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图3 脱硝模型与喷氨格栅后不同截面氨浓度对比Fig.3Comparison of ammonia concentration in different sections after spraying ammonia grating
2.2.2 设备问题
2.2.2.1催化剂问题
目前,燃气电厂使用的脱硝催化剂以进口为主,价格高,单价为1.0~1.2万美元/m3,约为国产燃煤脱硝催化剂的5~8倍,且存在供货周期长、维护不便等弊端[9]。
国产燃气电厂用SCR催化剂已取得一定进展,但在制造设备、工艺、成品率控制等方面与国外厂家仍有一定距离。以蜂窝式催化剂为例,相比某国外催化剂,某国产催化剂的化学组分差异不大,但受限于制造工艺,比表面积偏小、脱硝效率偏低,详见表5。同时国产波纹板式催化剂也存在类似问题。
2.2.2.2CEMS系统问题
燃气电厂在线污染物监测设备(CEMS)也存在量程选择不当、精度不够、未设置NO2检测功能[10-11]等问题。由于脱硝系统的喷氨量与CEMS测量结果在控制系统中相关联,实际测量过程中,NOx浓度应该包含NO和NO2。但现有NOx的检测和计算方法与实际情况差异明显,未能真实地反映NOx浓度。如表6所示,机组在正常负荷下,实际检出的NO2体积分数可占NOx体积分数的20%左右。目前,大部分燃气电厂NOx检测只考虑了NO,即使小部分电厂考虑了NO2,但只参考燃煤机组的体积占比(通常按5%)[12]。因此,燃气电厂配置功能全面和精度更高的CEMS检测系统,将准确地获得现有燃气电厂的真实污染物排放水平,并为后续制定科学的减排措施提供数据支撑。
2.2.3 运行维护问题
部分燃气电厂脱硝系统受制于安装空间有限、喷氨控制策略考虑不周,加之运行时间短、经验不足,对燃气机组与燃煤机组脱硝系统运行规律差异认识不够,造成SCR脱硝效率偏低。如图4所示,某燃气电厂脱硝系统运行效率很多时段低于50%。
此外,还缺乏对脱硝系统的精细化运行管理,例如:自动喷氨逻辑控制严重滞后的情况下,存在过喷情况,导致氨逃逸率偏高。
2.3 外部因素控制技术
除与燃气轮机燃烧室结构和余热锅炉SCR脱硝系统有关外,燃气机组排放状况还受外部因素的影响。目前可控的外部因素主要有:天然气成分、进气温湿度、天然气温度等[13]。但目前该领域相关技术还不够成熟,应用案例不多。
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