摘要：燃煤电厂锅炉污染物排放是造成大气污染的主要原因之一，近年来，国家投入巨额资金大力开展工业点源特别是燃煤电厂的污染治理工作，要求燃煤锅炉达到地方污染物特别排放限值(超低排放)要求。鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究提出了一些建议，仅供参考。
关键词：电厂烟气存在的问题；脱硝、脱硫和除尘系统改造；研究
引言
为了实现“节能减排、绿色发展”等国家环保要求，电厂需要进行相应的升级和改造，对于本文中研究的电厂机组脱硝、除尘系统进行超低排放改造，改造后的机组产生的烟气中的主要污染物的排放浓度都不高于燃机的排放指标，在脱硝超低排放改造中使用的还是SCR脱硝工艺，进行除尘超低排放改造时，使用的是增加立式湿法电除尘装置，从而能够达到相应的改造目的。
1、电厂系统改造的重要性
随着我国社会经济的发展，能源的消耗量以及需求量在不断增加，人们生活水平的提高对电能的需求量也在不断上升，而我国主要供电的方式是以燃煤为主的火力发电，这就需要消耗大量的煤炭资源，并且对生态环境产生了极大的影响。本文的研究中主要分析了脱硝、脱硫以及除尘的应用，对相关改造方案进行了相应的分析，结合某电厂的实际情况，选了使用较为普遍、技术比较成熟的SCR脱硝、除尘技术。其中主要研究的内容有烟气脱硝中的还原剂的选择使用、脱硝反应器增加和其他相关配套设施布置方式以及湿式电除尘器的选型等，通过对该电厂机组进行相应的超低排放改造后，进行相应的性能分析，监测到相关污染物的排放都能够达到超低排放标准的要求，从而有效达到热电联产机组超低排放改造的目的。
2、改造前烟气处理各装置概况及运行中存在的问题
2.1脱硝装置
脱硝技术方案是采用尿素水解法制备脱硝还原剂氨水，氨水按照一定的速度喷射进带有催化剂的烟气反应设备中，烟气中氮氧化物和氨水中的氨发生化学还原反应，进而得到脱销，还原成氮气和水。烟气停留时间和氨水的喷射量是脱硝效率的主要影响因素。由机组脱硝装置自行监测数据可知，改造前，脱硝效率能满足现有标准要求，但不能达到超低排放要求。主要原因为：①原有催化剂的高度不能满足脱硝效率的要求；②喷氨装置还需要进一步改进，进一步加大氨的喷射量；③稀释风采用的是热一次风，易造成堵塞。
2.2除尘装置
改造前，机组使用两台卧式双室六电场静电除尘器，烟气出口烟粉尘基本上浓度都控制在30mg/m3以下，除尘效率>99%，但外排烟尘仍不能满足超低排放要求。主要原因为：静电除尘器去除细小的颗粒物有一定局限性，尤其是对于粒径在01μm～1.0μm的烟尘其除尘效果表现更低。
2.3脱硫装置
在塔体底部直接布置浆液池，在塔体上部设置四层喷淋层。改造前机组脱硫出口S02浓度基本稳定在50mg/Nm3～200mg/Nm3范围之内，脱硫效率不低于95%，排放出口S02能达标排放，但不能满足未来超低排放要求。主要原因为：①吸收塔喷淋层母管和支管因施工质量差，存在喷嘴严重磨损及少量脱落，影响脱硫安全稳定运行；②吸收塔氧化风机设计压头偏小，尤其经长期运行后，故障频繁，效率下降，轴承温度高，对脱硫系统影响较大；③塔外循环管存在局部磨损严重，在循环泵出口大小头及弯头变径处经常发生漏浆现象；④自脱硫投运以来，脱硫废水直排入灰浆池，废水系统一直未投运，且相关管道设施已腐蚀损坏。
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3、电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造的研究
3.1细微颗粒物脱除技术
燃煤电厂的粉尘排放对大气环境的危害性巨大，目前电厂的控制措施甚多，且各有优缺点，单一的控制措施很难使得电厂排放达到超低排放的标准。因此，目前很多电厂选用本文所述控制措施的几种相结合来达到超低排放的标准。低低温电除尘以及湿式电除尘的结合可以有效控制电厂细颗粒物的排放，各种排放措施相结合可以达到很好的效果。最近团聚技术、超净电袋、蒸汽相变等一系列新技术的提出与应用，将给电厂除尘设备的改造和新建提供更多的选择。我国燃煤电厂的差异性较大，且建设年代不同，所使用燃煤种类不同，要使其均达到超低排放的标准，就需要进行各种技术之间的相互配合、权衡、经济性评价等。对于新建的电厂，经费充足的情况下，低低温电除尘，超净电袋，湿式电除尘等技术的结合能实现电厂稳定的超低排放。而在对现有电厂的除尘设备进行改进的情况下，团聚技术的引入，加装低低温电除尘，对除尘设备的结构优化以及对现有的脱硫脱硝装置进行优化提升协同脱除效果将是最佳的改进措施。随着各种技术的不断改进以及新型技术的开发，未来电厂超低排放将越来越容易实现。
3.2脱硝系统改造
该电厂保留原有SNCＲ脱硝系统，在1#、2#锅炉炉体加装低氮燃烧设备。根据NOx的生成机理，有三种类型的NOx，即:燃料型NOx、热力型NOx、快速型NOx。燃料型NOx是由燃料中氮化合物在燃烧中氧化而成，它受燃烧空气量的影响较大，一般在NOx产物中占约80%。热力型NOx是由空气中的氮在高温下氧化产生，受反应温度影响较大，一般占约20%。快速型NOx是由燃料中碳氢化合物高温分解生成的CH自由基和空气中氮气、氧气以极快的速度反应生成，其所占比例很小，一般不予考虑［7］。因此，加装低氮燃烧设备主要是控制燃料型NOx和热力型NOx的产生，方法为控制反应区内空气量的比例和炉内的燃烧温度。通过对锅炉运行情况的分析，该电厂进行了如下改造:(1)控制供煤系统的燃煤颗粒度，将锅炉入口粒度控制在8mm以下，以降低一次风用量;(2)实现二次风合理分级，对原有的二次风风管进行了局部改造，通过调整原有喷口安装位置、个别部位增加喷口，及适当调整两侧和中间风管管径等手段，实现高度方向和水平方向的二次风分级;(3)改善二次风入口喷射，在直管段前设置大弯曲半径的弯管以延长直管段，同时调整二次风入炉射流的水平夹角，形成了良好的射流喷射效果，增强了炉膛内的穿透性，提高了燃烧效率;(4)实现烟气再循环，为了有效减小锅炉一次风含氧量，又满足锅炉一次风流化风量需求，从引风机出口挡板门后增设烟气再循环管道，将引风机出口的洁净烟气，送入锅炉一次风机入口，充当一次风，有效降低了一次风含氧量。
3.3脱硫技术
燃烧使用的煤炭中大部分都有硫的成分，所以在燃烧后产生的烟气中会含有硫物质，越是含硫量多的煤炭，燃烧后的烟气中产生的硫成分越多。同样在进行脱硫的过程中也包含燃烧前、燃烧中和燃烧后三个过程。在燃烧前使用的主要有煤脱硫和煤转化技术；在燃烧中采用炉内脱硫，使用的方法是将共同燃烧煤与石灰石磨粉；在燃烧后就是进行烟气脱硫，这种方式具有较高的脱硫率，相关技术应用也比较成熟，使用的方法包括湿法、半干法和干法烟气脱硫。
结束语
综上所述，电厂烟气脱硝、脱硫和除尘系统改造可大大减少一次性改造资金的投入，具有施工周期短、改造设备少、占地少、投资小、运行安全可靠等优点，可作为化工、石化、医药等企业自备中小型锅炉烟气超低排放示范工艺路线的首选。
参考文献：
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[4]赵雪,程茜,侯俊先.脱硫脱硝行业技术发展综述[J].中国环保产业,2018(09):14-22.
[5]杨力.某电厂烟气超净排放改造工程研究[D].南昌大学,2018.
论文作者:张裕宝
论文发表刊物:《中国电业》2019年17期
论文发表时间:2019/12/17
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