1000MW燃煤机组烟气超低排放脱硝及锅炉辅机改造

2．2催化剂活性

3#机组所使用的重庆远达催化剂活性和脱硝效率、比表面积、磨损情况均保持得较好，活性检测结果如下。

外观检测结果:目测取样条外观，B侧上层取样条有5个孔道存有积灰，A侧下层取样条有4个孔道存有积灰，如图2所示。机组首次通烟时间为2012年7月，到2015年4月通烟时间约21000h。第一、二层单元外观较好，第一层单元硬化端有3个堵孔，非硬化端有1个堵孔，有2个边角有破损;第二层单元硬化端有10个堵孔，外壁和边角有破损，非硬化端端面缺损明显，一边角有破损。

比表面积检测结果:3#机组催比表面积参数见表3。

表3 3#机组催比表面积参数表 m²/g

磨损试验检测结果:3#机组催磨损试验参数见表4。

表4 3#机组催磨损试验参数表 %/kg

备注:新催化剂磨损率测试按照《磨损强度检测作业指导书》C版，风速采用管道风速16.5m/s，下砂量13kg/h。

通过对催化剂的外观检测、性能测试和比表面积测试，可以得出如下结论:潮州发电公司3#机组的SCR脱硝催化剂(V₂O₅－WO₃/TiO₂)取样条，孔道积灰比率小，比表面积减少较小，但破损较严重，且已运行了约24000h。

3脱硝及锅炉辅机改造

原有3#机组脱硝系统催化剂均接近化学寿命期，脱硝效率均能达到设计值80%，现有排放值可以达到60mg/Nm³左右。为满足NO_x排放浓度≤50mg/Nm³的要求，采用增加1层催化剂，即将原来预留层新增1层催化剂方案。

此方案不但可以增加脱硝效率，而且可以延长脱硝催化剂的更换周期，更好地利用原有催化剂的剩余活性。当原有的催化剂寿命损耗完毕，可以考虑进行再生2层催化剂，或者根据目前填充一层催化剂的情况考虑再更换1～2层催化剂，催化剂寿命管理曲线见图3。

图3催化剂寿命管理“2+1”型曲线

由于原有增压风机裕量不足，将增压风机及电机整体更换，风机油站更换，拆除原增压风机及电机基础，拆除原旁路烟道，增压风机入口烟道保持不变，风机出口烟道局部修改。送风机、引风机、一次风机不进行改造。改造后增压风机为上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流风机，电机额定功率由原来的2350kW增加至3950kW。

4改造后脱硝系统运行状况

超低排放后机组运行状况较好(见图4)，SCR入口NO_x浓度约为300mg/Nm³。脱硝效率维持约91%，SCR出口NO_x浓度约为25mg/Nm³，脱硫出口NO_x浓度27mg/Nm³。

图4改造后1000MW机组SCＲ出入口NO_x浓度曲线图

5改造前后脱硝及锅炉辅机分析

5．1改造前后脱硝性能参数对比

超低排放改造脱硝系统主要进行了以下工作:增加1层催化剂和声波吹灰器;脱硝、脱硫出口NO_x浓度表计换新;脱硫出口NO_x浓度湿度折算。脱硝参数及用氨量对比如表5所示。

表5 3#机组超低排放前后用氨量对比

从上表可以看出，脱硝改造后在脱硝入口NO_x浓度基本相同的情况下，超低排放后脱硝出口NO_x浓度下降了61.43mg/Nm³，脱硫出口折氧后NOx浓度下降了29.56mg/Nm³，单位电量用氨增加了0.05g/kW·h，脱硝效率从63.14%增加至90.74%，增加了27%。脱硝效率偏离了原有设计工况，存在氨逃逸率增加，下游设备空预器堵塞或腐蚀等风险。经喷氨优化后，单位电量用氨减小，大幅减缓空预器堵塞或腐蚀等风险。

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