现役燃煤机组SCR烟气脱硝装置运行现状分析

分析其原因,一方面是各机组炉型、煤质、燃烧工况等情况有差别,导致其低氮控制、燃烧优化、运行控制等手段和水平各不相同;另一方面则是原设计还存在着一定的不合理性,设计裕量偏小或过大。对此应优先对燃煤合理掺配、优化调整炉内燃烧,从源头上控制NOx生成浓度,同时设计时应选取适宜裕量。

图4调查机组SCR装置出口NOx质量浓度

图5调查机组SCR装置入口氨氮摩尔比

从图4、5可以看出,调查机组SCR装置出口NOx浓度普遍能控制在设计值以内,但实际氨氮摩尔比绝大多数都已超出原设计值。结合图2可以发现,SCR烟气脱硝技术虽然具有稳定、高效等优点,但在实际工程运用中不少电厂仍然采用大量喷氨来实现较高的NOx脱除率,也即处理方式比较粗放。

随着最新《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014—2020）和《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》的提出[2],为了执行新的标准,势必会对现有脱硝装置进行提效改造。改造主要涉及：在满足高脱硝效率的同时如何控制、降低逃逸氨浓度,如何合理控制氨耗量,如何精细优化调整喷氨分布等。

为满足现行国家排放标准,燃煤锅炉SCR装置的催化剂一般按照2+1设计,为满足超低排放要求,部分燃用贫煤、无烟煤的煤粉锅炉则需要考虑反应器扩容、催化剂层数增加等改造措施。对此,一方面要在思想上加强重视,另一方面要在技术上提高运行维护管理水平。

图6调查机组SCR装置出口SO2/SO3转化率

图7调查机组SCR装置出口逃逸氨体积分数

2.2 SO2/SO3转化率及逃逸氨分析

SO2/SO3转化率和逃逸氨浓度是评价SCR脱硝系统的2个重要指标,调查机组脱硝装置SO2/SO3转化率及逃逸氨浓度实际值与设计值如图6和图7所示。

由图6、图7可以看出,SO2/SO3转化率基本都能够控制在原设计值范围内;20%左右的机组逃逸氨浓度超过设计值,部分机组逃逸氨浓度甚至超过原设计值3~7倍,已属于严重超标。

脱硝系统中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸气结合,生成的NH4HSO4易在空气预热器低温段受热面粘附凝结,从而引起堵塞、积灰与腐蚀问题,还会改变风烟道阻力特性,导致风机极易进入不稳定工作区,抗干扰能力变差[3],对设备造成不利影响,严重时甚至会造成机组非正常停运。

因SO3燃烧生成机理较为复杂且难以在燃烧阶段进行有效控制,而催化剂配方调整效果也较为有限,要降低SO2/SO3转化率,逃逸氨浓度的控制就成为主要方向[4]。脱硝装置逃逸氨浓度受脱硝效率、燃尽风率、氧体积分数和机组负荷等因素影响[5]。

为达到更低的NOx排放及逃逸氨浓度,日常运行中还可通过定期分析飞灰中的氨含量来监控逃逸氨浓度变化情况[6],同时还可通过定期或不定期喷氨优化调整,对反应器内流场进行重新校核与优化改造,以便使下游设备能长期稳定、安全运行。

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