崔殊杰

(國電福州發(fā)電有限公司，福建 福州 350309)

0 引言

燃煤電廠超低排放，是指燃煤鍋爐在發(fā)電運(yùn)行中大氣污染物排放濃度基本符合燃?xì)鈾C(jī)組排放限值，即煙塵、SO2及NOx排放濃度(基準(zhǔn)含氧量 6 %)分別不超過10 mg/Nm3，35 mg/Nm3和50 mg/Nm3。2015年12月，國務(wù)院常務(wù)會議決定，在2020年之前，對燃煤電廠全面實施超低排放和節(jié)能改造。為響應(yīng)國家號召，部分企業(yè)在2015年就開始實施超低排放改造工程，目前已運(yùn)行了2年，并暴露出了一些問題。

1 電廠概況

某電廠鍋爐是由哈爾濱鍋爐有限責(zé)任公司引進(jìn)三井巴布科克能源公司技術(shù)生產(chǎn)的超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行的燃煤直流鍋爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π 型鍋爐，鍋爐型號HG-1913/25.4-YM3。

鍋爐設(shè)計煤種為神華煙煤，校核煤種為晉北煤，2號鍋爐于2013年10月完成煙氣選擇性催化還原(Selective Catalytic Reduction，SCR)脫硝改造和低氮燃燒改造，將鍋爐前、后墻最下層(A，F(xiàn)磨對應(yīng))的10只LNASB燃燒器整體更換為LYSC-Ⅰ型燃燒器，1號鍋爐于2013年12月完成改造。

設(shè)計脫硝效率為鍋爐BMCR工況不低于87.5 %，脫硝系統(tǒng)運(yùn)行時入口NOx含量不超過400 mg/Nm3(標(biāo)態(tài)、干基、6 % O2)，脫硝反應(yīng)器出口處煙氣中NOx含量不大于50 mg/Nm3(標(biāo)態(tài)、干基、6 % O2)。設(shè)計壽命24 000 h，氨逃逸濃度不大于2.25 mg/Nm3(標(biāo)態(tài)、干基、6 % O2)，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率不大于1 %。2015年12月，完成脫硝超低排放改造(增設(shè)1層預(yù)留的催化劑2+1)。

2 出現(xiàn)問題

投入運(yùn)行后，2臺鍋爐脫硝效率一直能保持大氣污染物排放國家標(biāo)準(zhǔn)。2015年10月，1號鍋爐空氣預(yù)熱器差壓增加，煙氣側(cè)最高差壓超過2.0 kPa；2016年5月，1號爐多個電除塵電場功率降低，并逐步加重為閃絡(luò)、退出運(yùn)行；2017年9月，1號鍋爐脫硝催化劑阻力突然增大，影響機(jī)組接帶負(fù)荷能力；2017年11月，2號鍋爐出現(xiàn)電除塵，個別電場功率降低，陸續(xù)惡化到多個電場無法投運(yùn)。

3 原因分析

在實踐中，普遍認(rèn)為SCR帶來的負(fù)面影響是：由于逃逸的NH3和SO3形成硫酸氫銨(ABS)，在低溫?fù)Q熱面上粘結(jié)、沉積，造成低溫段催化劑阻力增大、空氣預(yù)熱器堵塞、靜電除塵器閃絡(luò)等。影響生成的ABS因素有：煙氣中逃逸的NH3和煙氣中生成的SO3，其中決定生成量的因素是NH3和SO3濃度乘積。

影響SO3生成的主要因素有催化劑的催化作用和NO2的遞氧作用。

3.1 催化劑的催化作用

某電廠使用300—420 ℃的中溫催化劑，以TiO2為載體，上面負(fù)載釩、鎢和鉬等為主的催化劑和助催化劑(V2O5-WO3/TiO2)。研究表明：催化劑中V2O5占比超過1.2 %時，SO2轉(zhuǎn)化為SO3的轉(zhuǎn)換率會快速增大，SO2的氧化率與V2O5含量的關(guān)系如圖1所示。

圖1 SO2的氧化率與V2O5含量的關(guān)系

在V2O5作用下，存在以下化學(xué)反應(yīng)：

當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量增大，輸入熱量增加的過程中，進(jìn)入SCR的煙氣溫度也會逐步增大，SO2轉(zhuǎn)化為SO3的量會增加，在最大連續(xù)蒸發(fā)量下，煙溫會升高至400 ℃以上，轉(zhuǎn)化率處于較高水平。

3.2 NO2的遞氧作用

燃煤電廠排煙的NOx中NO含量占絕大部分，在煤粉爐中占比99 %，隨著鍋爐排煙被逐步吸熱降溫后，NO又會和O2反應(yīng)生成NO2。煙氣中的NO2和SO2可以發(fā)生以下化學(xué)反應(yīng)：

在實際運(yùn)行中，鍋爐煙氣含氧量因負(fù)荷不同而在2 %—5 %之間波動，煙氣氧量的變化同時影響鍋爐排煙中的NO2含量。

4 解決方法

逃逸的NH3和產(chǎn)生的SO3是形成ABS的2個必要條件，切斷任何1個因素都能控制ABS的產(chǎn)量，從而防止煙氣在低溫區(qū)域的運(yùn)行異常。

4.1 降低入爐煤硫份

鍋爐燃煤含硫是決定煙氣中SO2含量的首要因素，鍋爐燃煤中的硫份有90 %轉(zhuǎn)化為SO2，有1 %的SO2轉(zhuǎn)化為SO3，因此控制入爐煤硫份是控制SO3的有效手段。實踐表明：當(dāng)鍋爐入爐煤平均硫份小于1 %時，煙氣中所含的SO3會明顯減少，因ABS沉積引起的空預(yù)器、電除塵、催化劑低溫段積灰也會大幅降低。

在實際運(yùn)行中，600 MW超臨界燃煤鍋爐在不同硫份煤種下的煙氣含硫?qū)崪y值如表1所示。在煤種摻配時，入爐煤熱值為20—21 MJ/kg，RL工況下的實時總煤量為240—260 t/h。

表1 不同硫份煤種時的煙氣含硫?qū)崪y值

4.2 低氮燃燒

通常情況下，燃煤鍋爐采用SCR脫硝技術(shù)，催化劑采用(2+1)設(shè)置時，僅能達(dá)到約80 %的脫硝效率，即控制SCR入口煙氣NOx含量小于500 mg/Nm3。鍋爐在設(shè)計時，NOx含量均不超過600 mg/Nm3，因此按照GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，實現(xiàn)煙氣脫硝改造時，采取低氮燃燒優(yōu)化調(diào)整即可。但是，要實現(xiàn)NOx超低排放50 mg/Nm3的標(biāo)準(zhǔn)，需要再增加催化劑，此時煙氣阻力會同步增加，在正常運(yùn)行情況下，SCR 阻力為 0.8—1.0 kPa，超過 1.0 kPa以后，即可能發(fā)生催化劑積灰或堵塞。

從運(yùn)行實踐經(jīng)驗看，實施超低排放改造后，SCR最高能達(dá)到90 %的脫硝效率(當(dāng)脫硝效率超過90 %以上時，氨逃逸率會大幅增加)，即SCR入口煙氣NOx含量必須小于500 mg/Nm3；對于大容量的鍋爐(如600 MW及以上)或者沒有采用低氮燃燒設(shè)計的鍋爐，必須輔助低氮燃燒改造。低氮燃燒改造后，理想情況下SCR入口煙氣NOx含量應(yīng)當(dāng)小于350 mg/Nm3。

控制氨逃逸的最有效措施還是減少SCR入口煙氣NOx含量，從長期運(yùn)行數(shù)據(jù)得出：脫硝效率不超過85 %時，氨逃逸量是十分微小的。即使實施低氮燃燒改造，仍需要在不同煤種、不同負(fù)荷段下開展鍋爐優(yōu)化調(diào)整試驗，合理控制鍋爐一、二次風(fēng)配比，二次風(fēng)和燃盡風(fēng)、鍋爐排煙含氧量等燃燒參數(shù)，在保證鍋爐安全運(yùn)行和燃燒效率的前提下，降低NOx的生成量。

4.3 優(yōu)化噴氨

在實踐運(yùn)行中，應(yīng)根據(jù)煙氣流量，以比較恰當(dāng)?shù)哪柋韧度隨CR的氨氣量，才能有效還原NOx，并保持比較理想的氨逃逸量。

4.3.1 噴氨調(diào)整優(yōu)化前

對某廠2號鍋爐電除塵運(yùn)行異常及噴氨優(yōu)化后開展氨逃逸和脫硝SCR出口NOx分布測量(6 %O2)，測點分布(煙道截面俯視)如圖2所示。

在噴氨調(diào)整優(yōu)化前，550 MW工況下氨逃逸測量數(shù)據(jù)如表2所示，SCR出口NOx濃度(mg/Nm3)分布如圖3所示。

圖2 測點分布示意

圖3 噴氨優(yōu)化前SCR出口NOx濃度分布

從測量數(shù)據(jù)看，脫硝系統(tǒng)長時間運(yùn)行后，很容易出現(xiàn)煙氣流場變化以及噴氨流量不均勻?qū)е碌陌碧右荨闇p少氨逃逸，需要定期開展脫硝出口NOx分布測試，同時監(jiān)測氨逃逸情況，定期優(yōu)化調(diào)整噴氨分布。噴氨優(yōu)化主要是：采用網(wǎng)格法對SCR進(jìn)、出口同一截面中的NOx分布數(shù)值測試，根據(jù)出口分布情況調(diào)整各分支管路的噴氨量，在調(diào)整過程中測量SCR出口煙氣中氨逃逸量，以控制氨逃逸。

表2 噴氨優(yōu)化調(diào)整前氨逃逸測量數(shù)據(jù) mg/Nm3

4.3.2 噴氨調(diào)整優(yōu)化后

噴氨調(diào)整優(yōu)化后，550 MW工況下氨逃逸測量數(shù)據(jù)如表3所示，脫硝SCR出口NOx濃度分布如圖4所示。

4.4 控制SCR入口煙氣溫度

當(dāng)SCR入口煙氣溫度超過400 ℃時，在催化劑中的活性成分V2O5的作用下，煙氣中的SO2轉(zhuǎn)化為SO3的轉(zhuǎn)化率會明顯增加，催化還原NOx的同時，還會催化氧化SO2，因此噴入的氨氣一旦過量或者出現(xiàn)氨逃逸，ABS會快速增加，對鍋爐尾部裝置如空預(yù)器、電除塵造成積灰粘結(jié)，影響系統(tǒng)正常運(yùn)行。

當(dāng)SCR入口溫度低于310 ℃時，NOx的催化還原反應(yīng)就會中斷，反應(yīng)效率大幅降低，如果此時SCR系統(tǒng)投入運(yùn)行，將會造成大量的氨逃逸。目前，提倡低負(fù)荷脫硝甚至是全負(fù)荷脫硝，但實際運(yùn)行中，即使調(diào)整省煤器煙氣旁路擋板，為了確保煙氣NOx的達(dá)標(biāo)排放，還是會增加噴氨量，加劇了氨逃逸量，超低排放改造后的低負(fù)荷脫硝或者全負(fù)荷脫硝會加劇SCR投運(yùn)后帶來的負(fù)面影響。因此，在低負(fù)荷期間控制SCR入口煙氣溫度不低于310 ℃，是減少氨逃逸的有效方法。

低負(fù)荷或者機(jī)組啟動、停運(yùn)階段，如果煙氣溫度調(diào)節(jié)不平穩(wěn)，特別是冷態(tài)啟動時，SCR出口煙溫偏低，此時一旦強(qiáng)行投運(yùn)SCR，催化劑低溫段沉積ABS風(fēng)險急劇變大，催化劑蜂窩一旦徹底堵塞，即使鍋爐煙氣溫度升高到350 ℃，在正常運(yùn)行中也難以自行疏通，催化劑的煙氣阻力會明顯增大，必須采取輔助吹灰的手段緩減差壓。

4.5 合理配置吹灰設(shè)備

有的鍋爐脫硝改造設(shè)計時，為了節(jié)能、減少煙氣腐蝕等，未設(shè)置SCR蒸汽吹灰器，僅設(shè)置聲波吹灰。聲波吹灰會減少蒸汽損耗、降低煙氣中的水汽含量，對鍋爐運(yùn)行有一定積極意義。但聲波吹灰器的缺陷也十分突出，在煙氣流向上的有效吹掃距離很小，僅對松散積灰吹掃效果較好，對于輕度粘結(jié)的積灰?guī)缀鯖]有吹掃作用，特別是低溫段催化劑發(fā)生ABS引起的積灰粘結(jié)，將導(dǎo)致聲波吹灰毫無效果。

在實踐運(yùn)行中，應(yīng)當(dāng)同步配置蒸汽吹灰和聲波吹灰器，日常積灰清理以聲波吹灰為主，定期投運(yùn)蒸汽吹灰，對催化劑徹底清掃。一旦發(fā)現(xiàn)有輕微的煙氣阻力變化，應(yīng)適當(dāng)增加蒸汽吹灰頻率，可在異常初期得到有效控制和緩減。保證吹灰溫度是一項重要措施，實踐證明：當(dāng)吹灰蒸汽溫度超過250 ℃時，對SCR具有良好的吹掃效果，也不會造成明顯的負(fù)面影響。

4.6 提升排煙溫度

當(dāng)機(jī)組運(yùn)行中發(fā)生SCR催化劑阻力增大、空預(yù)器差壓增大、電除塵效率下降時，可適當(dāng)采取提升排煙溫度的方法。一般情況下，提升鍋爐排煙溫度至160 ℃時，不會造成鍋爐安全運(yùn)行風(fēng)險。此時，粘結(jié)在空預(yù)器受熱面上的ABS開始軟化，再輔助加強(qiáng)吹灰、增加電除塵極板振打頻率和振幅，可有效改善運(yùn)行中的異常情況。

5 結(jié)論

在國家環(huán)保政策的指導(dǎo)下，燃煤火力發(fā)電機(jī)組實施超低排放改造是利國利民的大事，但是在脫硝改造后的長期運(yùn)行中，因積灰和阻力增大引發(fā)的問題逐步暴露，特別是再次實施超低排放改造后，疊加煤質(zhì)變化和摻燒經(jīng)濟(jì)煤種等因素，出現(xiàn)了催化劑阻力增大、空預(yù)器阻力增大、電除塵效率降低等現(xiàn)象，對機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行和接帶負(fù)荷能力造成一定影響，極端情況下還存在一定程度的NOx超標(biāo)排放風(fēng)險。本文結(jié)合此類現(xiàn)象的發(fā)生原因及預(yù)防措施進(jìn)行總結(jié)分析，并在實踐中進(jìn)行印證，對燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放改造后的穩(wěn)定運(yùn)行積累了經(jīng)驗。

表3 噴氨優(yōu)化調(diào)整后的氨逃逸測量數(shù)據(jù) mg/Nm3

圖4 噴氨優(yōu)化后SCR出口NOx濃度分布