燃煤电厂超低排放技术实施要警惕“副作用”-国际节能环保网-行业资讯

目前，燃煤电厂超低排放改造已经接近尾声，无论是按照国家和地方政府规定的时间完成，还是企业为了生存发展、企业形象及宣传目的等原因，在短时间内改造完成，其中出现的一些问题值得我们思考。
排放限制的制定需考虑多重因素
相关部门规定的污染物浓度排放限制，到重点地区、地方以及电力公司(或集团)后，又有进一步的限制要求，如固体颗粒物浓度的排放浓度从10mg/m3要求到小于5mg/m3，个别企业在此基础上规定小于3mg/m3甚至1mg/m3的目标，而忽略了电厂自身的设备条件以及超低排放设备的长期性、稳定性及经济性，甚至出现排放的烟气固体颗粒物浓度低于某个时段的环境空气颗粒物浓度的怪现象。
如果排放烟气固体颗粒物浓度标准过低，会造成超低排放改造技术路线选取设备范围相对狭窄，改造成本及运行成本大幅提升。理论上，对于300兆瓦机组，满负荷时每小时固体颗粒物减少几公斤的排放量，但为此消耗的燃煤、水、汽、电等，如果把这些消耗折算燃煤量的话，降低排放的目标并没有达到，而得到的只是排放小于5mg/m3的漂亮数值而已。
设备选型不可“一刀切”
对于超低排放技术路线及设备选取，某些电力公司(或集团)有“一刀切”的现象。电厂的地理位置、气候条件、锅炉形式、燃用煤质、烟气条件等实际情况不同，如果采取相同的技术路线及设备，往往造成实际运行产生的效果未达到预期目的，并出现这个电力公司否定的设备在其他电力公司大量采用的怪现象。也出现过某个时间选取这类技术，下个阶段又采用另一个技术路线的问题，也就是对超低排放设备的适应性没有深入了解。
现选取超低设备的质量、选取材料、设计成熟程度及功效需要随着时间的推移进一步确认运行效果，如目前低温或低低温电除尘器的投入部分低温省煤器的泄漏;电除尘器内部构件板结积灰及腐蚀严重，对电除尘器的高效安全稳定运行大打折扣，需在今后的选型时不断改进。
对于协同除尘的技术路线及设备选型是整个超低排放改造中最重要的，也是最有难度的，有些协同处理设备之间是有相互制约及有条件的选取，例如采用低温(低低温)除尘器时的含硫量高、含灰量高及高水分的烟气条件，对低温(低低温)除尘器的实际产生不利影响;例如采用烟气调质就不能与低低温除尘器技术协同除尘、燃用褐煤尽量避免采用低温省煤器、低温省煤器避免与电袋(袋式)除尘器协同除尘等。
系统及设备运行中出现的问题
超低排放装置作为精细化的设备，其运行维护管理要求比较严格，从已运行的超净排放设备发现新出现的问题：协同除尘设备方面，采用低温(低低温)除尘器的极线、极板及内壁的腐蚀及结垢逐步暴露出来，尤其是设置烟气温度为100摄氏度以下及老旧除尘器的问题比较突出，同时低温(或低低温省煤器)泄漏时进入对除尘器造成严重影响，同时也造成电除尘器入口的气流分布不均，影响电除尘器的提效。由于投入低温省煤器造成粉尘性质发生改变，干除灰输送也受到影响，有堵灰的情况发生。
脱硝SCR的超净排放改造方面，由于全负荷脱硝、以及反应器流场没有达到设计要求，选取新催化剂的设计参数与原有催化剂没有达到整体性能要求，氨逃逸浓度及三氧化硫转化率高，造成下游设备的堵塞、结垢及腐蚀等。
脱硫系统的超净排放改造方面，由于石灰石品质、废水排放等问题造成吸收塔浆液中毒及泡沫较多，影响高效除尘除雾除雾器的去除固体颗粒物的性能。
电厂由于目前大量采用低温省煤器技术及湿式电除尘器，且目前机组的负荷率比较低，脱硫系统的水平衡无法控制，加大了脱硫系统运行难度。
现在各种新型高效除尘除雾装置的应用较多，出现了没有达到设计值的情况，在没有选取湿电的情况下，控制固体颗粒物浓度低于设计值无法长期得到保障。
改造后性能验收问题
电厂改造超净排放系统及设备后，刚刚完成168小时就着急进行性能试验测试，目的是在国家和地方的规定时间内完成，同时也为了享受超净排放的电价补贴、电量等优惠政策，使超净排放设备没有经过时间的考验，原则上重大改造的设备性能试验在3个月至6个月内完成。
由于对试验检测单位设置的门槛较低，因此许多对超净排放系统及设备不了解的测试单位参与测试，测试数据的可信度降低。
现在许多燃煤电厂的超净排放改造由电力公司(集团)下属单位进行改造，并且由下属的测试单位进行性能测试验收及评价，缺乏可信性。性能测试验收及评价应由与电厂及制造厂家无相关联的具有电力行业调试资质的第三方进行。
有些地方环保部门要求在线监测系统的仪表必须满足安装位置前后要求的当量直管道长度，否则不与验收，对此有的电厂进行了进入烟囱增加直烟道的改造，增加了系统运行阻力，这类技术问题可通过技术手段解决，没有必要增加运行费用及能耗，能耗的增加就是污染的增加，建议相关部门对此进行深入研究。
燃煤电厂超净排放设备的投入，对目前的大环境的改善起到决定性作用，但我们不能不考虑由于设备的投入带来的“副作用”，避免超净排放设备投入的功效大打折扣。

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