摘 要：为了响应国家“蓝天保卫战”相关要求，电厂锅炉和燃气轮机污染物排放分别执行100mg/Nm3、200mg/Nm3的NOX、SO2的限值。对于一些重点地区而言，NOx、SO2烟尘的执行限值为100、50、20mg/Nm3。在实现超低排放改造后，大气污染物的排放浓度要达到天然气燃轮机组标准的排放限值，即氮氧化物不超过50mg/Nm3、二氧化硫不超过35mg/Nm3、烟尘排放浓度不超过5mg/Nm3。文章主要分析了开展热电联产机组超低排放改造的必要性，对相关超低排放技术进行了概述，同时分析了热电联产组超低排放相关改造技术，结合某电厂的实际运行情况，选择了应用比较普遍、技术比较成熟的SCR脱硝、湿电除尘技术，从而达到改造的目的，实现节能环保、绿色发展的相关目标。
1 概述
隨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、脱硫以及湿电除尘的应用，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、湿电除尘技术。其中主要研究的内容有SCR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 某热电联产机组相关环保装置分析
2.1 脱硝装置分析
针对文章所研究的电厂，在其#1、#2机组脱硝装置中，脱硝设计入口处的氮氧化物应该小于350mg/Nm3，脱硝设计的效率应该大于80%;在脱硝系统中没有相应的反应器烟气旁路和省煤器高温旁路系统;脱硝应用的还原剂采用液氨制备，脱硝的工艺采用的是选择性催化还原脱硝工艺[1]。
2.1.1 相关工艺系统概述。脱硝装置中的烟气系统包括烟道、SCR反应器、催化剂、氨/空气混合器等。在烟气系统的SCR反应器中，氨气会与催化剂层中的烟气进行混合，并且在催化剂的作用下，烟气中的NOX会和氨气进行反应并分解成氮气和水，对环境不会产生危害。在脱硝装置中设置有三层催化剂层，其使用的催化剂只能为18孔蜂窝式催化剂，该装置中的催化剂设计层只安装使用了两层，剩余一层是为了更高的环保要求进行加装催化剂使用，也称之为预留层。根据相应的烟气参数需要合理设计催化剂之间的节距，这样能够有效阻止积灰和堵塞的情况发生，对装置进行密封能够保持较高的脱硝效率。
2.1.2 脱硝装置运行现状分析。根据相关数据可知，在#1、#2机组脱硝装置的入口处，NOX的实际运行浓度在200～600mg/Nm3之间，平均的运行浓度为350mg/Nm3，而出口处的实际运行浓度在120mg/Nm3以下，平均的运行浓度为70mg/Nm3。根据相应的运行数据分析，在脱硝装置入口处的烟温在295～380℃之间，现在进行脱硝时设计的烟温为375℃，但在实际运行过程中，最低氨温度要求为310℃，在电厂#2机组左侧区域大约10%的部分，其运行状态低于最低喷氨温度，机组处于低负荷时，#2机组的左侧具有较低的烟温，在相应的工况下，50%的时间烟温低于最低喷氨温度。
2.2 机组除尘装置分析
对于电厂#1、#2机组，每炉都配置了一台喷吹袋式除尘器，单台除尘器设计的过滤面积为36599m2，风速为0.899m/min，滤袋的数量为11296，使用的材质为超细纤维PPS。使用单台炉进行处理的烟气量能够达到1974839m3/h，装置设计入口的含尘浓度小于或者等于36g/Nm3，设计的除尘效率应该到达99.9%，这样才能够保证除尘器的出口处的尘浓度会在30mg/Nm3以下。根据相关数据进行分析可以得知，袋式除尘器在正常运行的时候，其出口处烟尘排放的浓度均小于30mg/Nm3，并且有80%的时间烟尘排放的浓度小于10mg/Nm3。
2.3 机组脱硫装置分析
该电厂机组脱硫装置采用的工艺是湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺，每一台炉配置有处理烟气100%BMCR工况的脱硫装置，设计的脱硫效率？叟98%;机组的脱硫系统不设置GGH，使用外购的石灰石进行制浆，石膏在脱水后的含湿量一般<10%。在烟囱的南北侧布置相应的脱硫岛，以烟囱为中心对称布置两套脱硫装置，而对于FGD装置而言，其主要设备都是在室内布置。
脱硫工艺中使用的脱硫剂采用的是石灰石与水磨制而成的悬浮浆液，脱硫的过程中烟气会产生二氧化硫，二氧化硫会和脱硫剂反应形成亚硫酸钙，然后对石膏副产品进行氧化，进而可以对外出售。根据实际运行的相关数据进行分析，电厂的脱硫装置基本上都能够达到相应的设计值，在实际运行的过程中，FGD入口处的二氧化硫浓度有98%都在3000mg/Nm3之内，而最大的浓度值不会超过3500mg/Nm3，而出口处的二氧化硫浓度基本均值在35mg/Nm3以内，符合二氧化硫超低排放的要求。
3 超低排放相关技术分析
3.1 脱硝技术
根据含氮元素的污染物产生的原理以及相关因素，对于NOX物质进行控制的技术主要包括三种，即在燃烧前、燃烧中、燃烧后控制NOX的方式。在进行燃烧前，通过控制NOX的产生，可以对燃料进行处理转化为低氮燃料，对于有些国家对燃料脱硝进行研究，在固体燃料中含氮量一般为2.5%，但相关燃料脱硝技术在实际的应用中具有较高的成本，并且相关技术也不够成熟，不能够进行有效的推广，低氮燃料就得不到实际的应用;在燃烧中为了减少NOX的产生，根据NOX形成的原理以及相关因素，可以采用三种方式进行控制，比如低氧燃烧、对NOX进行还原分解、降低燃烧的最高温度;在燃烧后进行脱硝有湿干两种方式，对于湿法脱硝技术而言，其利用的原理是碱性溶液吸收剂能够溶解并吸收NOX，而干法脱硝技术可以使用选择性催化还原法和选择性非催化氧化还原方法。
3.2 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。
3.3 除尘技术
所谓除尘就是将烟尘从烟气中分离出来，一般会使用到多种除尘器，包括湿式除尘器、机械式除尘器、过滤式除尘器等。
4 关于热电联产机组超低排放改造分析
4.1 脱硝超低排放改造
当前超低排放改造使用的工艺仍然为SCR，从机组实际运行的情况以及相关数据分析，进行脱硝超低排放改造可以先对当前的机组进行燃烧调整试验，针对相应的试验结果进行针对性的改造。根据当前机组运行的工况，可以有两种改造方案，方案一是对燃烧进行优化调整，对当前SCR反应装置以及相关系统进行改造，进行相应的燃烧调整试验，对燃烧锅炉的氧量进行控制，按照入口和出口处浓度的设计值进行SCR反应器的改造;方案二是进行低氮改造，根据锅炉实际运行的情况，可以进行低氮燃烧器或者风箱优化改造，降低SCR反应器入口原设计的氮氧化物浓度值，并达到出口的浓度设计值。
通过对两种方案记性对比分析，方案一初期投資较低并且运行费用也较低，而方案二在改造的初期具有较高的投资，改造的工期也比较长，具有较广的影响范围，其优点是SCR烟气脱硝具有较好的效果，也具有较低的运行费用。因为电厂没有进行燃烧调整试验，通过对氧量进行控制能够控制脱硝入口的氮氧化物的浓度，所以采用方案一进行超低排放改造，对燃烧进行优化调整，并对当前的SCR反应装置和相关系统进行改造。
4.2 除尘超低排放改造
当前袋式除尘器具有良好的运行状态，能够达到相关烟尘排放浓度的要求，对于电厂烟尘超低排放改造的技术包含两种，一种是终端处理技术，也是湿除技术，产生的烟气会先经过干式除尘，然后再进行湿法脱硫，最后使用湿式电除尘器进行粉尘的吸附[2];另一种是协同治理技术，烟尘在经过干式除尘后，会在脱硫吸收塔内进行相应的洗涤，从而能够有效去除烟尘。在本文中的烟尘超低排放改造中，考虑增加立式湿式电除尘装置。
考虑到电厂机组的布置情况以及相关工艺流程，在脱硫装置后增加立式湿式电除尘装置，使其处于脱硫设备和烟囱之间，这样在烟气经过脱硫后，湿式电除尘装置会进一步净化，然后进入烟囱排放到大气环境中;当对原袋式除尘器进行消缺检修时，这不会影响到除尘的效率，在进行改造后，系统会增加大约500Pa的阻力。对于增加的湿法电除尘装置系统还要进行相应的防腐处理。
5 结束语
综上所述，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。
