燃煤电厂脱硝设施运行绩效提升技术研究

北极星环保网讯:摘要:通常机组选型和煤种确定，NOx产生的强度基本定型。随着2015年脱硝超低排放改造提速推进，对脱硝设施运行绩效提升提出了更高的要求。围绕低氮燃烧、SCR反应器和催化剂三个方面，开展脱硝设施运行绩效提升技术研究，为燃煤电厂脱硝设施运行提供技术参考。

关键词:脱硝;运行绩效;流场均布;逻辑控制

火电行业的氮氧化物排放绩效，是指发电机组平均每发一度电烟囱排口所排放出的NOx(以NO2计)的数量，用来综合反映发电机组的发电效率和NOx排放强度水平。氮氧化物排放绩效标准有力地促进电力行业清洁化发展，有利于提高电厂的发电效率，推动NOx污染物的治理和总量减排。

随着脱硝超低排放要求及改造工程的推进，如何提高脱硝设施运行水平，满足超低排放要求成为研究的难点。为此，本文从脱硝设施运行角度出发，开展燃煤电厂脱硝绩效提升技术研究，实现脱硝设施运行绩效最优化，探索在最佳可行技术条件下，实现火电机组脱硝设施最低排放限值。

1提升排放限值

超低排放要求对氮氧化物GPS提升是非常明显的，排放标准值提高，发电量不变的情况下，排放绩效下降明显。大部分电厂氮氧化物GPS都有提升潜力，但这个潜力取决于排放限值的设定。表1为测算氮氧化物排放限值与GPS的关系，发电煤耗按300g/(kW•h)评估。

表1氮氧化物排放限值与GPS的关系

从表可见，只要能满足超低排放，其绩效是成倍提高，50mg/m3的排放标准比200mg/m3的排放标准绩效提高了304%。对于燃煤电厂脱硝设施来说，满足超低排放改造的手段和方法主要两种:低氮燃烧改造和增加催化剂体积/层数。

1.1低氮燃烧器改造

低氮燃烧器改造主要目的是NOx脱硝装置入口浓度低于300～350mg/m3，脱硝效率控制在85%～92%为最佳效率。过高的效率对氨氮流场匹配度要求非常高，若偏差较大，则势必造成氨逃逸浓度增加，对尾部设备(如空预器)造成影响。进行低氮改造是以不牺牲锅炉热效率为前提，与锅炉相匹配，并结合燃煤特性优化运行。需要注意的是，在低氮燃烧改造过程中，密切关注锅炉炉膛结渣和水冷壁高温腐蚀问题。

1.2增加运行脱硝催化剂体积用量/层数

新建机组的脱硝设施催化剂可以按3+1或者3+2方式预留，现役机组脱硝设施可新增1层催化剂备用层，形成3+0的布置方式。催化剂形式可以根据煤质和烟气条件选择。增加催化剂备用层需考虑催化剂与烟气的空速比在合理范围内，通常商业催化剂的空速范围在3000～5000h-1，过低的空速会是的催化剂产生浪费，过高的空速会造成烟气停留时间短，不利于NO和NH3在催化剂表面吸附和脱附。

满足100mg/m3氮氧化物排放浓度燃煤机组实施超低排放能使得排放绩效提高。新增催化剂选型时需注意两方面的问题，一是根据煤质情况，控制入炉煤硫分，重点关注催化剂碱金属中毒和砷中毒问题;二是增加一层催化剂后，将提高SO2/SO3的转化率，硫酸氢铵的生成几率大大增加，对后续设备如空预器、布袋除尘器(若有)等造成堵塞腐蚀。

2全时段/全负荷脱硝

环保部《关于火电厂SCR脱硝系统在锅炉低负荷运行情况下NOx排放超标有关问题的复函》(环函[2015]143号)指出，《火电厂大气污染物排放标准》是国家强制标准，火电厂在任何运行负荷时，都必须达标排放，这对脱硝设施符合超低限值的时间比率提出了更高要求。表2为锅炉低负荷脱硝装置退出影响NOx排放绩效情况。从表2可以看出，40%和50%低负荷持续时间对全年NOx排放绩效影响分别为155%和194%。

表2锅炉低负荷脱硝装置退出影响NOx排放绩效的情况

全实现时段全负荷率脱硝目前可行的技术主要有省煤器分级、高温烟气旁路、省煤器给水旁路及弹性回热技术等方式，提高SCR入口烟气温度，确保在催化剂活性温度以内运行SCR反应器。其中，省煤器分级技术因不影响锅炉效率，可提高低负荷条件下脱硝设施投运时间而倍受青睐。

3运行工况及参数优化

脱硝设施运行优化是在合理的烟气条件和氨氮摩尔比条件下，结合脱硝反应器内的实际工况，使得脱硝装置设计参数满足速度、温度和浓度分布均匀要求。这种调整主要可以从三个方向入手，一是煤的燃烧控制;二是流场不均匀性调整;三是保持适合的氨氮摩尔比。

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