燃煤電廠超低排放改造后環保設備運行管理

侯 瑞，姜 冉，張志勇，禾志強，郭江源

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

0 引言

2015年12月，國務院常務會議《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》（環發〔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役燃煤機組，全部實現煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/Nm3（基準氧含量6%條件下）的要求[1]。在環保要求越來越嚴峻的形勢下，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。為了探究其原因，通過調查內蒙古西部地區燃煤電廠超低排放改造情況，從煤種的適應性、運行條件、已完成改造機組污染物監測結果等情況來看，排放的煙塵、二氧化硫、氮氧化物污排放濃度均可達到超低排放要求，但是否能長期、穩定、經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有重要關系，燃煤電廠不僅要從技術層面進行加強，更需要從管理角度給予足夠的重視。

1 超低排放改造技術路線

通過對內蒙古西部58家燃煤電廠的超低排放改造進行調查，超低改造技術如圖1所示。煤粉爐NOx超低排放技術基本選擇鍋爐低氮燃燒技術+SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原）脫硝超低改造技術路線[2]；循環流化床鍋爐通過燃燒調整，確保生成NOx質量濃度小于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NOx超低排放。

根據燃煤電廠煤質含硫量的不同，需采用不同的脫硫超低排放改造工藝路線，具體工藝選擇應考慮脫硫超低改造技術與煤種的適應性，同時兼顧經濟性和成熟度。通過調查，內蒙古西部地區燃煤電廠煤粉爐二氧化硫超低改造技術一般采用石灰石-石膏濕法脫硫系統，當煤種干燥基全硫分Std≤1.00%時，脫硫超低改造技術可直接對原塔進行增高、增加噴淋層、增加循環泵等手段進行超低改造，改造費用低、時間短，脫硫效率從95%提高到97%，能達到超低的目的；當煤種干燥基全硫分1.00%＜Std≤2.00%時，脫硫超低技術可選擇旋匯耦合技術、雙托盤技術等來達到超低排放；當煤種干燥基全硫分Std＞2.00%時，脫硫超低技術可選擇單塔雙循環、雙塔雙循環技術來達到超低排放；對于循環流化床鍋爐來說，燃用劣質煤，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，脫硫超低技術選用爐內脫硫+爐外濕法或半干法脫硫各種技術的合理組合，來達到超低排放要求。

圖1 燃煤電廠超低排放改造技術路線

煙塵超低排放改造主要根據煤種灰分含量選擇采用電除塵技術、電袋復合除塵技術和袋式除塵技術等。電除塵技術一般通過電場增容改造、高頻電源改造等方式實現超低改造；電袋復合式除塵技術主要更換使用超細布袋，實現不低于99.9%的除塵效率。當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到煙塵超低排放，同時通過濕法脫硫系統協同除塵達到煙塵濃度超低排放要求。

2 超低排放改造后出現的問題

2.1 脫硝系統超低改造后的問題

2.1.1 鍋爐低氮燃燒

鍋爐低氮燃燒脫硝效果受機組規模、空氣過剩系數、電廠負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，進而影響蒸汽溫度（過熱和再熱氣溫），導致飛灰含碳量明顯升高，CO濃度增加，燃燒效率降低，燃用劣質煤時甚至可能出現火焰穩定性降低，爐膛水冷壁發生嚴重高溫腐蝕等問題[4]。

2.1.2 SCR脫硝超低改造技術

大部分燃煤電廠脫硝系統超低排放改造采用的主要技術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、噴氨系統的優化調整等關鍵問題沒有考慮，導致脫硝系統實際運行中，脫硝反應器出口NOx質量濃度偏差大、氨逃逸質量濃度過高、噴氨不均、流場不均等問題。

2.1.3 SNCR超低改造脫硝技術

循環流化床鍋爐超低改造技術主要采用SNCR脫硝技術，脫硝效率可以達到70%左右。實際運行中存在一些問題，SNCR脫硝技術由于噴氨管道或噴嘴經常出現堵塞現象，爐內脫硝效率下降，嚴重時導致SNCR脫硝系統停用，增加后續脫硝系統壓力，長期超負荷運行，降低了SCR脫硝系統的脫硝效率，出口氮氧化物濃度超標，氨逃逸增大。

2.2 脫硫系統超低排放改造后出現的問題

2.2.1 石灰石－石膏濕法脫硫系統超低改造后出現的問題

（1）脫硫廢水處理系統沒有經過改造，大都利用舊的三聯箱技術，采取的也不是連續運行方式，在運行過程中經常出現故障，需要進行針對性的研究和處理。

（2）脫硫系統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荷較低時水平衡問題尤為突出，常出現溢流、脫硫塔漿液起泡、液位虛假現象，導致除霧器沖洗效果差，引起除霧器壓差增高，嚴重時會出現除霧器堵塞，脫硫系統壓差增高。

（3）脫硫系統吸收塔防腐、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，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，吸收塔漿液氯離子含量偏高，高達20 000 mg/L，導致漿液中毒，加大了石灰石耗量，同時也增加設備電耗，還影響石膏品質。

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

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

（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：系統磨損堵塞問題，脫硫系統吸收塔漿液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標準作為參考，還需要現場運行人員進行不斷摸索，建議根據電廠實際情況制定合適的運行規程。

2.2.2 爐內干法脫硫

為達到脫硫超低排放改造要求，實現SO2不超過35 mg/Nm3的超低排放目標，循環流化床鍋爐超低排放改造技術一般選擇爐內干法脫硫+爐外濕法脫硫相結合的改造方式。這種方式在運行過程中暴露出一些問題，例如：爐內脫硫反應存在滯后現象，并且脫硫劑噴料和煙氣流場不能均勻混合，致使脫硫系統石灰石耗量增加，爐外脫硫系統入口SO2濃度波動較大，鈣硫比超出設計值要求，爐外濕法脫硫響應效果差、引起二氧化硫超標現象發生。脫硫石膏經過化驗石灰石含量有時高達10%左右，造成石灰石浪費嚴重，達不到經濟運行的要求。因此燃煤電廠要做好爐內干法脫硫和爐外濕法脫硫優化運行調整試驗，保證爐內干法脫硫和爐外濕法脫硫能夠有機結合、互相促進。同時根據現場實際情況做好爐內干法脫硫管道和噴嘴的吹掃工作，避免堵塞現象的發生。

2.3 除塵器超低改造后出現的問題

電除塵器和電袋復合除塵器超低改造后，長時間運行后發現：除塵器電場極線、極板沾灰嚴重，導致二次電流偏低，運行期間無法達到額定電壓、電流的情況比較多，袋式除塵器布袋積灰嚴重，系統阻力增高，有時超出設計值要求，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，煙氣自動監控系統）的準確性要求更加嚴格，因此在條件允許的情況下，最好對CEMS進行相應的超低改造，把單點采樣改為網格式采樣方式，以減少由于脫硝系統流場不均引起的氮氧化物濃度分布不均帶來的CEMS在線監測數據偏差。對于脫硫系統，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，采樣管伴熱系統應保證管路內不會發生水蒸氣冷凝或結晶對測試結果造成重大干擾，同時采樣頭也容易腐蝕結垢造成堵塞而影響數據的可靠性和穩定性。建議在日常運行維護過程中，定期對CEMS監測數據的有效性進行比對監測，出現問題及時解決。

3 合理化建議

3.1 設備運行及維護方面的建議

3.1.1 脫硝系統

對于低氮燃燒技術出現的問題，建議燃煤電廠進行煤種適應性研究，對摻燒的煤種進行對比試驗，分析哪種摻燒技術的適應性更好，同時監測SCR入口NOx濃度數據，達到既環保又經濟的效果。針對SCR脫硝系統運行中的問題，建議每年做一次脫硝系統噴氨優化調整試驗，使脫硝噴氨量均勻，脫硝效率增加但氨逃逸量減小，避免SCR反應器出口氨逃逸過大，達到脫硝系統長期穩定經濟運行的目的。對于SNCR+SCR脫硝系統超低改造的機組，建議首先要加強爐內SNCR系統調整，使爐內SNCR脫硝效果達到設計要求，滿足爐外SCR脫硝系統入口氮氧化物濃度的要求。

3.1.2 脫硫系統

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

對于脫硫廢水方面的問題，內蒙古西部地區真正實現脫硫廢水“零排放”的電廠基本沒有，內蒙古國電東勝電廠2019年啟用一套廢水蒸發系統，投資和運行費用高、占地面積大、運行復雜，后續產品氯鹽無法處理，因此脫硫廢水處理方法還需要科研工作者繼續探索。

密度計、pH計出現問題后，首先要通過手工化驗進行比對，顯示數值不準確的要進行校準；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計經常發生故障，就要考慮安裝位置和沖洗方式，在有條件的情況下重新設計安裝位置和沖洗方式。

3.2 技術管理

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

（2）燃煤電廠經過超低排放改造后，應根據最新的標準和導則，編制一套適合超低改造后的電廠運行維護管理規程，同時還應針對超低排放技術的特點，適當調整燃煤電廠日常運營管理法規和規范，針對脫硝、脫硫和除塵過程中參數的控制進行相應調整，達到長期穩定、環保、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。

4 結論

通過對內蒙古西部地區燃煤電廠超低排放改造現狀的調查得出，確保長期穩定地實現電廠污染物超低排放，不僅需要技術方面的支撐，更需要科學合理的管理。