系統(tǒng)無法正常投運。

（7）部分電廠為了降低成本，采用電石渣代替石灰石作為脫硫劑，運行過程中也存在許多問題，例如：系統(tǒng)磨損堵塞問題，脫硫系統(tǒng)吸收塔漿液pH值難控制問題，亞硫酸鹽氧化困難、吸收塔漿液亞硫酸鹽含量高的問題，石膏脫水困難等一系列問題。至今電石渣代替石灰石作為脫硫劑也沒有相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)作為參考，還需要現(xiàn)場運行人員進(jìn)行不斷摸索，建議根據(jù)電廠實際情況制定合適的運行規(guī)程。

2.2.2 爐內(nèi)干法脫硫

為達(dá)到脫硫超低排放改造要求，實現(xiàn)SO2不超過35 mg/Nm3的超低排放目標(biāo)，循環(huán)流化床鍋爐超低排放改造技術(shù)一般選擇爐內(nèi)干法脫硫+爐外濕法脫硫相結(jié)合的改造方式。這種方式在運行過程中暴露出一些問題，例如：爐內(nèi)脫硫反應(yīng)存在滯后現(xiàn)象，并且脫硫劑噴料和煙氣流場不能均勻混合，致使脫硫系統(tǒng)石灰石耗量增加，爐外脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度波動較大，鈣硫比超出設(shè)計值要求，爐外濕法脫硫響應(yīng)效果差、引起二氧化硫超標(biāo)現(xiàn)象發(fā)生。脫硫石膏經(jīng)過化驗石灰石含量有時高達(dá)10%左右，造成石灰石浪費嚴(yán)重，達(dá)不到經(jīng)濟運行的要求。因此燃煤電廠要做好爐內(nèi)干法脫硫和爐外濕法脫硫優(yōu)化運行調(diào)整試驗，保證爐內(nèi)干法脫硫和爐外濕法脫硫能夠有機結(jié)合、互相促進(jìn)。同時根據(jù)現(xiàn)場實際情況做好爐內(nèi)干法脫硫管道和噴嘴的吹掃工作，避免堵塞現(xiàn)象的發(fā)生。

2.3 除塵器超低改造后出現(xiàn)的問題

電除塵器和電袋復(fù)合除塵器超低改造后，長時間運行后發(fā)現(xiàn)：除塵器電場極線、極板沾灰嚴(yán)重，導(dǎo)致二次電流偏低，運行期間無法達(dá)到額定電壓、電流的情況比較多，袋式除塵器布袋積灰嚴(yán)重，系統(tǒng)阻力增高，有時超出設(shè)計值要求，除塵器整體除塵效率下降，出口煙塵濃度增高。

2.4 超低改造后在線監(jiān)測問題

在超低排放改造后的運行過程中脫硝投入自動控制對CEMS（Continuous Emission Monitoring System，煙氣自動監(jiān)控系統(tǒng)）的準(zhǔn)確性要求更加嚴(yán)格，因此在條件允許的情況下，最好對CEMS進(jìn)行相應(yīng)的超低改造，把單點采樣改為網(wǎng)格式采樣方式，以減少由于脫硝系統(tǒng)流場不均引起的氮氧化物濃度分布不均帶來的CEMS在線監(jiān)測數(shù)據(jù)偏差。對于脫硫系統(tǒng)，由于脫硫出口煙氣濕度較大，采樣管線路盡可能縮短測試距離，采樣管伴熱系統(tǒng)應(yīng)保證管路內(nèi)不會發(fā)生水蒸氣冷凝或結(jié)晶對測試結(jié)果造成重大干擾，同時采樣頭也容易腐蝕結(jié)垢造成堵塞而影響數(shù)據(jù)的可靠性和穩(wěn)定性。建議在日常運行維護(hù)過程中，定期對CEMS監(jiān)測數(shù)據(jù)的有效性進(jìn)行比對監(jiān)測，出現(xiàn)問題及時解決。

3 合理化建議

3.1 設(shè)備運行及維護(hù)方面的建議

3.1.1 脫硝系統(tǒng)

對于低氮燃燒技術(shù)出現(xiàn)的問題，建議燃煤電廠進(jìn)行煤種適應(yīng)性研究，對摻燒的煤種進(jìn)行對比試驗，分析哪種摻燒技術(shù)的適應(yīng)性更好，同時監(jiān)測SCR入口NOx濃度數(shù)據(jù)，達(dá)到既環(huán)保又經(jīng)濟的效果。針對SCR脫硝系統(tǒng)運行中的問題，建議每年做一次脫硝系統(tǒng)噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗，使脫硝噴氨量均勻，脫硝效率增加但氨逃逸量減小，避免SCR反應(yīng)器出口氨逃逸過大，達(dá)到脫硝系統(tǒng)長期穩(wěn)定經(jīng)濟運行的目的。對于SNCR+SCR脫硝系統(tǒng)超低改造的機組，建議首先要加強爐內(nèi)SNCR系統(tǒng)調(diào)整，使?fàn)t內(nèi)SNCR脫硝效果達(dá)到設(shè)計要求，滿足爐外SCR脫硝系統(tǒng)入口氮氧化物濃度的要求。

3.1.2 脫硫系統(tǒng)

對于石灰石濕法脫硫系統(tǒng)采用電石渣作為吸收劑進(jìn)行脫硫過程中出現(xiàn)的許多問題，影響機組長期穩(wěn)定運行還存在很多不確定因素，如系統(tǒng)的堵塞、脫硫pH值不好控制、脫水困難、設(shè)備磨損、氧化效果差等問題一直存在，需進(jìn)行深入研究。

對于脫硫廢水方面的問題，內(nèi)蒙古西部地區(qū)真正實現(xiàn)脫硫廢水“零排放”的電廠基本沒有，內(nèi)蒙古國電東勝電廠2019年啟用一套廢水蒸發(fā)系統(tǒng)，投資和運行費用高、占地面積大、運行復(fù)雜，后續(xù)產(chǎn)品氯鹽無法處理，因此脫硫廢水處理方法還需要科研工作者繼續(xù)探索。

密度計、pH計出現(xiàn)問題后，首先要通過手工化驗進(jìn)行比對，顯示數(shù)值不準(zhǔn)確的要進(jìn)行校準(zhǔn)；pH計本身是易損品，建議做好備品備件的儲備工作。如果密度計、pH計經(jīng)常發(fā)生故障，就要考慮安裝位置和沖洗方式，在有條件的情況下重新設(shè)計安裝位置和沖洗方式。

3.2 技術(shù)管理

（1）超低排放設(shè)施已成為燃煤電廠生產(chǎn)系統(tǒng)必不可少的重要組成部分，要保持超低排放煙氣處理設(shè)施長期穩(wěn)定運行需要多方統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，建立健全超低排放管理機制，要有堅強的組織保證，完善環(huán)境管理制度，加強自主環(huán)境管理。

（2）燃煤電廠經(jīng)過超低排放改造后，應(yīng)根據(jù)最新的標(biāo)準(zhǔn)和導(dǎo)則，編制一套適合超低改造后的電廠運行維護(hù)管理規(guī)程，同時還應(yīng)針對超低排放技術(shù)的特點，適當(dāng)調(diào)整燃煤電廠日常運營管理法規(guī)和規(guī)范，針對脫硝、脫硫和除塵過程中參數(shù)的控制進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整，達(dá)到長期穩(wěn)定、環(huán)保、超低運行，使煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度滿足超低排放指標(biāo)。

4 結(jié)論

通過對內(nèi)蒙古西部地區(qū)燃煤電廠超低排放改造現(xiàn)狀的調(diào)查得出，確保長期穩(wěn)定地實現(xiàn)電廠污染物超低排放，不僅需要技術(shù)方面的支撐，更需要科學(xué)合理的管理。