现役燃煤机组SCR烟气脱硝装置运行现状分析

2.3脱硝装置投运烟温分析

SCR脱硝催化剂对运行温度有一定的范围要求,烟温低于最低连续运行烟温（MOT）会导致NH4HSO4生成并堵塞催化剂内部反应微孔,烟温高于最高连续运行烟温则会导致催化剂烧结,两者均会造成催化剂失活。《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》[7]中规定,机组负荷低导致脱硝设施退出并致使污染物浓度超过限制的,应没收该时段环保电价。

调查机组满负荷及最低负荷时SCR装置入口烟温如图8所示。

图8调查机组SCR装置入口烟温

由图8a）可见,满负荷工况时大部分机组实际烟温与设计烟温偏差并不大,且都在320~420℃,满足脱硝催化剂运行烟温要求;由图8b）可发现,低负荷工况运行条件下存在部分机组SCR装置入口烟温低于最低连续运行烟温问题,当SCR装置入口烟温低于最低连续运行烟温时,需停止喷氨以避免对催化剂造成损害,也即部分调查机组不能实现全负荷段脱硝。

对于部分燃煤电厂存在的机组低负荷运行时烟温过低导致脱硝装置退出运行问题,一般可采取省煤器分级改造、省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路等技术手段[8]。但需要注意的是,以上改造涉及锅炉热量分配、运行调节、维护检修、排烟温度等重要方面,且投资费用较大,甚至还有可能影响机组的安全稳定运行。

建议SCR装置入口烟气温度过低问题宜优先考虑结合锅炉燃烧调整、优化脱硝运行控制等措施予以解决[9,10];然后再根据各机组省煤器出口烟温实际情况和所需要的提升温度,结合锅炉、汽轮机等相关设备系统的具体特点,在保证SCR装置入口烟温的同时兼顾机组安全、稳定、高效运行,最终获得最适宜的解决方案[11]。

2.4脱硝系统阻力、温降分析

调查机组脱硝系统阻力如图9所示。由图9可见,绝大部分机组脱硝系统阻力都能够控制在原设计值范围内,但考虑到调查机组投运时间不长,后续仍应加强脱硝装置吹灰清扫,加装大灰滤网拦截捕集大颗粒灰,以减轻因飞灰堵塞引起的阻力增加[12];同时,还要时刻监测脱硝装置催化剂压差、系统阻力、空气预热器阻力等参数,尤其关注阻力异常增减现象。

图9调查机组脱硝系统阻力

调查机组脱硝系统温降如图10所示。由图10可见,30%的脱硝系统实际温降值高于设计值,有的甚至高出原设计值2~3倍,这样势必会造成能源损失。其主要原因是前期快速且大规模的脱硝工程建设,导致工程质量未能得到有效保障,后续脱硝改造过程中必须提高警惕,加强管理,提升工程建设质量,避免再次出现类似问题。

图10调查机组脱硝系统温降

3结语

调研结果表明,现有采用SCR烟气脱硝工艺的大部分脱硝装置整体性能较为良好,SCR烟气脱硝技术仍将会是下一阶段NOx超低排放改造主流工艺,但脱硝系统仍然存在不少问题。主要解决措施有：

（1）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,在脱硝边界条件设计时应选取适宜裕量;

（2）定期分析飞灰中的氨含量、定期或不定期进行喷氨优化调整,必要时对脱硝反应器流场进行重新校核与优化改造,以控制逃逸氨浓度;

（3）根据机组所需提升的烟温并结合机组自身特点,综合比选最适宜的全负荷脱硝改造技术方案;

（4）加强仪器仪表的维护保养力度,提高运行维护管理水平,以保障脱硝设施安全、稳定、高效运行。

《中国电力》作者：冯前伟,张杨,王丰吉,朱跃

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