燃煤電廠提高SCR脫硝裝置投運率的措施探討

摘 要：《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223-2011）頒布后，氮氧化物排放濃度限值降低至100 mg/Nm3，脫硝裝置的投運受煙氣溫度等條件所限，存在機組低負(fù)荷時無法投運而導(dǎo)致氮氧化物濃度超標(biāo)情況，文章對如何提高燃煤電廠SCR脫硝裝置投運率措施進行探討。

關(guān)鍵詞：SCR；投運率；措施

中圖分類號：X701.3 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1006-8937（2014）30-0075-02

隨著《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）的頒布，對火電廠大氣污染物的排放將進一步從嚴(yán)，特別是重點區(qū)域大氣污染物排放要求更為嚴(yán)格，2014年7月1日起我司所在的重點區(qū)域第三時段SO2排放濃度≤50 mg/Nm3、NOx排放濃度≤100 mg/Nm3、煙塵排放濃度≤100 mg/Nm3的控制。針對脫硫裝置及電除塵器的運行基本能夠?qū)崿F(xiàn)全時段投運，SCR脫硝裝置因受煙氣溫度等條件制約，在機組低負(fù)荷時無法投運，在新標(biāo)準(zhǔn)條件下容易導(dǎo)致氮氧化物超標(biāo)排放情況，且《燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價及環(huán)保設(shè)施運行監(jiān)管辦法》（發(fā)改價格[2014]536號）明確環(huán)保電價的核算由原來的污染物月度均值調(diào)整為小時均值進行考核，勢必導(dǎo)致更多脫硝電價的扣減。本文對提高SCR脫硝裝置投運率措施進行分析探討。

1 優(yōu)化運行控制措施

SCR脫硝裝置運行控制不當(dāng)，容易生產(chǎn)硫酸氫銨等脫硝副產(chǎn)物，這些物質(zhì)一旦生成將附著在脫硝催化劑及空預(yù)器換熱元件上，如果未能盡快消除，將粘度飛灰形成頑固性灰垢造成堵塞，嚴(yán)重時將影響機組正常帶負(fù)荷，甚至造成發(fā)電機組停運。SCR脫硝裝置催化劑最佳溫度區(qū)間在350～380 ℃之間，一般在280～420 ℃之間，目前催化劑出廠的運行溫度一般要求在310～420 ℃。不同類型的鍋爐煙氣溫度對應(yīng)的負(fù)荷點各不相同，有些電廠要達(dá)到催化劑出廠的運行溫度條件需要機組負(fù)荷率高達(dá)60%以上，這樣勢必影響脫硝投運率。通過脫硝調(diào)整試驗，監(jiān)控氨逃逸、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率等參數(shù)情況，控制脫硝裝置后氨的濃度，減少硫酸氫銨等脫硝副產(chǎn)物的產(chǎn)生量，尋求低負(fù)荷時合適的安全的煙氣溫度條件，是快速提高脫硝投運率的措施。

可門公司通過化學(xué)分析法對氨逃逸濃度及SO2/SO3轉(zhuǎn)化率等進行檢測，試驗?zāi)繕?biāo)值按50%機組負(fù)荷實現(xiàn)脫硝裝置正常投運（對應(yīng)煙氣溫度約290 ℃），檢測情況見表1。

試驗結(jié)果表明氨逃逸率均<2.28 mg/Nm3、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率均<1%的要求，達(dá)到試驗?zāi)繕?biāo)，確定脫硝催化劑運行最低溫度從原設(shè)置值320 ℃調(diào)整為290 ℃，提高脫硝投運率。同時相應(yīng)制定了長期低負(fù)荷運行時采用高低負(fù)荷交替運行的措施，即低負(fù)荷連續(xù)運行時間不超過72 h，之后應(yīng)將機組負(fù)荷提高至脫硝反應(yīng)器入口煙溫達(dá)到330 ℃以上運行24 h，以蒸發(fā)沉積的硫酸氫銨，降低脫硝催化劑及空預(yù)器換熱元件堵塞風(fēng)險。

2 提高脫硝裝置入口煙溫改造措施

通過運行調(diào)整措施可適當(dāng)提高脫硝投運率，但很可能還是無法達(dá)到全時段投脫硝裝置的環(huán)保新要求，最終要實現(xiàn)全時段達(dá)標(biāo)排放，通過必要的技術(shù)改造實現(xiàn)鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上煙溫負(fù)荷脫硝投運要求的改造措施，才是徹底解決脫硝投運率及氮氧化物達(dá)標(biāo)排放的辦法。

2.1 設(shè)置省煤器煙氣旁路

方案：在省煤器進口位置的煙道上開孔，抽一部分煙氣至SCR接口處，設(shè)置煙氣擋板，增加部分鋼結(jié)構(gòu)。在低負(fù)荷時，通過抽取煙氣加熱省煤氣出口過來的煙氣，使低負(fù)荷時SCR入口處煙氣溫度達(dá)到320 ℃以上。

優(yōu)缺點：投資成本相對較低，實施簡單。但安全、穩(wěn)定、可靠性相對較差，如果長期不在低負(fù)荷運行，也就是擋板門處于常閉狀態(tài)，可能會導(dǎo)致積灰、卡澀打不開，此外會導(dǎo)致排煙溫度升高10～20 ℃，影響機組經(jīng)濟性（熱效率可能降低0.5%～1%），且對電廠的運行控制方式帶來一定的改變。另外，要求旁路煙道與主煙道的壓力匹配良好，才能滿足流量分配的要求，從而滿足煙溫控制的要求。而由于擋板（尤其是安裝在尺寸較大的煙道上時）控制精度一般不太理想。旁路煙道需承受高溫?zé)煔猓月窡煹佬枰O(shè)置關(guān)斷擋板與調(diào)節(jié)擋板，主煙道中也需要設(shè)置調(diào)節(jié)擋板，擋板在長時間高溫運行中會產(chǎn)生變型，發(fā)生卡澀，需要經(jīng)常維護保養(yǎng)甚至更換，擋板關(guān)閉狀態(tài)下一般無法很好的密封。旁路煙道也很容易發(fā)生積灰問題，而且需要在連接SCR的主煙道進口加裝混流裝置，需要增加煙道阻力，相應(yīng)會造成引風(fēng)機電耗增加，如圖1所示。

2.2 設(shè)置省煤器給水旁路

方案：在省煤器進口聯(lián)箱以前設(shè)置調(diào)節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路，直接引至下降管，減少給水在省煤器中的吸熱量，以達(dá)到提高省煤器出口煙溫的目的。

優(yōu)缺點：改造相對簡單，煙溫調(diào)節(jié)區(qū)間要求不高時可適當(dāng)考慮，一般建議對于需要調(diào)節(jié)煙溫溫度較低（10 ℃以內(nèi)）的情況可采取本方案。在更低負(fù)荷的時候，需要旁路的給水量太大，將會產(chǎn)生省煤器內(nèi)介質(zhì)超溫現(xiàn)象，可能會對省煤器造成氣蝕，威脅到機組的安全運行。此外，本方案也會導(dǎo)致排煙溫度升高10～20 ℃，影響機組經(jīng)濟性（熱效率可能降低0.5%～1%），而且對電廠的運行控制方式帶來一定的改變。

2.3 省煤器分級設(shè)置

方案：在進行熱力計算的基礎(chǔ)上，將原有省煤器部分（靠煙氣下游部分）拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中。通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR反應(yīng)器入口溫度的目的，以保證SCR可以在最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上的所有負(fù)荷正常運行，如圖2所示。

優(yōu)缺點：本方案投資成本相對較高。煙氣通過SCR反應(yīng)器脫硝之后，進一步通過SCR反應(yīng)器后的省煤器來吸收煙氣中的熱量，以保證空氣預(yù)熱器進、出口煙溫基本不變，也就是說，在保證SCR最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常投運的同時，保證鍋爐的熱效率等性能指標(biāo)不受影響。此方案的優(yōu)點在于不改變鍋爐整個熱量分配和運行、調(diào)節(jié)方式，排煙溫度基本保持不變，鍋爐運行經(jīng)濟性得到保證。

3 結(jié) 語

通過對優(yōu)化SCR脫硝運行控制措施進行分析，并提出三種提高SCR脫硝入口煙溫的技術(shù)改造方案進行分析，以期通過運行優(yōu)化、必要的技術(shù)改造達(dá)到提高SCR脫硝裝置入口煙溫，實現(xiàn)提高SCR脫硝投運率、甚至達(dá)到機組最低穩(wěn)燃負(fù)荷以上全時段投運SCR脫硝裝置的目的。

參考文獻(xiàn)：

[1] GB 13223-2011，火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[S].

[2] 發(fā)改價格[2014]536號，燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價及環(huán)保設(shè)施運行監(jiān)管辦法[S].