燃煤电厂锅炉超净排放改造措施及问题处理

叶小兵

（四川广安发电有限责任公司 四川广安 638500）

随着现代社会对电能的需求逐渐增大，我国大气环境被火力发电过程中产生的物质所污染，国家相关部门对此类问题非常重视。燃煤电厂所排放的污染物非常关键，所以，控制电厂的排放量，对其加以技术性管理势在必行。在现代科学技术的应用下，我国工业中许多技术体系都完成了整体升级，燃煤电厂锅炉超净排放技术被研发出来，可以解决燃煤发电过程中造成的污染问题，并且能够从本质上革新锅炉燃烧技术，对于燃煤电厂的发展具有重要意义［1］。

1 我国大气污染问题的现状

2 燃煤电厂超净排放技术改造的措施与具体应用

2.1 锅炉超净排放技术对烟尘问题的治理

2.1.1 优化除尘技术

目前，国内的一些电力企业已经在除尘技术方面做出改进，例如，使用电场除尘的技术降低污染物的排放浓度，可以将发电过程中的烟尘浓度降低为10mg/Nm3的标准。如果在电场除尘的基础上增设湿式除尘器，还可以进一步降低污染物排放浓度。

2.1.2 应用湿式电除尘

该项技术主要是处理微尘与颗粒物的排放，可以去除含湿气体中的酸雾与微尘与水滴及气溶胶等物质。除尘器也是通过释放荷电的方式来使粉尘携带荷电，让粉尘和电场之间相互作用，那么粉尘就可以落在设计好的位置上，技术人员只需要定期冲洗，就能够处理相应的粉尘问题，以免粉尘过多会堵塞除尘的装置［2］。湿式电除尘的效率较高且建造成本较低，能够满足燃煤电厂锅炉纯净排放技术的应用需求。

2.1.3 常见问题及处理

因现在国家要求粉尘排放在10mg/Nm3以下，长期运行电场内部故障极易排放超限。

临时性措施：启动更多的脱硫浆液循环泵；调整引风机，让更多的原烟通过正常的电场。

根本性措施：加强停机后电场内部检查与维护；机组运行时，保证每个电场正常下灰，防止下灰不正常造成电场故障。

为构建严格的标识制度，首先应当修订转基因食品标识目录。目前，我国的转基因食品已经得到很大发展，但标识目录仍然沿用着2002年农业部公布的五类十七种转基因食品标识目录，经过15年的发展，该目录已经不适合我国现在的需要，因此亟需修订转基因食品标识目录。除了建立完备的标识目录，在标识内容上也应当严格进行规定。需要规定的内容主要有：标识文本、标识位置、标识显著程度、成分含量、副作用等五个方面。为防转基因食品生产企业钻漏洞，还应合理设置兜底条款。[7]

2.1.4 具体的烟尘处理技术

目前，国内电力企业中应用的烟尘处理技术多数以GGH 为主，虽然该项技术的换热效率比较高，但是使用过程中造成的运行能耗也比较大，具有较高的漏风率，过程中的低温腐蚀问题也比较严重，容易在其中发生堵灰粘结等问题。管式GHH具有无泄漏的特点，并且比较容易冲洗，但也存在一定的低温腐蚀问题。日本某公司为了适应环保排放的要求，开放了无泄漏的管式GGH，管式GGH 包括冷却器与加热器，是通过加热热媒介质的方式来处理烟尘，借助原有烟气排放时存在的热量对净烟器予以加热，当整体的系统处于低负荷的状态时，烟气的冷却器进入以后，其烟气的温度较低，热媒部分所吸收的热量可以将后续的烟气温度提升到75℃或者更高的温度，需要在蒸汽的辅助下完成加热。GGH材料最好选择耐低温的品类，在烟气温度低于200℃时，烟气中的SO3会和水蒸气发生反应，形成SO2且会以蒸汽的状态而存在，当换热面壁的温度低于酸露点，会凝结成为酸溶液，就必然会腐蚀受热面，但是GGH 的冷端温度更低，导致烟气中水蒸气与酸蒸汽凝结的速度较快，亚硫酸也会在脱硫处理以后得到一定成分的氯化物，在过程中，受到相应的催化以后，形成的氟酸与盐酸等物质都是具有腐蚀性的。所以，技术人员在选择管式GGH 材料时，要充分考虑防腐的有效措施。

2.2 锅炉超净排放技术对SO2的治理

2.2.1 治理SO2的必要性

SO2对人体的危害是比较严重，属于常见的大气污染物，与水可以化学反应生成亚硫酸，如果亚硫酸进一步氧化并存在于空气中，就会形成硫酸雨。燃煤电厂锅炉燃烧中生成的SO2量比较大，如果不加以治理，就容易影响环境。

2.2.2 治理SO2的技术优化

技术人员要降低整体脱硫装置入口处设备的温度，要持续降低设备运行过程中产生的热量，降低SO2反应的情况，使亚硫酸的氧化问题得以缓解。同时，技术人员还可以采用分级脱硫的方法，设置多重程序进行脱硫，安排两个吸收塔来回收SO2，并串联应用SO2的吸收塔，进而降低其排放量，多种技术的融合可以更好地完成脱硫。之后，燃煤电厂再适当地增加设备的喷淋层数及密度值，燃煤电厂再回收液体，整个过程就会比较方便［3］，使得SO2的排放浓度进一步降低到35mg/Nm3以下。

2.2.3 常见问题及处理

当原烟中SO2在3000mg/Nm3及以下时，净烟排放趋近于0mg/Nm3，而浆液循环泵无法再停运。燃煤硫份按3.5%掺配，使原烟SO2浓度达6000～8000mg/Nm3，使得SO2的排放浓度15～20mg/Nm3之间［4］。

2.2.4 具体的SO2处理技术

在SO2处理中，技术人员可以采用增加喷淋层数的方法或是增大喷淋密度的方式增强吸收塔的液气比。如果采用增加喷淋层数的方法，技术人员需要用抬高吸收塔高度的方式。如果保持喷淋系统的不变，只需要增加喷淋循环量，就能够保证氧化空气供给量，吸收塔内的石膏浆液找那个的亚硫酸钙经过氧化，形成硫酸钙的结晶，保持吸收塔内稳定的pH值。技术人员要选择高品质的石膏材料，以保证一定的脱硫效率，为保证整体FGD 良性循环创造基础条件。或者技术人员可以应用双托盘技术，选择流速较大的烟气吸收塔，烟气经过塔内的下层托盘，能够与液膜产生作用，进一步调整液相。在整体高度上，吸收区域上可以实现气体和浆液，托盘中要保持一定高度的液膜，可以增加烟气吸收塔的停留时间，就有时间来吸收气体的部分污染成分，或是降低其中的气液比，也能够提升吸收剂的利用效率。或者技术人员串联吸收塔的工艺，采取分级脱硫的方式，技术人员在其中设置必要的喷淋层，当烟气进入到两个吸收塔时，会先从第一个塔中去除部分SO2和一些污染物，再脱除其他的污染物，在两个吸收塔中，共同脱硫的效果是非常明显的，可以满足排放的标准，更适用于高硫煤系统。在同样的液气比状态下，此类脱硫的方法对电能的消耗更小，但是其中的系统是比较复杂的，所以需要占地的面积比较大。

2.3 锅炉超净排放技术对氮氧化物的治理

2.3.1 治理氮氧化物的必要性

该类物质的性能不稳，容易在排放中变成NO 和NO2，再通过高温作用或者光合作用，可以和水发生化学反应，NO 可能会因为外力环境因素的影响变为NO2，况且NO2与NO 是对人体有害的，人体吸入以后，轻则会威胁人体健康，重者则死［5］。

2.3.2 治理氮氧化物的技术优化

技术人员要采取有效的方案限制其生产过程，经过对各类燃烧技术的对比和研究以后，可以发现不同燃烧方式的成本也是不同的，后续的运行费用也有所差异，再考虑经济利益方面的因素。与此同时，国内的电力企业可以全面改建低氮燃烧系统，可以在维持锅炉正常燃烧的情况下尽可能地降低氮化物的生成，有助于降低技术成本［6］。烟气脱硝技术的应用可以分为多种形式，如电子照射法、活性炭吸收法等，燃煤电厂通常会优先选择氨催化剂技术，可以显著提升脱硝的效率，这项技术在我国已经相对成熟，对排放物中的NO成分减少作用比较明显，该类方法属于超净排放技术中的核心内容，正因为燃煤发电的形式比较特殊，内部燃烧的形式更容易降低氮氧化物，电力企业只需要在燃烧过程中做出技术改良，降低源头上的氮氧化物合成，就能够实现减排控制，经过一段时间的技术研究以后，国内许多电力企业已经实现了技术创新，一般采取分级喷氨就可以达到50mg/Nm3以下的国家要求［7］。

2.3.3 常见问题及处理

空预器积易堵塞，造成机组带负荷困难，引风机电耗率异常增高，可采取以下措施：使脱销系统处于正常状态，防止过量喷氨；增加设备的吹灰字数，能够提升设备的吹灰压力，特别注意吹灰器提升阀后压力保证吹灰效果；机组停运后对空预器冲洗。

2.3.4 具体的氮氧化物处理技术

在应用锅炉超净排放技术中，常用的技术包括抑制生成和还原方法两种形式。所谓抑制生成就是借助其他技术方式，降低物质在燃烧器中的生成概率，就可以在一定程度上降低NO物质的成分。所谓还原方法，就是在炉内将已经生成的NO物质经过技术改造以后，可以在运行中优化调整相应的目标。在锅炉中主燃烧器选择的降低氮氧化物的是煤粉燃烧器，能够实现低氧运行，增强粉煤射流的刚性，其中部分布置燃尽风喷嘴，能够初步实现分级燃烧的效果，并有效地降低炉内温度，抑制氮氧化物的生成过程。因为不同锅炉的燃烧容量不同，所以相关设备的结构是存在差异的，技术人员要完成低氮燃烧器的优化调整工作，才能提升净化处理的效果。经过一次或者二次的燃烧调整，就可以重新规定周围风门的开度及组合方式，可以控制燃烧中的氮氧化物浓度，使其保证在250mg/Nm3的密度以下。或者技术人员可以在其中增加SCR 的脱硝装置，在设计安装的过程中，催化剂会保留均匀的预留层，可以全面地分析原有的催化剂性能，探究SCR的脱硝效率，要确定是否会对催化剂加装预留层，或者是否需要改变其性能，要在一定程度上考虑保留适度的余量，使其可以达到燃机的排放标准，要选择能够提升SCR 装置脱硝效率的技术，使其脱硝效率可以提升到80%，就能够满足氮氧化物处理工作的具体要求。

3 结语

在燃煤电厂的发展中，各类新技术的应用为电厂的发展提供了活力，尤其是在控制燃煤电厂的烟气排放上，锅炉超净排放技术的改造显示出较高的处理效果，为我国大气治理工作带来了新的发展方向。基于此，国内的燃煤电厂要采取适当的措施用于革新超净排放技术，促使该项技术体系不断完善、不断实践，再从实践中获得经验，以减少锅炉污染物的排放量。