為了實現燃煤電廠安全環保經濟運行,從環保技術監督的角度出發,總結歸納了內蒙古中西部地區50余家燃煤電廠超低排放改造"后時代"的煙氣處理設施(包括除塵設施、脫硫設施、脫硝設施和煙氣排放連續監測系統)出現的具有代表性和普遍性的問題,并從設備運行維護方面和技術管理層面提出整改建議。
按照政府對電力行業技術監督管理的要求，內蒙古電力技術監督檢測中心(以下簡稱檢測中心)依據相關環境保護法律法規、技術規范和導則，定期對內蒙古中西部地區58家燃煤電廠(161臺機組)進行環保技術監督工作，內容包括對燃煤電廠的環保管理體系建設、排放指標管理、環保設施管理和三廢的回收利用等情況進行監督和檢查。其中，燃煤電廠煙氣處理設施作為環保設施的重要組成部分，是監督工作的重點。尤其在燃煤電廠相繼完成超低排放改造之后，煙氣處理設施在運行管理和維護方面都面臨著新挑戰和問題，需要從技術及管理角度予以足夠的重視。
1煙氣處理設施簡介
檢測中心監督范圍內燃煤電廠的煙氣處理設施分類及所占比例，見表1。
由表1可知，電袋復合除塵器、濕法脫硫和SCR脫硝設施在煙氣處理設施中占絕大多數。在技術監督工作中，需要分別對這些設施的排放數據、管理制度、相關報告(包括設備臺帳;運行檢修規程;運行、檢修記錄;大修、改造計劃及方案;大修、改造后報告等);設備投運率(按月統計，并記錄停運的時間與原因)和運行情況等進行監督和考評。
2煙氣處理設施存在的問題
2.1除塵設施
2.1.1電除塵器和電袋復合除塵器
除塵器作為最重要的顆粒物去除設備，對燃煤電廠大氣污染物達標排放具有重要意義。在對電除塵器和電袋復除塵器的監督檢查中發現，除塵器電場故障停運或運行期間無法達到額定電壓的情況比較多，導致除塵器無法達到額定出力，影響顆粒物去除效果，煙氣中雜質含量升高，并對脫硫設施的效率和石膏脫水造成不良影響。
2.1.2布袋除塵器
布袋除塵器在運行過程中出現頻率較高的問題是濾袋壓差過高，特別是在更換超細布袋之后，設備運行一段時間濾袋壓差達1 800~3 200 Pa，不但影響除塵效率，還增加電耗。
2.2脫硫設施
2.2.1半干法脫硫
針對超低排放改造的要求，部分循環流化床電廠采用了爐內干法脫硫+爐外半干法脫硫的改造方式。但由于爐內脫硫反應存在遲滯現象及脫硫劑下料不均勻、不穩定等情況，改造后需要爐內與爐外脫硫同時運行，才能實現SO2不超過35 mg/Nm3的排放目標，容易造成爐膛出口SO2排放濃度波動幅度大，導致爐外脫硫系統脫硫劑用量增大，鈣硫比>3.0，甚至達到5~6，脫硫灰CaO含量在20%左右，脫硫劑浪費現象非常突出。
2.2.2濕法脫硫(石灰石-石膏法、電石渣法)
①石灰石-石膏法。在監督范圍內應用最廣泛的濕法脫硫技術是石灰石-石膏濕法脫硫技術，占到濕法脫硫工藝的90%以上。出現問題主要集中在以下幾個方面。
脫硫廢水處理系統“帶病”運行或退運。濕法脫硫配套的脫硫廢水處理系統大都利用化學沉淀法，采取間歇運行的運行方式，普遍存在適應性差、系統復雜，設備故障率高，運行費用高等問題，經常導致系統無法正常運行，甚至停運。目前很多燃煤電廠的脫硫廢水直接用于拌灰、煤場或灰場噴淋。并不能達到脫硫廢水“零排放”要求。
吸收塔除霧器沖洗普遍采用定時沖洗的方式，系統水平衡存在較大問題，尤其是在機組負荷較低時水平衡問題尤為突出。
吸收塔防腐損壞和泄漏問題較為普遍，襯膠或玻璃鱗片防腐都出現該問題，且主要損壞和泄漏點都集中在吸收塔噴淋層與膨脹節及一些拐角處。
吸收塔漿液氯離子含量偏高的問題(部分化驗值接近或超過20 000 mg/L)。氯離子含量高加劇吸收塔內金屬構件腐蝕，降低吸收塔漿液的使用效率，增加石灰石耗量和設備電耗，還影響石膏品質。在廢水排放不及時和工藝水水質低的情況下該問題更易出現。
密度計無法正常測量漿液密度，大部分吸收塔采用的是科氏力原理密度計，容易受到漿液起泡和吸收塔液位等因素的影響，經常出現管路堵塞和磨損的問題，難以正常測量漿液密度。
受貨源和價格影響，部分電廠選用的石灰石雜質含量高，其中氧化鈣含量在45%~52%，不僅影響脫硫效率，也加劇了脫硫系統設備磨損。
脫硫系統物化實驗不合規的問題。部分電廠存在脫硫系統石膏、漿液化驗項目及周期不滿足標準要求的情況;石膏化驗結果不合格，水份含量超標的問題也比較普遍。此外，沒有按照相關標準要求的項目和頻次對廢水進行定期化驗的問題也比較突出。
②電石渣法。出于經濟性和廢物利用角度考慮，現在部分電廠在不改變原有設施結構的基礎上開始采用電石渣取代石灰石作為脫硫劑。隨著設備的運行，出現了脫硫石膏脫水困難的問題。且當燃煤中硫分高時，加入大量的電石渣會影響亞硫酸鈣氧化，部分電廠石膏中亞硫酸鹽>40%，使石膏脫水困難的問題更加惡化。
2.3脫硝設施
2.3.1選擇性催化還原法(SCR)
SCR脫硝技術在305~420℃溫度范圍內的脫硝效率可以達到80%~90%之間，但是由于機組起停機時或低負荷時煙溫低，無法達到該技術要求的溫度下限，導致脫硝系統停運，造成短時間內NOx排放超標。
噴氨系統無法完全實現自動控制。噴氨自動控制系統受鍋爐燃燒、煤種特性、催化劑特性、反應溫度等因素影響[5]，尤其當脫硝系統入口NOx波動較大或機組負荷低時，自動控制系統會出現調節不及時的情況，極易造成噴氨過量。
在線氨逃逸表存在取樣點少，單點測量數值不具代表性等問題，無法客觀反應整個脫硝出口斷面實際的氨逃逸量，容易造成還原劑過量使用。由于系統噴氨不均、氨逃逸表測量不準確、還原劑投入過量等一系列的原因，造成脫硝系統后的空預器堵塞問題尤為突出[6]，不僅增大系統能耗，甚至會造成機組非停。
2.3.2選擇性非催化還原法(SNCR)
SNCR脫硝技術主要應用于循環流化床鍋爐，相較于SCR脫硝技術，SNCR脫硝技術系統和工藝較為簡單。但在運行過程中也存在還原劑過量使用，空預器堵塞的問題。另外SNCR脫硝技術對溫度窗口要求嚴格，當煙氣溫度低于850℃時，SNCR脫硝效率將低于30%~40%。特別是近年來機組低負荷運行成為常態，這就對低負荷下脫硝系統的投運提出了新的要求。如何在機組經濟性和安全穩定性以及環保指標合格之間達到平衡需要更多研究及探索。
2.4煙氣排放連續監測系統(CEMS)
超低排放改造完成后，部分電廠的CEMS采用兩段式量程，量程比改造前小，當凈煙氣中存在一定量的逃逸氨時，在取樣管路中易形成結晶，造成管路堵塞。
3改進建議
3.1設備運行及維護方面建議
針對前文提到的設施運行問題，結合實際經驗，提出以下解決建議。
3.1.1除塵設施在電除塵器和電袋復合除塵
器運行過程中，當進口煙氣顆粒物濃度小、設備二次電壓低、二次電流大時，可調整延長陰陽極振打周期時間，反之則縮短;同時嚴密監視前級電場運行的二次電壓和二次電流值，調整運行參數以保證前級電場不掉電。如果運行條件很差，為了保持電場投運，也可以采取降低運行參數(一般通過調節電流極限來限流)的方式運行。
針對布袋除塵器，當濾袋壓差長時間高于設計值時，可采取提高清灰氣源壓力或者縮短清灰周期的方式降低壓差;停機時要進行清灰，檢查反吹風量壓力及覆蓋面積是否符合設計要求。
另外需要重視檢修，按照計劃針對大小修的不同特點對除塵器進行消缺及維護。
3.1.2脫硫設施
針對爐內干法脫硫+爐外半干法脫硫出現的問題，建議在原有輸送管道上加一套直通給料輸送系統，據已有經驗，采用該系統后脫硫灰CaO含量在12%左右，鈣硫比在1.8~2.1。
脫硫廢水方面，國內真正實現廢水“零排放”的電廠較少，主要原因是國內起步晚，技術難度大、投資費用較高。煙道處理法(煙道蒸發法和旁路煙道干燥法)已有較多應用，相比于傳統化學沉淀法，具有占地小，設備故障率低，能夠實現廢水“零排放”等優勢[8]，可以作為脫硫廢水處理的參考。
在脫硫系統運行過程中，建議適當減少系統冷卻水和密封水水量，密切觀察除霧器壓差變化，在保證除霧器不堵塞的前提下，適當延長除霧器沖洗水沖洗周期，減少脫硫系統進水量。
在對吸收塔進行防腐施工時需要嚴格控制易發生腐蝕部位的防腐涂刷手法，控制干燥溫度與時間，采取增加橡膠層厚度(5~6 mm)或在鱗片樹脂中加入耐磨材料等措施;注意保證涂層后的干燥時間;同時可調整噴嘴角度，避免對直角區域造成直接沖刷。
對于氯離子的控制首先要確保除塵器運行正常，否則含氯顆粒物進入漿液系統溶解后會造成氯離子升高;結合脫硫廢水處理系統的正常運行，在氯離子濃度偏高時加強脫硫廢水的排放;通過定期化驗，控制脫硫工藝水水質，杜絕過量氯離子通過工藝水進入脫硫系統。
密度計出現故障后大部分電廠采用的是定期人工沖洗的方法，同時對漿液密度進行手工檢測，是比較消極的應對方式;改變密度計安裝位置及在密度計入口設計沖洗水排放系統可以改善測量管路堵塞的問題;此外，采用周期取樣壓差測量原理的密度計代替原有密度計，堵塞和磨損問題也得到了一定程度的改善。
在電石渣脫硫系統運行過程中，增大漿液池容積和氧化風量有助于解決石膏含量低、不宜脫水及吸收塔積垢等問題[9]。另外有研究和實踐表明，電石渣漿液的品質和運行pH值的控制是制約石膏品質的關鍵因素，使用電石渣做脫硫劑應根據實際情況，提前做好脫硫劑的預處理和石膏脫水系統的優化設計。
3.1.3脫硝設施
提高SCR脫硝系統自動控制的能力，可以采用主汽流量信號代替實際機組負荷信號來預測NOx變化并在前饋部分加入NOx濃度變化的微分作用，縮短控制響應時間，減少人為的噴氨過量;加強脫硝系統在線監測儀表的維護工作。定期校準在線表計并進行比對測試。氨逃逸表應采取抽取式(三點或多點)預處理后再進行激光吸收光譜分析;嚴格控制氨逃逸，減少硫酸氫銨的產生;定期優化脫硝噴氨系統，保證還原劑分布與煙氣中氮氧化物濃度分布一致。
對于SNCR脫硝而言，提高其全負荷適應性、加入添加劑、控制氨氮摩爾比、提高煙氣和還原劑混合的均勻性及優化脫硝自動控制系統等措施可以有效提高脫硝效率，降低氨逃逸。
3.1.4煙氣排放連續監測系統(CEMS)
減少氨逃逸量和加裝預處理組件可以減輕CEMS的堵塞情況，同時應加強對CEMS的維護工作，一旦發現堵塞需要盡快將其排除。
3.2技術監督管理方面建議
在超低排放改造“后時代”，做好煙氣處理設施的管理是一項需動態調整的長期工作，從技術監督管理角度提出以下建議。
(1)組織保證。保持煙氣處理設施處于良好運行狀態是一個需要多方統籌協調的長期工作，需要有堅強的組織保證。要由廠領導牽頭，各專業責任明晰的組織結構。對運行、檢修相關部門和鍋爐、環保、化學、熱工、電氣等專業進行明確分工，各方積極配合，共同做好達標排放工作。
(2)全員參與，專項優化落實。在煙氣處理設施日常運行中，需要運行人員、實驗室化驗人員和環保專業人員全員參與，結合每臺機組的特性每月對環保指標進行有效細致分析，尤其是異常數據出現時，要積極針對問題查找原因，再逐項調整優化。
(3)保證設施投運率達標。在當前以實現超低排放為目標的前提下，煙氣處理設施的運行狀況直接影響到發電廠環保指標的完成，因此提高處理設施的投運率是實現達標排放的大前提，不存在不重要或者附屬的設備。電廠應參照相關標準和導則，督促和鼓勵各專業各司其職，不斷優化設施控制方式和運行參數，實現管理和運行的良性循環。
4結論
通過對50余家燃煤電廠的除塵、脫硫、脫硝和CEMS等煙氣處理設施的監督管理，提出了對前文運行改進建議和管理措施。
(1)對于除塵設施，要嚴格按照相關操作規程，根據燃煤及機組運行狀況及時優化、調整運行參數;并重視檢修工作，減少設備故障發生率。
(2)對于脫硫吸收塔要特別注意加強易腐蝕部位的防腐涂刷;根據運行參數調整除霧器沖洗水周期，維持系統水平衡;重視排水和工藝水水質控制，降低氯離子含量;采取設備改造或者新工藝應對爐內干法脫硫+爐外半干法脫硫脫硫劑下料不勻，密度計故障率高和脫硫廢水投運率低等問題;加強對電石渣脫硫系統優化運行的研究。
(3)提高催化劑全負荷適應性和還原劑自動控制系統運行的可靠性，通過噴氨系統優化調整促進還原劑和煙氣中氮氧化物混合的均勻性，減少氨逃逸量，緩解空預器堵塞和腐蝕是脫硝系統目前最突出的問題，相關的研究及運行調整也集中在這方面。
(4)對于CEMS要嚴格控制進入系統樣氣的品質，同時加強管理，注重設備維護和故障排除。
(5)燃煤電廠應從管理層面上重視技術監督工作，提高認識，加大人員和資金投入，采取有效措施充分調動全員積極性，從領導到基層員工多層次多角度共同發力，把設施隱患消滅在萌芽狀態，確保企業安全平穩度過超低排放改造“后時代”。
