燃煤電廠新排放標準下煙氣治理設施升級改造的探討

摘 要：隨著GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》的頒布與實施，原有燃煤火電廠鍋爐運行狀態和電煤市場供應發生變化，對大氣污染物排放提出新的要求，許多燃煤電廠現有鍋爐NOx排放濃度不能滿足新標準的限值。為了實現新排放標準的要求，本文分析了燃煤電廠煙氣治理設施的現狀，指出了其中存在的問題，最后提出了電除塵和煙氣脫硝升級改造技術。

關鍵詞：燃煤電廠 電除塵 煙氣脫硝 改造

中圖分類號：X701.2 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2013）06（b）-0133-02

隨著國民對環境保護意識的增強，燃煤電廠的污染物排放也愈發的受人們關注。在GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》中規定，時限內燃煤電廠鍋爐NOx排放濃度限值在100 mg/m3，而目前絕大部分燃煤電廠的NOx排放濃度超出新標準中NOx最高允許排放濃度值450 mg/m3。2012年發布了GB3095—2012《環境空氣質量標準》，將PM2.5（細顆粒物）寫入國標，并納入各省市的強制監測范疇，重點區域燃煤電廠將嚴格執行為20 mg/m3排放限值。電除塵器作為大氣污染物細顆粒物治理最重要的設備，但隨著新標準的頒布實施，電除塵器行業面臨著前所未有的壓力和挑戰，僅靠電除塵器本體的常規改進，現有新建、擴建、改建的火電項目絕大多數都難以滿足新的煙塵排放標準要求。可見，燃煤電廠要很好適應新排放標準，需加快對電除塵器與煙氣脫硝技術進行升級改造。

1 燃煤電廠煙氣治理現狀

近些年，燃煤電廠環保設施得到快速發展。2011年，燃煤電廠建設了約98%裝機容量的高效除塵器、約86%裝機容量的脫硫設施、70%左右裝機容量的低氮燃燒器、14%裝機容量的脫硝設施，基本安裝了在線監測系統，對電力生產過程中產生的煙塵、SO2等污染物進行嚴格控制，取得了矚目的成就。然在“十一五”期間的調研和普查中，不少環保設施的運行狀態不夠理想，與設計要求尚有差距，其環保功能未得到充分發揮。以脫硝設施為例，火電機組中有14%容量已經建設有脫硝裝置，其中95%以上采用SCR工藝，“十二五”脫硝設施建設是重點，但技術標準體系尚不完善，也無統一的運行管理技術規范[1]。

目前，電力工業已形成了以高效電除塵器、袋式除塵器和電袋復合除塵器為主的格局，到2010年底，其構成比例大致為：電除塵器約94%、袋式除塵器約5.5%，電袋復合及其它除塵器約0.5%。隨著火電廠大氣污染物排放新標準GB13223-2011的修訂出臺，對除塵設施提出來更高、更嚴的要求，迫切需要加強設施的運行管理和協同控制。

2 煙氣治理設施存在的問題

2.1 電除塵器存在的問題

目前，我國燃煤電廠中的電除塵器規格偏小，按機組投產的時間不同，在執行2003年版排放標準中，煙塵的排放限值分別為200 mg/m3、100 mg/m3、50 mg/m3。電除塵器普遍存在比集塵面積小，電場數少，同時鍋爐排煙溫度偏高，大部分是維持在130 ℃～150 ℃的范圍內。此外，由于市場無序競爭等各種因素的影響，設計電除塵器留有裕量不足，場地受限制，在執行早期排放標準建設的部分機組已經進行了擴容改造，場地被利用，在新建部分的機組時，場地顯得尤為緊張，從而電除塵器的占地面積受到擠壓。

2.2 煙氣脫硝裝置存在的問題

在現有的煙氣脫硝裝置中，最常見的問題是系統泄漏與卸氨速度緩慢。導致液氨泄漏主要來自兩方面原因：一是閥門管道質量不合格或是墊片質量不過關；二是操作失誤導致管路壓力激增從而使承壓器件損壞也會引起泄漏。由于液態氨本身具有極強的親水性，只要輕微的泄漏液氨就會吸收空氣當中的水蒸氣進行產生出較強的酸性，進而會造成周圍的金屬管路、閥門以及容器等被嚴重腐蝕。而導致卸氨速度緩慢的原因是卸氨人員操作不當，在氨罐內壓力尚未處于平衡狀態時便急于進行操作，這樣一來便會造成氨罐內的壓力逆止閥誤動作，并且無法及時回位，從而導致卸氨速度緩慢；此外來自設備自身問題，如管路氣動門故障、壓縮機不正常共組等，導致氣液無法正常分離和排氣不暢，從而影響卸氨速度。卸氨速度緩慢，不但會使操作時間延長，而且還會一定程度上增大卸氨操作的危險性。

3 煙氣治理設施的升級改造

3.1 電除塵器升級改造

針對現有機組電除塵器進行改造，單純的采用擴容辦法來提效，在新標準低排放的要求下是很難達到理想的效果，需要采用開發新技術，在此探討的是電除塵器的隔離振打技術[2]。

電除塵需要選擇合適的振打機構、制度來振打清灰，其振打力度不能過大，周期也不能過短，否則機構會受到破損，同時也造成了二次揚塵。二次揚塵具有極強的附著性，需要更強的振打力度，從而使得電除塵器的性能下降，無法滿足新標準下粉塵顆粒物的排放要求。在電場末端采用隔離振打系統，可以減小振打所產生的二次揚塵損失，促進電除塵器達到更低的排放要求。隔離振打系統的工作原理是通過在電除塵器的尾部安裝一對孔板，一個固定，一個可以移動。在打開狀態下，固定孔板的孔跟可移動孔板上的孔一一對應，當可移動孔板通過提升機械裝置向上移動一個孔的直徑距離后，兩塊孔板將相應的氣流通道關閉，此時為關閉狀態。通過升孔板與打系統聯鎖來實現孔板的關閉和極板振打。如某燃煤鍋爐的2個電除塵器，在電場尾部安裝了隔離振打系統，其除塵效率從原來的62%升到70.5%，出口粉塵的排放濃度從22 mg/m3降至14.75 mg/m3，同時驅進速度也提高了約11%。

3.2 煙氣脫硝技術的改造方向

3.2.1 鍋爐進行低NOx燃燒器改造

在現有的燃煤機組中NOx排放濃度不能滿足新標準，應該遵循“先降后脫”的原則，即先改造低氮燃燒技術，再對煙氣脫硝進行升級改造，從而降低煙氣脫硝的運行成本。低氮燃燒技術的改造是建立在保障鍋爐效率、延長鍋爐設備壽命等基礎上。

3.2.2 確定鍋爐排放NOx濃度

根據電廠所在的地理位置及污染物排放標準中的相關要求，確定其NOx排放濃度的限值。若其濃度限值為100 mg/m3，SCR脫硝工藝采用反應器安裝2層催化劑備用1層的方式。若濃度限值為200 mg/m3時，則采用反應器安裝1層催化劑2層備用的方式。

3.2.3 確定脫硝類型

脫硝類型的確定，需根據鍋爐類型、鍋爐容量、鍋爐使用年限、改造的空間及所要求的排放限值。通常燃煤電廠采用的是低氮燃燒器+SCR的工藝方式，針對小容量機組、循環流化床則采用SNCR+SCR或SC-NR的脫硝工藝。

3.2.4 確定還原劑

目前，最常見的脫硝系統還原劑是液氨、氨水和尿素，通過對還原劑的供應價格、運輸安全域成本、供應品質等綜合的比較來選取最合適的。若采用液氨能夠得到國家或地方的監察部門的審批，那么應先考慮液氨作為還原劑。燃煤電廠使用液氨可以降低企業的運行成本。

3.2.5 SCR反應器的相關設定

燃燒器改造后，應增加50～100 mg/m3的裕度，其為SCR入口NOx濃度設計值。在滿足出口NOx排放濃度的基礎上，原則上來說，SCR反應器單層初裝催化劑脫硝效率設計應≥50%，初裝2層催化劑設計效率應≥75%，全部裝滿催化劑設計脫硝效率應≥80%。其設計阻力應≤1400 Pa、整體漏風≤0.4%，氨逃逸濃度≤2.5 mg/m3，反應器的出入口煙道可以根據其具體布置及粉塵濃度來確定灰斗的設置，若反應器入口粉塵濃度≥50 g/m3，應該設置灰斗，從而減少高灰堵塞或磨損催化劑[3]。

4 結論

綜上所述，燃煤電廠應根據自身煙氣治理設備的具體情況從電除塵器和煙氣脫硝兩方面進行適當的升級改造，才能滿足GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》對污染物的排放提出的新要求。

參考文獻

[1]陳進生.火電廠煙氣脫硝技術—選擇性催化還原法[M].北京：中國電力出版社，2008.

[2]羅如生，廖增安，陳麗艷.滿足新標準采用電除塵新技術改造的應用于分析[J].電力科技與環保，2012（4）.

[3]孟慶慶，李慶.基于國家新頒布污染物排放標準的煙氣脫硝改造技術路線[J].華北電力技術，2013（1）.