脫硝超低排放改造后的問題分析及解決措施

崔殊杰

(國電福州發電有限公司，福建 福州 350309)

0 引言

燃煤電廠超低排放，是指燃煤鍋爐在發電運行中大氣污染物排放濃度基本符合燃氣機組排放限值，即煙塵、SO2及NOx排放濃度(基準含氧量 6 %)分別不超過10 mg/Nm3，35 mg/Nm3和50 mg/Nm3。2015年12月，國務院常務會議決定，在2020年之前，對燃煤電廠全面實施超低排放和節能改造。為響應國家號召，部分企業在2015年就開始實施超低排放改造工程，目前已運行了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任公司引進三井巴布科克能源公司技術生產的超臨界參數變壓運行的燃煤直流鍋爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π 型鍋爐，鍋爐型號HG-1913/25.4-YM3。

鍋爐設計煤種為神華煙煤，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磨對應)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。

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

2 出現問題

投入運行后，2臺鍋爐脫硝效率一直能保持大氣污染物排放國家標準。2015年10月，1號鍋爐空氣預熱器差壓增加，煙氣側最高差壓超過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、退出運行；2017年9月，1號鍋爐脫硝催化劑阻力突然增大，影響機組接帶負荷能力；2017年11月，2號鍋爐出現電除塵，個別電場功率降低，陸續惡化到多個電場無法投運。

3 原因分析

在實踐中，普遍認為SCR帶來的負面影響是：由于逃逸的NH3和SO3形成硫酸氫銨(ABS)，在低溫換熱面上粘結、沉積，造成低溫段催化劑阻力增大、空氣預熱器堵塞、靜電除塵器閃絡等。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轉化為SO3的轉換率會快速增大，SO2的氧化率與V2O5含量的關系如圖1所示。

圖1 SO2的氧化率與V2O5含量的關系

在V2O5作用下，存在以下化學反應：

當鍋爐蒸發量增大，輸入熱量增加的過程中，進入SCR的煙氣溫度也會逐步增大，SO2轉化為SO3的量會增加，在最大連續蒸發量下，煙溫會升高至400 ℃以上，轉化率處于較高水平。

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反應生成NO2。煙氣中的NO2和SO2可以發生以下化學反應：

在實際運行中，鍋爐煙氣含氧量因負荷不同而在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的產量，從而防止煙氣在低溫區域的運行異常。

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 %轉化為SO2，有1 %的SO2轉化為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沉積引起的空預器、電除塵、催化劑低溫段積灰也會大幅降低。

在實際運行中，600 MW超臨界燃煤鍋爐在不同硫份煤種下的煙氣含硫實測值如表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實測值

4.2 低氮燃燒

通常情況下，燃煤鍋爐采用SCR脫硝技術，催化劑采用(2+1)設置時，僅能達到約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準》，實現煙氣脫硝改造時，采取低氮燃燒優化調整即可。但是，要實現NOx超低排放50 mg/Nm3的標準，需要再增加催化劑，此時煙氣阻力會同步增加，在正常運行情況下，SCR 阻力為 0.8—1.0 kPa，超過 1.0 kPa以后，即可能發生催化劑積灰或堵塞。

從運行實踐經驗看，實施超低排放改造后，SCR最高能達到90 %的脫硝效率(當脫硝效率超過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含量應當小于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，從長期運行數據得出：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、不同負荷段下開展鍋爐優化調整試驗，合理控制鍋爐一、二次風配比，二次風和燃盡風、鍋爐排煙含氧量等燃燒參數，在保證鍋爐安全運行和燃燒效率的前提下，降低NOx的生成量。

4.3 優化噴氨

在實踐運行中，應根據煙氣流量，以比較恰當的摩爾比投入SCR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 噴氨調整優化前

對某廠2號鍋爐電除塵運行異常及噴氨優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。

在噴氨調整優化前，550 MW工況下氨逃逸測量數據如表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 噴氨優化前SCR出口NOx濃度分布

從測量數據看，脫硝系統長時間運行后，很容易出現煙氣流場變化以及噴氨流量不均勻導致的氨逃逸。為減少氨逃逸，需要定期開展脫硝出口NOx分布測試，同時監測氨逃逸情況，定期優化調整噴氨分布。噴氨優化主要是：采用網格法對SCR進、出口同一截面中的NOx分布數值測試，根據出口分布情況調整各分支管路的噴氨量，在調整過程中測量SCR出口煙氣中氨逃逸量，以控制氨逃逸。

表2 噴氨優化調整前氨逃逸測量數據 mg/Nm3

4.3.2 噴氨調整優化后

噴氨調整優化后，550 MW工況下氨逃逸測量數據如表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轉化為SO3的轉化率會明顯增加，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氨逃逸，ABS會快速增加，對鍋爐尾部裝置如空預器、電除塵造成積灰粘結，影響系統正常運行。

當SCR入口溫度低于310 ℃時，NOx的催化還原反應就會中斷，反應效率大幅降低，如果此時SCR系統投入運行，將會造成大量的氨逃逸。目前，提倡低負荷脫硝甚至是全負荷脫硝，但實際運行中，即使調整省煤器煙氣旁路擋板，為了確保煙氣NOx的達標排放，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荷脫硝或者全負荷脫硝會加劇SCR投運后帶來的負面影響。因此，在低負荷期間控制SCR入口煙氣溫度不低于310 ℃，是減少氨逃逸的有效方法。

低負荷或者機組啟動、停運階段，如果煙氣溫度調節不平穩，特別是冷態啟動時，SCR出口煙溫偏低，此時一旦強行投運SCR，催化劑低溫段沉積ABS風險急劇變大，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 合理配置吹灰設備

有的鍋爐脫硝改造設計時，為了節能、減少煙氣腐蝕等，未設置SCR蒸汽吹灰器，僅設置聲波吹灰。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，對于輕度粘結的積灰幾乎沒有吹掃作用，特別是低溫段催化劑發生ABS引起的積灰粘結，將導致聲波吹灰毫無效果。

在實踐運行中，應當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，定期投運蒸汽吹灰，對催化劑徹底清掃。一旦發現有輕微的煙氣阻力變化，應適當增加蒸汽吹灰頻率，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面影響。

4.6 提升排煙溫度

當機組運行中發生SCR催化劑阻力增大、空預器差壓增大、電除塵效率下降時，可適當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行風險。此時，粘結在空預器受熱面上的ABS開始軟化，再輔助加強吹灰、增加電除塵極板振打頻率和振幅，可有效改善運行中的異常情況。

5 結論

在國家環保政策的指導下，燃煤火力發電機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行中，因積灰和阻力增大引發的問題逐步暴露，特別是再次實施超低排放改造后，疊加煤質變化和摻燒經濟煤種等因素，出現了催化劑阻力增大、空預器阻力增大、電除塵效率降低等現象，對機組穩定運行和接帶負荷能力造成一定影響，極端情況下還存在一定程度的NOx超標排放風險。本文結合此類現象的發生原因及預防措施進行總結分析，并在實踐中進行印證，對燃煤發電機組超低排放改造后的穩定運行積累了經驗。

表3 噴氨優化調整后的氨逃逸測量數據 mg/Nm3

圖4 噴氨優化后SCR出口NOx濃度分布