环保设备运行中常见问题及预控措施

结合火电厂环保设备的生产工艺和运行情况，合理选择设备的运行和维护成本。一般设备的运行成本包括原材料、电能、水、催化剂、油、蒸汽和人工成本，设备维护时也会有备件的材料成本。除上述必要的设备成本外，电厂还应有额外的脱硝成本和污染物控制处理的脱硫成本，如电力成本。电力消耗成本是指环保设备运行过程中电力消耗导致工厂电力成本的增加。具体来说，电力消耗成本是单位电价、工厂电力增长率、额外贡献和年利用时数的乘积，人工成本主要是指参与环保设备安装、运行和维护的运行人员的工资总和。

（1）脱硫运行维护成本计算模型。就脱硫运行成本而言，每年需要减排。SO2量等于锅炉每小时烟气总量X（FGD入口处SO2含量-FGD出口处SO2含量）×每年使用小时率/锅炉负荷率。此外，在化学反应过程中，除1摩尔外，SO2需要1摩尔的CaCO3参与反应，这也是脱硫成本的一部分。在充分考虑脱硫实际运行工艺的基础上，获得脱硫运行维护的成本模型，并在此基础上有效计算脱硫工艺的运行成本。

(2)脱硝运行维护成本计算模型。电厂脱硝处理应用广泛SCR技术，分析其化学反应过程，去除1摩尔NO2需要1摩尔的CO（NH2)2参与反应，同时每年需要减排的NO2量分析，其总量为锅炉每小时烟气总量。X(反应器入口NO22含量-反应器出口NO2含量）×每年使用小时数×锅炉台数。因此，电厂应根据自身实际脱硝工艺和技术工艺，统计催化剂的应用成本，获得脱硝运行维护成本模型，有效计算脱硝生产过程中的总运行成本。在计算模型的基础上，对脱硫脱硝成本的合理计算进行了分析，发现电耗成本是火电厂脱硫脱硝过程中的主要成本，约占总维护成本的45%。除耗电成本外，尿素和催化剂的更换成本也是脱硫脱硝过程中的主要成本，分别占25%和14%。因此，在计算和分析火力发电厂脱硫脱硝成本的过程中，还需要将电耗、尿素和石灰石等催化剂的应用作为重要的研究指标，并在此基础上取得良好的成本分析效果。结合我国电力企业的分析，我国火电装机容量已达7.5亿千瓦。如果所有火电厂都投入相同的脱硫脱硝设备，每年使用的尿素含量可达1300万吨，石灰石需要使用2600万吨。排除建设资金后，我国火电站在脱硫脱硝过程中的年维护资金需达到1400亿元左右。因此，在火电厂脱硫脱硝过程中，还需要投入大量的人力物力，这就要求我国电力行业在选择脱硝方法的过程中做好环保成本的计算，并在结合火电厂自身发展现状的基础上，取得良好的生态效益保护效果和环保效果。假设脱硝过程中使用的尿素是农用化肥，那么我国火电厂每年脱硝过程中使用的尿素含量可以满足1300万亩土地的施肥需求，解决我国约7.1%耕地面积的施肥问题。在脱硫过程中，需要每四年消耗一次中型石灰石矿山。然而，我国能源结构仍存在诸多问题。在短时间内解决火力发电过程中的燃烧污染问题仍然很困难。针对这些问题，需要进一步加强对环保的科技投入和研究，实现环境治理向预防的转变，从而获得良好的经济效益。

(3)空预器堵塞。

由于SCR最低连续喷氨温度一般为2900℃，锅炉燃煤硫含量及入口SCR浓度的影响和变化，在烟气温度的最低设计和运行下，喷入烟道NH3易与Nox反应产生硫酸铵盐，铵盐沉积在催化剂中会导致催化剂失活，大量无反应氨会导致空气预热器低温段严重积灰堵塞。因此，在电厂运行中，应控制低负荷烟气温度，防止铵盐沉积造成空气预热器堵塞，限制机组输出。

针对这一问题，要求所有火电企业都能处理好污染物处理和电厂效益。在烟气温度的最低设计和运行下，合理改变运行模式，如空气预热器二次烟气再循环、燃烧器运行模式的合理启停、合理的空气分配和氧气控制、反应器区域的精密氨喷射改造，促进我国火力发电与环境保护的协调发展。