李玉柱，董銳鋒，郭應(yīng)新，王鋒濤，楊 碩

（1.潤電能源科學(xué)技術(shù)有限公司，河南 鄭州450052；2.國網(wǎng)河南省電力公司電力科學(xué)研究院，河南 鄭州450052）

隨著人們環(huán)保意識的逐漸加強， 環(huán)保政策也隨之逐漸完善和嚴格。 化石燃料的使用是現(xiàn)階段環(huán)境污染的主要來源之一， 燃煤電廠在我國的煤炭消耗中占了半壁江山[1]。 燃煤電廠被要求在2020 年前全面實施超低排放和節(jié)能改造，東、中部地區(qū)要提前至2017 年和2018 年達標[2]。 具體要求新建燃煤發(fā)電機組污染物排放接近燃氣機組排放水平[3]，即在基準氧含量6%的條件下，煙塵、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放濃度分別不高于10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3[4]。 然而，進行超低排放改造之后的電廠，在運行過程中出現(xiàn)了一系列新的問題， 其中最為突出的就在于脫硝系統(tǒng)。 脫硝系統(tǒng)出口NOx排放濃度標準的嚴格， 進一步激化了脫硝系統(tǒng)噴氨量和NOx排放濃度之間的矛盾[5-6]。

很多燃煤電廠在超低排放改造之后， 出現(xiàn)了脫硝系統(tǒng)運行異常的情況。 例如部分電廠出現(xiàn)脫硝系統(tǒng)噴氨量過大的現(xiàn)象；或者煙氣中NOx濃度 “正掛”（即脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度遠高于煙囪處NOx濃度）或 “倒掛”（即脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度遠低于煙囪處NOx濃度）；有些出現(xiàn)空氣預(yù)熱器進出口壓差不斷升高的情況，甚至超過4.0 kPa，隨時會有聯(lián)動停機的危險，并且壓差升高引起引風機電流顯著增加，提高了機組的運行成本； 部分除塵器極板和極線表面積灰嚴重，除塵效率不斷降低；個別嚴重的燃煤電廠，甚至出現(xiàn)脫硫塔漿液發(fā)出較大氨味的現(xiàn)象， 影響到脫硫效率和脫硫石膏的品質(zhì)。

本文將從技術(shù)角度分析脫硝系統(tǒng)問題產(chǎn)生的原因，并提出采用脫硝系統(tǒng)噴氨分布調(diào)整的方式，緩解脫硝系統(tǒng)噴氨量和NOx排放濃度之間的矛盾， 保證機組和后續(xù)設(shè)備的經(jīng)濟穩(wěn)定運行。

1 脫硝系統(tǒng)異常問題

河南省某600 MW 燃煤電廠在運行過程中，同時出現(xiàn)了脫硝系統(tǒng)噴氨量過大、煙氣中NOx濃度 “正掛” 嚴重、空氣預(yù)熱器進出口壓差升高、除塵器除塵效率降低的現(xiàn)象， 燃煤機組運行的經(jīng)濟性和穩(wěn)定性受到了極大的威脅。

通過現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)， 該電廠脫硝系統(tǒng)的實際噴氨量，比理論消耗量高25%以上，造成運行成本的顯著增加。

脫硝系統(tǒng)出口煙氣中NOx濃度為75 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2）左右，而煙囪總排口煙氣中NOx濃度為35 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2）左右，“正掛” 現(xiàn)象嚴重。

空氣預(yù)熱器進出口壓差從平時運行控制的0.8～1.0 kPa，升高至2.5 kPa 左右，同時引風機電流上升20 A 左右。

靜電除塵器的二次電流發(fā)生逐漸降低的現(xiàn)象，且除塵器出口煙塵濃度有逐步升高的趨勢， 對煙塵的達標排放產(chǎn)生極大的威脅。

2 問題分析及處理

2.1 現(xiàn)場檢測

為了檢驗該燃煤電廠脫硝系統(tǒng)的工作狀態(tài)，首先對脫硝系統(tǒng)進出口的NOx濃度分布狀況進行了測試。 在機組600 MW 工況下，對脫硝系統(tǒng)兩側(cè)煙道測孔0.5 m、1.0 m 及1.5 m 深度處分別進行測量。

A 側(cè)脫硝入口煙道斷面NOx分布的平均值為466.2 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），相對標準偏差為2.10%。 B 側(cè)脫硝入口煙道斷面NOx分布的平均值為372.0 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），相對標準偏差為2.09%。 脫硝入口A 側(cè)和B 側(cè)煙道的NOx分布均勻性都比較好。

對脫硝出口煙道斷面的NOx濃度數(shù)據(jù)進行分析：A 側(cè)NOx濃度最大值為34.9 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為7.0 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為60.48%；B 側(cè)NOx濃度最大值為86.7 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為9.9 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為74.20%。 脫硝出口煙道NOx分布情況如圖1 和圖2 所示。 整個脫硝出口煙道斷面濃度分布相差較大，CEMS（Continuous Emission Monitoring System， 煙氣排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)）所測數(shù)據(jù)失去代表性， 不能反映脫硝出口NOx的真實濃度水平。

圖1 A 側(cè)脫硝出口煙道NOx 濃度分布示意圖

圖2 B 側(cè)脫硝出口煙道NOx 濃度分布示意圖

脫硝系統(tǒng)AIG 噴氨格柵布置于脫硝系統(tǒng)反應(yīng)器上方豎直煙道上， 在煙道前墻布置了9 組噴氨支管及閥門，A 側(cè)所有噴氨支管閥門均處于中間開度位置，B 側(cè)各支管開度與脫硝出口NOx濃度分布匹配度較差， 需要對各噴氨支管閥門進行重新調(diào)整。

2.2 原因分析

脫硝出口煙道NOx濃度分布的不均勻， 主要是由于脫硝系統(tǒng)噴氨格柵處噴氨分布情況與脫硝入口煙道NOx濃度分布不匹配所造成的。 部分區(qū)域內(nèi)噴氨量過多，從而造成該區(qū)域內(nèi)NOx濃度較低，同時氨逃逸濃度過高，遠超過2.28 mg/m3（3×10-6）的控制指標；同時有些區(qū)域內(nèi)噴氨量過少，造成該區(qū)域內(nèi)NOx濃度過高， 從而引起脫硝系統(tǒng)出口和煙囪總排口處的NOx濃度監(jiān)測值不一致。

多余的噴氨量不僅造成了運行成本的增加，氨逃逸濃度的增加會給后續(xù)設(shè)備帶來不利影響。 煙氣中的氨分子會與三氧化硫、硝酸、氯化氫等物質(zhì)發(fā)生化合反應(yīng)，從而生成硫酸氫氨、硝酸銨、氯化銨等產(chǎn)物。 然而，硫酸氫銨熔點146.9 ℃，沉積溫度為150～200 ℃，當溫度低于185 ℃時，氣態(tài)硫酸氫銨會大量凝結(jié)[7]；硝酸銨沸點210 ℃，熔點169.6 ℃，當溫度下降至210 ℃以下時，氣態(tài)硝酸銨會發(fā)生凝結(jié)[8]；氯化銨的沉積溫度為75～115 ℃左右[9]。 硫酸氫氨、硝酸銨、氯化銨等產(chǎn)物會在后續(xù)的空氣預(yù)熱器表面、除塵器內(nèi)壁、引風機輪轂表面等位置大量凝結(jié)沉積，并黏附煙氣中大量灰塵，形成較厚的板結(jié)結(jié)垢，從而造成空氣預(yù)熱器進出口壓差升高、 除塵器效率下降等嚴重后果，甚至威脅到機組的正常穩(wěn)定運行。

為了解決脫硝系統(tǒng)噴氨格柵處噴氨分布情況與脫硝入口煙道NOx濃度分布不匹配的情況， 最有針對性的措施就是對噴氨格柵各個支管內(nèi)的噴氨量分布情況進行調(diào)節(jié)， 即對噴氨格柵各個支管的噴氨手動調(diào)節(jié)閥開度進行優(yōu)化和調(diào)整。

2.3 脫硝系統(tǒng)運行調(diào)整

通過對機組不同負荷狀態(tài)下的脫硝系統(tǒng)進出口NOx濃度分布狀況、 煙氣流速分布狀況進行分別測量， 從而計算得到脫硝系統(tǒng)噴氨格柵各個支管內(nèi)所需的噴氨量分布值。

但是在實際調(diào)整過程中， 由于各個噴氨支管是由垂直于支管方向的同一根噴氨母管提供所需的脫硝還原劑， 當對其中一根噴氨支管內(nèi)的流量進行調(diào)整時， 會同時影響相鄰幾根噴氨支管內(nèi)的流量。 因此，在不同的電廠進行調(diào)整工作時，需對噴氨格柵處的所有噴氨支管裝上流量計或孔板式差壓計， 在調(diào)整過程中時刻觀察各個支管內(nèi)的流量變化情況，最終使各噴氨支管內(nèi)的流量與計算優(yōu)化后的流量分布值相一致。

在對河南省某600 MW 燃煤電廠進行噴氨優(yōu)化調(diào)整工作時， 分別在600 MW、450 MW、300 MW 負荷下對脫硝系統(tǒng)進出口NOx濃度分布狀況、 煙氣流速分布狀況進行了測量， 并計算得到最優(yōu)噴氨分布情況，通過調(diào)整之后，各負荷下的脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度分布狀況得到極大改善。

優(yōu)化調(diào)整后，在機組600 MW 負荷工況下，A 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為17.7 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為13.1 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為9.86%；B 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為17.7 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為13.1 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為7.22%，如圖3 和圖4所示。 在機組450 MW 負荷工況下，A 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為23.2 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為18.3 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為8.26%；B 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為24.6 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為20.5 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為4.72%。 在機組300 MW 負荷工況下，A 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為27.9 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為22.9 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），出口斷面NOx分布的相對標準偏差為5.99%；B 側(cè)脫硝出口NOx濃度最大值為28.4 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），最小值為22.7 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2）， 出口斷面NOx分布的相對標準偏差為5.02%。 脫硝反應(yīng)器A 側(cè)和B 側(cè)出口斷面NOx分布的相對標準偏差均顯著降低， 出口斷面NOx分布的均勻性得到極大改善，有利于提高系統(tǒng)脫硝效率，減小氨逃逸率。

圖3 優(yōu)化調(diào)整后600 MW 時A 側(cè)脫硝出口煙道NOx 濃度分布示意圖

圖4 優(yōu)化調(diào)整后600 MW 時B 側(cè)脫硝出口煙道NOx 濃度分布示意圖

優(yōu)化調(diào)整之后， 重新在600 MW 負荷下對脫硝系統(tǒng)的脫硝效率、氨逃逸濃度、氨氮摩爾比、最大液氨耗量、脫硝系統(tǒng)進出口總壓損進行了測量[10]。

A 側(cè)脫硝入口NOx濃度平均值為375.3 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），脫硝出口NOx濃度平均值為23.4 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），NOx平均脫除率為93.8%；B側(cè)脫硝入口NOx濃度平均值為356.0 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），脫硝出口NOx濃度平均值為22.3 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），NOx平均脫除率為93.7%。 脫硝系統(tǒng)平均脫硝效率為93.8%。

A 側(cè)脫硝出口氨逃逸濃度為1.3 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），B 側(cè)脫硝出口氨逃逸濃度為1.5 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），平均氨逃逸濃度為1.4 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2）。 試驗期間達到氨逃逸濃度小于2.28 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2）的標準要求。

氨氮摩爾比計算結(jié)果為0.948，最大液氨耗量為260.1 kg/h。 相同負荷條件下， 氨氣消耗量降低了20%以上，優(yōu)化調(diào)整效果明顯。

脫硝裝置入口全壓平均值為-1 049 Pa，脫硝裝置出口全壓平均值為-1 405 Pa，脫硝裝置進出口總壓損為356 Pa， 平均單層SCR 催化劑壓損為119 Pa，小于200 Pa 的設(shè)計值。

值得注意的是， 由于在優(yōu)化調(diào)整前空氣預(yù)熱器進出口壓差較高， 因此在調(diào)整過程中需采用針對性措施。 在600 MW 負荷下，將空氣預(yù)熱器蒸汽吹掃的頻率調(diào)整為連續(xù)吹掃， 將蒸汽吹掃的壓力值調(diào)整為允許值的最大值， 用以去除空氣預(yù)熱器表面板結(jié)的硫酸氫氨、煙塵等雜質(zhì)。 經(jīng)過4 h 的連續(xù)吹掃，空氣預(yù)熱器進出口壓差由2.5 kPa 顯著降低至2 kPa 左右，引風機電流降低了8 A 左右。 雖然空氣預(yù)熱器進出口壓差仍然偏高，但是通過優(yōu)化調(diào)整之后，在蒸汽吹掃的作用下， 空氣預(yù)熱器進出口壓差仍有進一步下降的潛力。 從而在根源上解決了空氣預(yù)熱器和除塵器壁面結(jié)垢板結(jié)的問題， 提高了設(shè)備運行的經(jīng)濟性和安全穩(wěn)定性。

3 脫硝系統(tǒng)運行建議

3.1 定期開展優(yōu)化調(diào)整工作

建議脫硝裝置在后續(xù)運行過程中， 依據(jù)DL/T 335-2010《火電廠煙氣脫硝（SCR）系統(tǒng)運行技術(shù)規(guī)范》[11]定期開展對AIG 噴氨的優(yōu)化調(diào)整，并根據(jù)反應(yīng)器內(nèi)煙氣NOx濃度分布特點優(yōu)化噴氨量， 使煙道斷面噴氨量分布更加合理， 保證脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度能夠均勻分布。

3.2 定期開展氨逃逸化學(xué)法分析

建議脫硝裝置在后續(xù)運行過程中， 依據(jù)DL/T 335-2010《火電廠煙氣脫硝（SCR）系統(tǒng)運行技術(shù)規(guī)范》定期開展氨逃逸化學(xué)法采樣與分析測試試驗，每季度一次，確保氨逃逸在合理范圍內(nèi)，減少因此帶來的空預(yù)器堵塞問題。

3.3 空氣預(yù)熱器蒸汽吹掃調(diào)整

當脫硝系統(tǒng)發(fā)生噴氨不均等問題時，通常伴有空氣預(yù)熱器堵塞等現(xiàn)象發(fā)生。當空氣預(yù)熱器進出口壓差有升高的趨勢時，可在鍋爐負荷較高時使用蒸汽連續(xù)吹掃模式，并適當升高吹掃蒸汽的壓力，以盡可能地去除板結(jié)在空氣預(yù)熱器表面的硫酸氫氨等結(jié)垢。

3.4 合理設(shè)置脫硝系統(tǒng)控制指標

在超低排放標準的要求下， 部分電廠為了保證煙囪總排口的NOx濃度始終在排放標準之內(nèi)，將NOx的排放濃度目標值設(shè)置的過低， 從而發(fā)生脫硝系統(tǒng)噴氨量整體過高的現(xiàn)象。 同時，若存在噴氨不均的情況，部分區(qū)域內(nèi)的煙氣氨逃逸濃度會非常高，個別電廠氨逃逸濃度甚至達到50 mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2）以上，嚴重威脅到后續(xù)設(shè)備的正常運行。 因此，脫硝系統(tǒng)在日常運行時，需合理設(shè)置NOx的排放濃度目標值，推薦在標準要求值的80%左右。

3.5 加強在線監(jiān)測設(shè)備維護管理

CEMS 系統(tǒng)所監(jiān)測的數(shù)據(jù)， 是脫硝系統(tǒng)進行噴氨量調(diào)節(jié)的主要依據(jù)， 因此需加強在線監(jiān)測設(shè)備維護管理， 保證CEMS 系統(tǒng)的測量誤差在標準要求范圍內(nèi)，提高測量數(shù)據(jù)的準確性。 另外，為了減少噴氨不均所帶來的不利影響， 燃煤電廠需將CEMS 系統(tǒng)的單點抽氣采樣改為多點（2～4 個采樣點）抽氣采樣的方式，尤其是脫硝系統(tǒng)出口煙道處，以更好地獲得煙道截面上NOx濃度的整體平均值。

4 結(jié)論

燃煤電廠在進行超低排放改造之后， 脫硝系統(tǒng)發(fā)生異常問題的現(xiàn)象呈逐漸增多的趨勢， 其主要原因為NOx排放濃度標準的降低， 使脫硝系統(tǒng)噴氨量和NOx排放濃度之間的矛盾更為激化所致。 在脫硝系統(tǒng)噴氨不均現(xiàn)象存在的情況下， 氨逃逸濃度過高使得煙氣中硫酸氫氨、硝酸銨、氯化銨等不利產(chǎn)物濃度激增，從而造成后續(xù)空氣預(yù)熱器堵塞、除塵器工作表面結(jié)垢、脫硫系統(tǒng)漿液氨含量增高等不利后果，甚至隨時威脅到機組的安全穩(wěn)定運行。

通過對脫硝系統(tǒng)噴氨格柵處各支管內(nèi)的噴氨量分布情況進行重新調(diào)節(jié)， 從而改善脫硝系統(tǒng)煙道內(nèi)噴氨分布和NOx濃度之間的匹配情況， 使得煙氣內(nèi)氨逃逸濃度大幅下降， 并配合高負荷狀態(tài)下的蒸汽連續(xù)吹灰，可逐步改善后續(xù)設(shè)備的結(jié)垢堵塞問題，改善脫硝系統(tǒng)和整個機組的運行經(jīng)濟性和穩(wěn)定性。

同時，燃煤電廠在日常運行過程中，建議針對脫硝系統(tǒng)采取適當?shù)拇胧?，保證優(yōu)化運行狀態(tài)：①定期開展優(yōu)化調(diào)整工作；②定期開展氨逃逸化學(xué)法分析；③空氣預(yù)熱器蒸汽吹掃調(diào)整；④合理設(shè)置脫硝系統(tǒng)控制指標；⑤加強在線監(jiān)測設(shè)備維護管理。