首台1000MW机组烟气超低排放改造后脱硝系统控制策略改进及探讨

北极星环保网讯:摘要：传统的燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源，是国家环保监管的重点。国内首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行后，主要污染物排放指标基本都达到了天然气燃气机组的排放标准，特别是氮氧化合物的排放全时段控制在50mg/Nm3以下。

本文介绍了嘉兴电厂百万燃煤机组烟气超低排放环保示范项目实施后，热控专业针对系统中存在的问题对脱硝系统CEMS测量、脱硝自动控制策略等方面进行了一些措施改进，并针对项目实施过程中遇到的问题进行了探讨。

关键词：烟气超低排放;脱硝CEMS;氨逃逸率;脱硝自动控制

作者简介：孙东锋(1982)，男，工程师，从事火电厂热工维护和管理工作。

烟气超低排放改造采用的技术路线为对现有的脱硝、除尘和脱硫系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使机组烟气的主要污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组的排放标准，并达到解决“石膏雨”问题、消除“冒白烟”现象和全负荷范围内投运SCR脱硝装置的目的。

1000MW超临界机组烟气超低排放技术脱硝部分采用了低氮燃烧器+SCR技术进行脱硝。烟气在经过管式GGH降温段后进入低低温静电除尘器，之后进入双托盘吸收塔+吸收塔新型增效装置脱除氮氧化物、烟尘和二氧化硫，然后烟气进入湿式电除尘器，最后经过管式GGH升温段后由烟囱排入大气，实现超低排放脱硝改造工程中，对锅炉原配套SCR脱硝装置除保留原有两层催化剂的基础上，又增加了第三层催化剂。

脱硝工艺采用选择性催化还原法，从锅炉省煤器来的烟气，在SCR反应器入口前的烟道中通过喷氨格栅，与稀释后的氨气充分混合后，进入SCR反应器，经SCR中的多层催化剂将烟气中的部分NOx催化还原为N2和H2O后，烟气进入锅炉空气预热器，脱硝系统流程见图1。

但是烟气超低排放改造后，烟道后助力增加，导致SCR出口与烟囱排烟NOx偏差大、SCR出口NOx控制不稳定、氨逃逸率增大等问题。

图1脱硝系统流程图

1、SCR出口与烟囱排烟NOx偏差大原因及改进措施

烟气超低排放改造后，发现SCR出口NOx平均值与烟囱排烟NOx偏差较大(见图2)。

图2 SCR出口NOx与烟囱排烟NOx对照

原设计SCR进、出口脱硝采样探头安装在相应烟道中部，取样代表性较差，为了掌握SCR反应器进、出口NOx浓度分布情况，通过网格法进行试验，SCR反应器入口NOx浓度分布比较均匀，偏差较小。SCR反应器出口NOx浓度分布均匀性较差，出口NOx浓度延宽度和深度方向有较大变化，且局部存在NOx浓度较低的点。出口浓度分布均匀性差，除了烟气流场不稳定外，喷氨的不均匀性是主要原因。

为了解决这一问题，通过采用插入式的旁路取样管方式实现多点取样。从SCR出口烟道分别引出两路旁路取样管至空预器出口烟道，利用烟道之间的差压实现旁路管道的烟气流动，将烟气分析系统的取样探头测点布置在烟道外部的旁路取样管上。

旁路管插入烟道部分，贯穿整个烟道截面，在管道上每隔一段距离开取样孔，在烟道壁处汇成一路，以求在一定程度上保证烟气的混合均匀，提高代表性，保证了SCR出口NOx与烟囱排烟NOx趋势的一致性。图5为改造后曲线。

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