張濤

摘 要：我國燃煤機組負荷變化頻繁，許多火電機組參與電網(wǎng)調(diào)峰，尤其調(diào)峰頻繁，甚至深度調(diào)峰的機組負荷變化范圍更大，調(diào)峰頻率次更多，導(dǎo)致脫硝設(shè)施投運率低。此外，溫度場、速度場、濃度場等流場不均導(dǎo)致區(qū)域溫度、流速、濃度多維度場不均勻，導(dǎo)致脫硝設(shè)施性能差也是普遍存在的問題。

關(guān)鍵詞：燃煤電廠;脫硝;性能診斷;策略

1 引言

面對超低排放全面推進、排污許可制度實施等嚴峻形勢，燃煤電廠應(yīng)將脫硝設(shè)施納入主設(shè)備管理體系，注重與制粉系統(tǒng)、鍋爐系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化，為脫硝設(shè)施安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行創(chuàng)造良好入口邊界條件;加強催化劑全壽命管理，建立催化劑大數(shù)據(jù)庫;定期開展冷熱態(tài)流場均布試驗和催化劑周期檢測;運行好脫硝設(shè)施，為確保燃煤煙氣穩(wěn)定經(jīng)濟超低排放，實現(xiàn)煤炭清潔高效利用提供強有力支持。

2 燃煤電廠脫硝設(shè)施性能診斷及策略

2.1針對W火焰爐或?qū)_爐，脫硝設(shè)施入口NOx濃度高，凈煙氣NOx超低排放策略

采用SNCR+SCR組合技術(shù)，在鍋爐出口合適位置，將尿素溶液噴入煙氣，在合適的溫度窗口條件下，尿素溶液在高溫下分解產(chǎn)生氨氣，一方面，將鍋爐煙氣中NOx部分非催化還原;另一方面，未參與反應(yīng)的氨氣與煙氣混合后，進入脫硝設(shè)施，在催化劑作用下，與NOx進行還原反應(yīng)。加強燃煤煤質(zhì)管控和燃燒優(yōu)化調(diào)整，注重制粉系統(tǒng)、燃燒系統(tǒng)和脫硝系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化調(diào)整，使得鍋爐出口NOx濃度滿足設(shè)計要求，減輕燃煤電廠脫硝系統(tǒng)壓力。采用組合技術(shù)需重點關(guān)注兩個問題：一是SNCR脫硝效率低;二是產(chǎn)生的氨與煙氣混合不均勻，進入SCR脫硝系統(tǒng)反應(yīng)時易造成氨逃逸嚴重。

2.2 針對脫硝設(shè)施噴氨優(yōu)化調(diào)整策略

脫硝設(shè)施冷態(tài)調(diào)整策略在脫硝流場均布優(yōu)化調(diào)整過程中，冷態(tài)調(diào)整是優(yōu)化調(diào)節(jié)的基礎(chǔ)。一是通過CFD模擬，全面摸清現(xiàn)有脫硝設(shè)施流場分布情況，合理設(shè)置和優(yōu)化導(dǎo)流板位置和數(shù)量，提高煙氣流場分布均勻性。二是加強脫硝催化劑全壽命管理。對新更換和現(xiàn)役催化劑狀態(tài)進行跟蹤和監(jiān)督;定期開展脫硝催化劑周期檢測，重點關(guān)注堿金屬、砷元素等微量元素中毒情況，避免其帶病運行、低效運行。

脫硝熱態(tài)調(diào)整策略為有效解決噴氨不均引起氨逃逸、SCR反應(yīng)器出口與煙囪入口NOx存在濃度偏差等問題，要對脫硝噴氨進行熱態(tài)優(yōu)化調(diào)整。采用網(wǎng)格狀多點在線監(jiān)測及取樣系統(tǒng)，可實現(xiàn)對煙氣脫硝反應(yīng)器斷面溫度場、流速速度場、NOx濃度場的有效實時監(jiān)控，利于實時調(diào)整機組及脫硝系統(tǒng)運行，與煙囪入口NOx濃度場進行對比，并針對性對噴氨支管進行優(yōu)化調(diào)整，通過性能測試評價熱態(tài)調(diào)整策略可靠性和穩(wěn)定性。

目前，多數(shù)脫硝反應(yīng)器前后NOx濃度均為單點測量，不具有代表性。在準確測量煙氣流量的基礎(chǔ)上，通過噴氨優(yōu)化改造，大幅降低氨逃逸，確保脫硝設(shè)施安全、穩(wěn)定、達標、經(jīng)濟運行。

（1）煙氣流量測量準確度高。采用流量矩陣式測量法在線測量，將煙道截面分成等面積區(qū)域，通過測量差壓大小，轉(zhuǎn)化為該區(qū)域流量，相比于該區(qū)域管內(nèi)氣流動壓值，煙氣流量測量裝置產(chǎn)生的壓差放大倍數(shù)較大，測量準確度高。

（2）根據(jù)矩陣式測量法所測流量，對噴氨系統(tǒng)進行優(yōu)化改造，針對性控制對應(yīng)矩陣區(qū)域內(nèi)的噴氨流量，使得氨氮混合均勻，反應(yīng)充分，大大降低了氨逃逸，降低后續(xù)設(shè)備堵塞、腐蝕幾率，確保了機組穩(wěn)定、可靠、達標運行。

（3）壓差變送器的壓差信號轉(zhuǎn)換成4～20mA信號接入自動控制系統(tǒng)后反饋至噴氨系統(tǒng)，通過噴氨管道主調(diào)和輔調(diào)相結(jié)合，既提高了噴氨均勻性，又減少氨的無效噴入，節(jié)省運行費用。

2.3催化劑孔道堵灰問題

因煤質(zhì)和燃燒方面的原因，部分電廠煙氣中粉塵含量高，大顆?；姨貏e是“爆米花灰”，多形成于鍋爐受熱面表面，較難通過煙道的擴展降低收留等手段使其沉降。一旦被煙氣攜帶到催化劑表面可導(dǎo)致催化劑堵塞，減弱脫硝設(shè)施脫硝能力。在脫硝系統(tǒng)入口煙道合適位置，安裝大顆?；覕r截網(wǎng)，去除煙氣中攜帶的大顆粒飛灰，同時采用壓縮空氣吹灰，很大程度上避免了催化劑孔道堵塞，提高了脫硝設(shè)施的脫硝性能。

3 總結(jié)

為滿足燃煤煙氣超低排放要求，燃煤電廠脫硝設(shè)施均進行了擴容改造或者更換催化劑。隨著燃煤電廠排污許可制度的實施，對脫硝設(shè)施穩(wěn)定、達標運行提出更高的要求。超低排放改造后，一些電廠NOx排放未達到預(yù)期目標。為解決此類問題，以某330MW超低排放機組為例，對運行了15500h的煙氣脫硝裝置進行現(xiàn)場勘查、運行資料收集，并對運行催化劑進行取樣檢測，逐一排查NOx超標排放的原因。研究結(jié)果表明：SCR脫硝系統(tǒng)設(shè)計裕量低，催化劑主活性成分V2O5含量偏低，催化劑微孔數(shù)與活性點位數(shù)減少導(dǎo)致脫硝效率下降，加之反應(yīng)器入口NOx濃度偏高、負荷變化頻繁、噴氨響應(yīng)不及時，造成SCR脫硝裝置出口NOx濃度超過50mg/m3。建議加強鍋爐優(yōu)化運行，盡量避免入口NOx濃度大幅度波動，提高噴氨響應(yīng)速度，并應(yīng)新增1層催化劑，將現(xiàn)有2層催化劑進行再生，以確保NOx排放濃度穩(wěn)定達標。

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