河源电厂SCR脱硝系统在低负荷工况下的运行与调整

北极星环保网讯:摘  要：河源电厂SCR烟气脱硝系统自投运以来，出现了NOx浓度高、逃逸率超标、能耗增加等诸多问题。本文立足河源电厂2台600MW机组脱硝系统的工艺及原理，分析了锅炉烟气NOx含量的影响因素以及低负荷运行调整对NOx含量的影响。

1 前言

氮氧化物是主要的大气污染物之一，近年来新出台的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的执行对燃煤电厂氮氧化物的排放提出了更加严格的限值。选择性催化还原(SCR)以其高效、可靠、结构简单等优点成为燃煤电厂控制氮氧化物的必然选择，是目前应用最为广泛的脱硝技术。其原理是在钒基催化剂的作用下，以NH3作为还原剂，将烟气中的NOx还原成N2和H2O，反应方程式如下，当烟气中含有氧时，上式中的(1)反应优先进行  河源电厂2台锅炉的SCR脱硝采用高尘布置，每台锅炉设AB侧反应器，2+1层催化剂，设有声波吹灰和蒸汽吹灰装置。还原剂采用液氨，经蒸发槽加热蒸发后气化为压力0.25Mpa的氨气，再输送至锅炉脱硝反应区。在反应区，氨气与稀释风机所输送的空气在氨/空混合器内均匀混合后，通过喷氨格栅均匀喷射在烟气流道中，在流经催化剂表面时发生还原反应，完成NOx的脱除过程。

2 低负荷工况下SCR运行存在的问题

河源电厂SCR烟气脱硝系统目前投运3年有余，催化剂作为脱硝系统中最昂贵的耗材，其性能和使用寿命很大程度上受运行调整方式的影响。河源电厂2台锅炉的SCR脱硝装置采用的催化剂是V2O5，当温度超过约300℃时，氨的催化剂对脱硝才有显著的影响。

河源电厂两台机同时运行时，在40%-50%负荷段运行时间较长，SCR系统各参数见表1。

从上述数据中可以看出：

(1)在负荷180-250 MW区间，SCR系统烟温在288℃-314℃之间，而SCR系统运行最低温度控制在295℃;低负荷运行导致烟温偏低;

(2)在负荷180-250  MW区间，氨逃逸率高于3ppm，这是因为：①负荷越低SCR系统入口NOx浓度就越大，若维持脱硝效率则势必要增加喷氨量，易导致逃逸率超限。②低负荷运行时，入口烟气温度低，催化剂反应效率也降低，导致逃逸率升高。

3 SCR系统在锅炉低负荷运行中的调整策略

(1)在合适的烟温条件下投入SCR系统：河源电厂催化剂运行最低温度控制在295℃，低于295℃则烟气中形成硫酸氢铵会阻塞催化剂的微孔，性能下降。不能长时间停留在低温运行，否则催化剂活性失效并难以恢复，会大大缩短其使用寿命;

(2)针对不同问题采取不同手段控制氨逃逸率：①可依据不同负荷，适当调整AA风摆角。在主、再热汽温可控前提下，适当开大顶部风，降低炉膛出口温度型NOx生成量。②低负荷时段，控制SCR出口NOx排放小于100ppm前提下，适当提高喷氨调节阀设定值。③锅炉在低负荷时段，炉膛出口氧量偏大，及时调整氧量设定值，匹配氧量与负荷对应关系。综合3种方法，氨逃逸率大多数情况可降至3ppm安全线以下;

(3)对出口NOx与脱硝效率的控制：河源电厂要求烟囱出口NOx控制在100mg/Nm?，运行中当脱硝效率稳定在80%以上，出口NOx浓度在40-60mg/Nm?，明显优于控制指标。因此在保证环保指标要求的同时，可以适当提高出口NOx排放浓度，减少喷氨量;

(4)监视和控制SCR的反应器压差：催化剂层间压差超过最大值时，应进行吹扫，防止催化剂堵灰;

(5)锅炉总风量的控制：锅炉总风量的增加，会引起：①燃烧区域NOx的生成几率，使脱硝入口的NOx浓度增加;②加快了SCR反应区的烟气流速，缩短了烟气与催化剂的接触时间，不利于反应气体在催化剂的作用下相互反应。所以在保证氧量的前提下，应适当的减小锅炉总风量;

(6)过量空气系数的控制：过高的烟气含氧量导致SCR进口NOx含量偏高，因此在运行中可参照风量、脱硝率等参数调节省煤器出口烟气含氧量;

(7)制粉系统启停过程中SCR的调整：  制粉系统启停过程中应严密监视NOx的浓度变化，防止因制粉系统的启停造成NOx的超标。在上层制粉系统投运过程中，开启磨煤机的冷风调门，会致使上层无燃料区域风量增加，SCR进口NOx含量将下降;相反，最下层制粉系统启动时，开启磨煤机的冷风调门，SCR进口NOx含量将上升。因此在制粉系统投运过程中要给予关注。

4 结论

通过对SCR脱硝在低负荷工况下运行参数的分析，总结出一套运行中的控制方式，低负荷下可以通过控制锅炉总风量、合理的过量空气系数、二次配风的方式以及制粉系统的组合运行方式等调节手段，有效的控制SCR出口的NOx的浓度并提高机组运行的经济性。

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