(廣東大唐國際潮州發(fā)電責(zé)任有限公司，廣東 潮州 515723)

按照《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011)的規(guī)定，自2015年1月1日起，新建燃煤鍋爐大氣污染物排放濃度排放值見表1，其中重點地區(qū)執(zhí)行大氣污染物特別排放限值。除廣西、重慶、四川、貴州以外，新建的燃煤鍋爐的排放限值見表2。大唐國際潮州發(fā)電責(zé)任有限公司(以下簡稱“潮州發(fā)電公司”)為達到相應(yīng)標準，降低排放濃度，于2015年6月對1 000 MW超超臨界機組3#機組進行了超低排放改造。

表1 《火電廠大氣污染物排放標準》新建燃煤鍋爐大氣污染物排放限值

表2 《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃》新建燃煤鍋爐大氣污染物排放限值 mg/Nm3

1 主要設(shè)備及環(huán)保設(shè)施概述

潮州發(fā)電公司1 000 MW超超臨界燃煤發(fā)電機組主要設(shè)備及環(huán)保設(shè)施概況如下。

鍋爐：潮州發(fā)電公司1 000 MW鍋爐型號為HG-3110/26.15-YM3。超超臨界變壓運行一次上升直流爐、垂直管圈水冷壁、一次再熱、單爐膛、燃燒器雙切圓布置、露天布置、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼結(jié)構(gòu)、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。

脫硝裝置：潮州發(fā)電公司3#機組脫硝采用低氮燃燒+選擇性催化還原法(SCR)工藝。催化劑高含塵布置，SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預(yù)熱器之間，不設(shè)旁路系統(tǒng)。催化劑層數(shù)按“2+1”設(shè)置(第3層為預(yù)留空間)，催化劑采用蜂窩型式。脫硝還原劑采用液氨。

引風(fēng)機與增壓風(fēng)機：潮州發(fā)電公司3#機組原設(shè)置2臺鍋爐引風(fēng)機和2臺脫硫增壓風(fēng)機。引風(fēng)機為成都電力機械廠生產(chǎn)的靜葉可調(diào)軸流風(fēng)機，電機額定功率7 700 kW；增壓風(fēng)機為上海鼓風(fēng)機廠生產(chǎn)的動葉可調(diào)軸流風(fēng)機，電機額定功率2 350 kW。

2 改造前脫硝系統(tǒng)運行狀況

2.1 脫硝系統(tǒng)運行狀況

改造前SCR入口NOx濃度約為300 mg/Nm3，效率維持在80%左右；SCR出口NOx濃度約為60 mg/Nm3，滿足《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2003)要求，但是不滿足超低排放要求，即NOx排放濃度≤50 mg/Nm3的要求。脫硝運行狀況見圖1。

2.2 催化劑活性

3#機組所使用的重慶遠達催化劑活性和脫硝效率、比表面積、磨損情況均保持得較好，活性檢測結(jié)果如下。

外觀檢測結(jié)果：目測取樣條外觀，B側(cè)上層取樣條有5個孔道存有積灰，A側(cè)下層取樣條有4個孔道存有積灰，如圖2所示。機組首次通煙時間為2012年7月，到2015年4月通煙時間約21 000 h。第一、二層單元外觀較好，第一層單元硬化端有3個堵孔，非硬化端有1個堵孔，有2個邊角有破損；第二層單元硬化端有10個堵孔，外壁和邊角有破損，非硬化端端面缺損明顯，一邊角有破損。

圖1 催化劑外觀情況

比表面積檢測結(jié)果：3#機組催比表面積參數(shù)見表3。

表3 3#機組催比表面積參數(shù)表 m2/g

磨損試驗檢測結(jié)果：3#機組催磨損試驗參數(shù)見表4。

表4 3#機組催磨損試驗參數(shù)表 %/kg

備注：新催化劑磨損率測試按照《磨損強度檢測作業(yè)指導(dǎo)書》C版，風(fēng)速采用管道風(fēng)速16.5 m/s，下砂量13 kg/h。

通過對催化劑的外觀檢測、性能測試和比表面積測試，可以得出如下結(jié)論：潮州發(fā)電公司3#機組的SCR 脫硝催化劑(V2O5-WO3/TiO2)取樣條，孔道積灰比率小，比表面積減少較小，但破損較嚴重，且已運行了約24 000 h[5]。

3 脫硝及鍋爐輔機改造

原有3#機組脫硝系統(tǒng)催化劑均接近化學(xué)壽命期，脫硝效率均能達到設(shè)計值80%，現(xiàn)有排放值可以達到60 mg/Nm3左右。為滿足NOx排放濃度≤50 mg/Nm3的要求，采用增加1層催化劑，即將原來預(yù)留層新增1層催化劑方案。此方案不但可以增加脫硝效率，而且可以延長脫硝催化劑的更換周期，更好地利用原有催化劑的剩余活性。當原有的催化劑壽命損耗完畢，可以考慮進行再生2層催化劑，或者根據(jù)目前填充一層催化劑的情況考慮再更換1～2層催化劑，催化劑壽命管理曲線見圖3。

由于原有增壓風(fēng)機裕量不足，將增壓風(fēng)機及電機整體更換，風(fēng)機油站更換，拆除原增壓風(fēng)機及電機基礎(chǔ)，拆除原旁路煙道，增壓風(fēng)機入口煙道保持不變，風(fēng)機出口煙道局部修改。送風(fēng)機、引風(fēng)機、一次風(fēng)機不進行改造。改造后增壓風(fēng)機為上海鼓風(fēng)機廠生產(chǎn)的動葉可調(diào)軸流風(fēng)機，電機額定功率由原來的2 350 kW增加至3 950 kW。

4 改造后脫硝系統(tǒng)運行狀況

超低排放后機組運行狀況較好(見圖4)，SCR入口NOx濃度約為300 mg/Nm3。脫硝效率維持約91%，SCR出口NOx濃度約為25 mg/Nm3，脫硫出口NOx濃度27 mg/Nm3。

圖3 催化劑壽命管理“2+1”型曲線

圖4 改造后1 000 MW機組SCR出入口NOx濃度曲線圖

5 改造前后脫硝及鍋爐輔機分析

5.1 改造前后脫硝性能參數(shù)對比

超低排放改造脫硝系統(tǒng)主要進行了以下工作：增加1層催化劑和聲波吹灰器；脫硝、脫硫出口NOx濃度表計換新；脫硫出口NOx濃度濕度折算。脫硝參數(shù)及用氨量對比如表5所示。

表5 3#機組超低排放前后用氨量對比

從上表可以看出，脫硝改造后在脫硝入口NOx濃度基本相同的情況下，超低排放后脫硝出口NOx濃度下降了61.43 mg/Nm3，脫硫出口折氧后NOx濃度下降了29.56 mg/Nm3，單位電量用氨增加了0.05 g/kW·h，脫硝效率從63.14%增加至90.74%，增加了27%。脫硝效率偏離了原有設(shè)計工況，存在氨逃逸率增加，下游設(shè)備空預(yù)器堵塞或腐蝕等風(fēng)險。經(jīng)噴氨優(yōu)化后，單位電量用氨減小，大幅減緩空預(yù)器堵塞或腐蝕等風(fēng)險。

與改造前相比，機組啟動后脫硝出口NOx濃度低于脫硫出口NOx濃度，出現(xiàn)“倒掛”現(xiàn)象，單位電量用氨增加0.05 g/kW·h。按機組年等效運行5 000 h，對機組用氨量進行預(yù)測，每年液氨耗量為1 165 t，平均每月液氨耗量97 t，與脫硝改造前相比，每月多增加用氨量約22 t。

5.2 風(fēng)機電流及脫硝阻力

超低排放改造后，當機組負荷達到1 000 MW時，同煤量同風(fēng)量下與改造前進行對比，引風(fēng)機電流增加約20 A，增壓風(fēng)機電流增加約140 A，一次風(fēng)機電流持平，送風(fēng)機電流增加約30 A，脫硝阻力增加約143.2 Pa，八大風(fēng)機合計電流增加184.43 A，廠用電率上升0.153%，供電煤耗增加約0.435 g/kW·h，匯總后如表6所示。

表6 3#機組超低排放改造對風(fēng)機電流及廠用電率的影響

超低排放改造前后八大風(fēng)機電流對比如圖5所示。

圖5 改造前后風(fēng)機電流變化

6 超低排放改造后脫硝運行問題及防范措施

6.1 增加催化劑導(dǎo)致SO3轉(zhuǎn)化率提高

脫硝系統(tǒng)因增加了催化劑的填充量而導(dǎo)致SO3轉(zhuǎn)化率提高，增加了空預(yù)器硫酸氫銨堵塞的風(fēng)險。同樣的SO3濃度下，氨濃度越低，風(fēng)險越小，針對超低排放改造后脫硝運行存在的問題，采取了嚴格控制入爐煤硫分，噴氨流場優(yōu)化調(diào)整，空預(yù)器在線水沖洗，以及提高排煙溫度，利用高溫將沉積在空預(yù)器受熱元件上的硫酸氫銨分解，從而疏通空預(yù)器煙氣流道等一系列防范措施，以減少空預(yù)器運行風(fēng)險。

6.2 脫硝效率高，氨逃逸率大

改造后脫硝效率明顯升高，控制脫硫出口NOx濃度為28.1 mg/Nm3時脫硝效率達到了90.74%，若進一步降低NOx濃度控制值會導(dǎo)致噴氨量大幅增加，氨逃逸率增大，空預(yù)器堵塞風(fēng)險加大。針對此風(fēng)險，聯(lián)系電科院進行了噴氨流場優(yōu)化調(diào)整，同時將脫硫出口NOx濃度納入績效管理，在防止超標的同時不能控制過低，嚴防過量噴氨，嚴控氨逃逸，預(yù)防空預(yù)器堵塞。

從表2可以看出，當脫硝入口NOx濃度在224.18 mg/Nm3時，控制脫硝出口NOx濃度在20.01 mg/Nm3時，脫硝效率達到了90.74%；若脫硝入口NOx濃度進一步升高，在出口NOx濃度控制不變的情況下，脫硝效率將上升，從而導(dǎo)致噴氨量大幅增加，氨逃逸率增大。針對此種情況，在配煤、配風(fēng)調(diào)整時需要重點考慮脫硝入口NOx濃度的變化趨勢，保證正常的配煤摻燒方式，燃料部需要統(tǒng)籌做好來煤計劃，避免高熱值煤種或低熱值煤種扎堆卸船。

6.3 NOx濃度瞬時值超標和過量噴氨

超低排放改造后，NOx濃度為50 mg/Nm3，正常要求應(yīng)在40 mg/Nm3以下，NOx濃度控制區(qū)間收窄，調(diào)節(jié)難度加大，瞬時值超標和過量噴氨現(xiàn)象突出，脫硝自動調(diào)節(jié)無法滿足正常調(diào)整需要，為此進行了以下工作。

1)優(yōu)化脫硝出口NOx濃度自動校準的時間，盡量避免在升降負荷時校準NOx濃度，減小對NOx濃度調(diào)整的影響。并將自動校準時間下發(fā)給機組，要求機組人員對班中自動校準時間掌握清楚，校準時間附近盡量避免啟停磨等操作量大的操作。

2)建立NOx濃度變化曲線，將脫硝出入口NOx濃度、氧量等數(shù)據(jù)加入曲線變化趨勢，在升降負荷和啟停磨時，根據(jù)曲線內(nèi)數(shù)值變化提前調(diào)整。

3)摸索鍋爐燃燒變化時脫硝入口、出口以及脫硫出口NOx濃度變化趨勢，在脫硝自動調(diào)節(jié)邏輯中對脫硝入口NOx濃度前饋量進行優(yōu)化，使得脫硝自動調(diào)節(jié)線性改善，從自動邏輯上減少瞬時值超標和過量噴氨的現(xiàn)象。

4)積極推進脫硝INFIT系統(tǒng)的應(yīng)用，優(yōu)化脫硝自動調(diào)節(jié)，將升降負荷、啟停磨、停磨后吹掃導(dǎo)致一二次風(fēng)率變化等影響NOx濃度的變量加入自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)內(nèi)，以提高NOx濃度自動調(diào)整的精度。

7 超低排放改造后鍋爐輔機存在問題

7.1 機組運行中已整改問題

增壓風(fēng)機動葉角度開度與實際不一致，1 000 MW負荷時單臺增壓風(fēng)機故障跳閘后，另一臺增壓風(fēng)機出力不足，入口有超壓的風(fēng)險。后經(jīng)重新進行了動葉角度核對和行程定位，此情況有所改善。

7.2 后續(xù)停機或改造方能整改的問題

增壓風(fēng)機進出口擋板門不嚴，增壓風(fēng)機隔絕后漏入的煙氣量大，內(nèi)部溫度較高，對處理風(fēng)機內(nèi)部故障帶來困難，需要對增壓風(fēng)機進出口擋板進行改造。

超低排放改造后，煙道阻力也隨之發(fā)生變化。但增壓風(fēng)機RB試驗未做，無法掌握增壓風(fēng)機跳閘后機組RB過程中的調(diào)節(jié)性能，需利用停爐機會做增壓風(fēng)機RB試驗。

8 結(jié)論

超低排放改造脫硝增加一層催化劑，增壓風(fēng)機更換，改造后脫硝效率增加，單位電量用氨增加，煙道阻力上升，風(fēng)機電流增加，廠用電率上升，超低排放改造后脫硝效率高，脫硝自動調(diào)節(jié)線性差，瞬時值超標和過量問題比較突出，進行了噴氨流場優(yōu)化和脫硝自動邏輯優(yōu)化后，從配煤、燃燒上控制脫硝入口NOx濃度，嚴控過量噴氨和氨逃逸，有效防范了空預(yù)器的堵塞問題。