新矿集团电厂管理分公司 山东泰安 271200
摘要：为了实现打赢蓝天保卫战的目标，小型燃煤机组也要实现超低排放改造。但是由于烟气协同治理技术路线尚处于研发起步阶段，实际应用时间短，再加之超低排放设备后期维修水平低，严重制约了煤电行业超低排放技术的进一步发展。基于此，文章对超低排放改造中可能存在的问题进行研究，并对燃煤电厂超低排放应用的发展趋势进行展望，为我国燃煤电厂超低排放应用水平的提升提供参考依据。
关键词：燃煤电厂；超低排放；关键问题；发展趋势
随着我国环境状况总体恶化，环境矛盾日益凸显，环保压力加大，各级政府陆续出台多项政策措施，下大力气治理大气污染，改善空气质量。其中工业烟尘是大气污染的重要因素，而在工业烟尘中，燃煤电厂所产生的烟尘占总共的35%，是各种工业烟尘中之最。因此，加强烟气污染物排放处理，降低对环境的污染，是当前燃煤电厂工作中的重点。其中运用的最关注的就是烟气脱硫除尘技术。但在实际运用过程中，也会出现一些问题影响脱硫除尘效果，这就需要热电厂根据自身发展进行分析，将脱硫除尘技术不断地优化和改进，提高脱硫除尘效率，同时减小能力的损耗，最终达到保护环境的目的。
一、超低排放改造存在的问题研究
1.压红线运行
一些燃煤电厂所采取的方法与降低排放浓度的做法相反，在实际操作中为了降低成本，没有对污染物的排放浓度进行控制，存在“压红线”运行行为。这种操作容易使得燃煤锅炉机组的负荷、煤质出现变化，从而导致烟气中的污染物浓度出现波动，使得烟气排放中污染物浓度超标情况反复出现。造成这一现象的主要原因在于燃煤电厂管理人员环保意识不强，追求运行小指标考核。根据燃煤电厂运行经验，要想确保燃煤锅炉设备稳定运行，其烟气污染物的排放浓度指标不得超过标准值的80%。
2.监测数据浓度过低
虽然经过超低排放工艺改造后，燃煤电厂烟尘排放浓度有了大幅度降低，且在设备运行过程中余量充分，能够有效应对工作环境、燃煤质量的变动。但是，在实际的运行中，一些燃煤电厂并没有真正意识到超低排放的涵义，一味地追求超低排放量，导致监测数据显示所排出烟尘的浓度低于限值，甚至出现了SO2监测排放质量浓度为0mg/m3。虽然对于污染物排放一直以来的重点都是如何最大可能降低其排放浓度，但是从当前排放浓度控制技术来看，如果长期维持低于限值的排放标准，则可能会导致烟气净化装置运行不正常。
二、燃煤电厂超低排放技术
1.增效环喷淋技术
在喷淋层下部安装一个增效环装置，对防止烟气溢出效果显著，同时还能降低对塔壁的冲刷。由于喷淋浆液分布密度不均匀，吸收塔内边缘二氧化硫浓度与中心区域相比，覆盖率较低，因此在边缘区域容易出现烟气溢出现象，且剩余的喷淋浆液沿着吸收塔壁流下，因此与烟气接触不充分，从而降低了整个装置的脱硫率。为此，国内很多燃煤电厂都会安装增效环，使烟气流向中心区域与浆液充分接触，有效避免烟气在边缘区域溢出。同时，对喷嘴进行重新布置，确保分布均匀，扩大覆盖面，从而减少对吸收塔壁的冲刷，以此来提高脱硫率。
2.SNCＲ烟气脱硝技术
SNCＲ技术的脱硝效率一般为30%～50%，变化范围较大，主要受温度区域分布与还原剂喷淋均匀性等因素影响。由于还原剂从炉膛出口喷入，需要在炉膛上开孔，该区域空间有限，要防止喷淋液与换热器接触，同时喷淋管材料要能耐高温且保持足够的长度，因此SNCＲ脱硝技术受锅炉结构尺寸、材料等因素的制约。循环流化床锅炉炉膛的温度区间较大(850～1100℃)，SNCＲ脱硝技术应用条件更好。
大型燃煤机组由于锅炉出口截面大，还原剂喷淋管材质要求高、温度区间变化大等原因，导致还原剂难以在合适的温度区间均匀喷入，而且SNCＲ技术存在运行费用高、氨逃逸高等问题，与后续SCＲ的氨氮浓度场相吻合的难度很大，所以大型燃煤机组中应用SNCＲ案例不多。目前W火焰炉机组由于在低氮燃烧器后仍然高达1100mg/m3，难以通过SCＲ技术实现超低排放，因此仍有一定的应用需求。
3.双托盘技术
当电厂所产生烟气后，将其直接输送至吸收塔，此时烟气将进入下层托盘，同时烟气和上面的液膜实现液项和气项的均质调整。液膜在托盘上，具有相应的高度，从而有效提高了烟气的滞留时间。通过烟气在吸收塔内的有效去除和增加滞留时间，使得烟气的污染物被大量吸收，从而使得液气比减少，将吸收剂进行充分的利用。
4.高效沸腾托盘塔（双相整流装置）+高效除雾器技术
烟气通过单托盘、双托盘和异形开孔托盘装置或设置双相整流装置，可以均布塔内流场，降低烟气流速，增加烟气在塔内的停留时间，同时在形成沸腾液面，烟气经过液膜可以去除细微粉尘，完成一级脱硫除尘；烟气经过高效喷淋层，通过喷淋主管和支管的预组装提高喷淋的精度，通过高性能喷嘴将浆液粒径降低30%，提高浆液覆盖面积，通过增加增效环，减少烟气逃逸，实现SO2的深度脱除及粉尘的二次脱除；烟气经过高性能除雾器，降低出口液滴，减少固体携带，以确保粉尘的超低排放标准。当烟气浓度在进入系统前≤30mg/Nm³时，最后的排放时能够实现≤5mg/Nm³。托盘技术是凯迪公司从美国巴威公司引进，并且进行了技术的改进，实现了单塔脱硫除尘联合治理。并在市场上得多广泛的使用，其中包括华能上安电厂1×600MW机组、华能长兴电厂2×660MW项目、华能玉环电厂1×1000MW机组、神华国华宁夏鸳鸯湖电厂2×660MW技改项目、华能邯峰2×600MW电厂等。
三、燃煤电厂超低排放技术的发展趋势
1.当前，我国燃煤电厂在超低排放的实现上，多采用的是协同治理多污染物的技术，通过多项工艺联合运作达到控制机组中烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放浓度，确保其达到排放标准。但是，现有的超低排放工艺设备成本高、稳定性弱，后期维护难度大，因此还需要加大技术研究。
2.加大对协同一体化脱除技术的完善力度，全煤种烟气污染物一体化协同控制与脱除超低排放技术、多级湍流高效脱除协同除尘一体化技术、单塔一体化技术等[5]。比如，三氧化硫协同脱除就是利用在主污染物脱除的同时，为其他污染物的脱除创设有力条件的原理，实现控制煤硫分+低氧化率SCR催化剂+烟冷器+干式电除尘器+FGD（烟气脱硫）+湿式电除尘器；汞协同脱除策略是汞氧化脱硝催化剂+烟冷器+电除尘器+湿法脱硫+湿式电除尘器。
3.针对当前燃煤电厂超低排放技术选择难、环保设施精细化控制要求高等需求，在超低排放技术选择上应加大精细化、差异化策略的渗透，针对当前实际优化超低排放技术。
结语
通过对燃煤电厂污染物超低排放技术的分析，阐述了燃煤电厂超低排放技术改造的发展路线，并对实际改造过程中出现的问题进行分析，提出应对措施。其中SCＲ技术是主流技术得到广泛应用，SNCＲ技术在NOx排放高的电厂具有很好的应用前景，臭氧脱硝技术作为一种辅助技术可以实现系统运行更稳定、启停机达标排放等多种目的。从而，针对在机组启停机时NxO瞬时浓度超标的问题，当前所研究的全负荷脱硝技术有望解决，需要进一步完善。
参考文献
[1]赵金龙,胡达清,单新宇,等.燃煤电厂超低排放技术综述[J].电力与能源，2015，36（5）：701-708.
[2]佚名.能源局：积极推进煤电超低排放和节能改造[J].节能与环保，2016（9）：9.
[3]袁建国，周号，郦建国，等.燃煤电厂烟气超低排放技术路线的工程应用[C]//2015年电力行业节能环保论坛暨技术应用交流会.2016.