脱硝超低排放改造后的问题分析及解决措施

崔殊杰

(国电福州发电有限公司，福建 福州 350309)

0 引言

燃煤电厂超低排放，是指燃煤锅炉在发电运行中大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、SO2及NOx排放浓度(基准含氧量 6 %)分别不超过10 mg/Nm3，35 mg/Nm3和50 mg/Nm3。2015年12月，国务院常务会议决定，在2020年之前，对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造。为响应国家号召，部分企业在2015年就开始实施超低排放改造工程，目前已运行了2年，并暴露出了一些问题。

1 电厂概况

某电厂锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的超临界参数变压运行的燃煤直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π 型锅炉，锅炉型号HG-1913/25.4-YM3。

锅炉设计煤种为神华烟煤，校核煤种为晋北煤，2号锅炉于2013年10月完成烟气选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction，SCR)脱硝改造和低氮燃烧改造，将锅炉前、后墙最下层(A，F磨对应)的10只LNASB燃烧器整体更换为LYSC-Ⅰ型燃烧器，1号锅炉于2013年12月完成改造。

设计脱硝效率为锅炉BMCR工况不低于87.5 %，脱硝系统运行时入口NOx含量不超过400 mg/Nm3(标态、干基、6 % O2)，脱硝反应器出口处烟气中NOx含量不大于50 mg/Nm3(标态、干基、6 % O2)。设计寿命24 000 h，氨逃逸浓度不大于2.25 mg/Nm3(标态、干基、6 % O2)，SO2/SO3转化率不大于1 %。2015年12月，完成脱硝超低排放改造(增设1层预留的催化剂2+1)。

2 出现问题

投入运行后，2台锅炉脱硝效率一直能保持大气污染物排放国家标准。2015年10月，1号锅炉空气预热器差压增加，烟气侧最高差压超过2.0 kPa；2016年5月，1号炉多个电除尘电场功率降低，并逐步加重为闪络、退出运行；2017年9月，1号锅炉脱硝催化剂阻力突然增大，影响机组接带负荷能力；2017年11月，2号锅炉出现电除尘，个别电场功率降低，陆续恶化到多个电场无法投运。

3 原因分析

在实践中，普遍认为SCR带来的负面影响是：由于逃逸的NH3和SO3形成硫酸氢铵(ABS)，在低温换热面上粘结、沉积，造成低温段催化剂阻力增大、空气预热器堵塞、静电除尘器闪络等。影响生成的ABS因素有：烟气中逃逸的NH3和烟气中生成的SO3，其中决定生成量的因素是NH3和SO3浓度乘积。

影响SO3生成的主要因素有催化剂的催化作用和NO2的递氧作用。

3.1 催化剂的催化作用

某电厂使用300—420 ℃的中温催化剂，以TiO2为载体，上面负载钒、钨和钼等为主的催化剂和助催化剂(V2O5-WO3/TiO2)。研究表明：催化剂中V2O5占比超过1.2 %时，SO2转化为SO3的转换率会快速增大，SO2的氧化率与V2O5含量的关系如图1所示。

图1 SO2的氧化率与V2O5含量的关系

在V2O5作用下，存在以下化学反应：

当锅炉蒸发量增大，输入热量增加的过程中，进入SCR的烟气温度也会逐步增大，SO2转化为SO3的量会增加，在最大连续蒸发量下，烟温会升高至400 ℃以上，转化率处于较高水平。

3.2 NO2的递氧作用

燃煤电厂排烟的NOx中NO含量占绝大部分，在煤粉炉中占比99 %，随着锅炉排烟被逐步吸热降温后，NO又会和O2反应生成NO2。烟气中的NO2和SO2可以发生以下化学反应：

在实际运行中，锅炉烟气含氧量因负荷不同而在2 %—5 %之间波动，烟气氧量的变化同时影响锅炉排烟中的NO2含量。

4 解决方法

逃逸的NH3和产生的SO3是形成ABS的2个必要条件，切断任何1个因素都能控制ABS的产量，从而防止烟气在低温区域的运行异常。

4.1 降低入炉煤硫份

锅炉燃煤含硫是决定烟气中SO2含量的首要因素，锅炉燃煤中的硫份有90 %转化为SO2，有1 %的SO2转化为SO3，因此控制入炉煤硫份是控制SO3的有效手段。实践表明：当锅炉入炉煤平均硫份小于1 %时，烟气中所含的SO3会明显减少，因ABS沉积引起的空预器、电除尘、催化剂低温段积灰也会大幅降低。

在实际运行中，600 MW超临界燃煤锅炉在不同硫份煤种下的烟气含硫实测值如表1所示。在煤种掺配时，入炉煤热值为20—21 MJ/kg，RL工况下的实时总煤量为240—260 t/h。

表1 不同硫份煤种时的烟气含硫实测值

4.2 低氮燃烧

通常情况下，燃煤锅炉采用SCR脱硝技术，催化剂采用(2+1)设置时，仅能达到约80 %的脱硝效率，即控制SCR入口烟气NOx含量小于500 mg/Nm3。锅炉在设计时，NOx含量均不超过600 mg/Nm3，因此按照GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，实现烟气脱硝改造时，采取低氮燃烧优化调整即可。但是，要实现NOx超低排放50 mg/Nm3的标准，需要再增加催化剂，此时烟气阻力会同步增加，在正常运行情况下，SCR 阻力为 0.8—1.0 kPa，超过 1.0 kPa以后，即可能发生催化剂积灰或堵塞。

从运行实践经验看，实施超低排放改造后，SCR最高能达到90 %的脱硝效率(当脱硝效率超过90 %以上时，氨逃逸率会大幅增加)，即SCR入口烟气NOx含量必须小于500 mg/Nm3；对于大容量的锅炉(如600 MW及以上)或者没有采用低氮燃烧设计的锅炉，必须辅助低氮燃烧改造。低氮燃烧改造后，理想情况下SCR入口烟气NOx含量应当小于350 mg/Nm3。

控制氨逃逸的最有效措施还是减少SCR入口烟气NOx含量，从长期运行数据得出：脱硝效率不超过85 %时，氨逃逸量是十分微小的。即使实施低氮燃烧改造，仍需要在不同煤种、不同负荷段下开展锅炉优化调整试验，合理控制锅炉一、二次风配比，二次风和燃尽风、锅炉排烟含氧量等燃烧参数，在保证锅炉安全运行和燃烧效率的前提下，降低NOx的生成量。

4.3 优化喷氨

在实践运行中，应根据烟气流量，以比较恰当的摩尔比投入SCR的氨气量，才能有效还原NOx，并保持比较理想的氨逃逸量。

4.3.1 喷氨调整优化前

对某厂2号锅炉电除尘运行异常及喷氨优化后开展氨逃逸和脱硝SCR出口NOx分布测量(6 %O2)，测点分布(烟道截面俯视)如图2所示。

在喷氨调整优化前，550 MW工况下氨逃逸测量数据如表2所示，SCR出口NOx浓度(mg/Nm3)分布如图3所示。

图2 测点分布示意

图3 喷氨优化前SCR出口NOx浓度分布

从测量数据看，脱硝系统长时间运行后，很容易出现烟气流场变化以及喷氨流量不均匀导致的氨逃逸。为减少氨逃逸，需要定期开展脱硝出口NOx分布测试，同时监测氨逃逸情况，定期优化调整喷氨分布。喷氨优化主要是：采用网格法对SCR进、出口同一截面中的NOx分布数值测试，根据出口分布情况调整各分支管路的喷氨量，在调整过程中测量SCR出口烟气中氨逃逸量，以控制氨逃逸。

表2 喷氨优化调整前氨逃逸测量数据 mg/Nm3

4.3.2 喷氨调整优化后

喷氨调整优化后，550 MW工况下氨逃逸测量数据如表3所示，脱硝SCR出口NOx浓度分布如图4所示。

4.4 控制SCR入口烟气温度

当SCR入口烟气温度超过400 ℃时，在催化剂中的活性成分V2O5的作用下，烟气中的SO2转化为SO3的转化率会明显增加，催化还原NOx的同时，还会催化氧化SO2，因此喷入的氨气一旦过量或者出现氨逃逸，ABS会快速增加，对锅炉尾部装置如空预器、电除尘造成积灰粘结，影响系统正常运行。

当SCR入口温度低于310 ℃时，NOx的催化还原反应就会中断，反应效率大幅降低，如果此时SCR系统投入运行，将会造成大量的氨逃逸。目前，提倡低负荷脱硝甚至是全负荷脱硝，但实际运行中，即使调整省煤器烟气旁路挡板，为了确保烟气NOx的达标排放，还是会增加喷氨量，加剧了氨逃逸量，超低排放改造后的低负荷脱硝或者全负荷脱硝会加剧SCR投运后带来的负面影响。因此，在低负荷期间控制SCR入口烟气温度不低于310 ℃，是减少氨逃逸的有效方法。

低负荷或者机组启动、停运阶段，如果烟气温度调节不平稳，特别是冷态启动时，SCR出口烟温偏低，此时一旦强行投运SCR，催化剂低温段沉积ABS风险急剧变大，催化剂蜂窝一旦彻底堵塞，即使锅炉烟气温度升高到350 ℃，在正常运行中也难以自行疏通，催化剂的烟气阻力会明显增大，必须采取辅助吹灰的手段缓减差压。

4.5 合理配置吹灰设备

有的锅炉脱硝改造设计时，为了节能、减少烟气腐蚀等，未设置SCR蒸汽吹灰器，仅设置声波吹灰。声波吹灰会减少蒸汽损耗、降低烟气中的水汽含量，对锅炉运行有一定积极意义。但声波吹灰器的缺陷也十分突出，在烟气流向上的有效吹扫距离很小，仅对松散积灰吹扫效果较好，对于轻度粘结的积灰几乎没有吹扫作用，特别是低温段催化剂发生ABS引起的积灰粘结，将导致声波吹灰毫无效果。

在实践运行中，应当同步配置蒸汽吹灰和声波吹灰器，日常积灰清理以声波吹灰为主，定期投运蒸汽吹灰，对催化剂彻底清扫。一旦发现有轻微的烟气阻力变化，应适当增加蒸汽吹灰频率，可在异常初期得到有效控制和缓减。保证吹灰温度是一项重要措施，实践证明：当吹灰蒸汽温度超过250 ℃时，对SCR具有良好的吹扫效果，也不会造成明显的负面影响。

4.6 提升排烟温度

当机组运行中发生SCR催化剂阻力增大、空预器差压增大、电除尘效率下降时，可适当采取提升排烟温度的方法。一般情况下，提升锅炉排烟温度至160 ℃时，不会造成锅炉安全运行风险。此时，粘结在空预器受热面上的ABS开始软化，再辅助加强吹灰、增加电除尘极板振打频率和振幅，可有效改善运行中的异常情况。

5 结论

在国家环保政策的指导下，燃煤火力发电机组实施超低排放改造是利国利民的大事，但是在脱硝改造后的长期运行中，因积灰和阻力增大引发的问题逐步暴露，特别是再次实施超低排放改造后，叠加煤质变化和掺烧经济煤种等因素，出现了催化剂阻力增大、空预器阻力增大、电除尘效率降低等现象，对机组稳定运行和接带负荷能力造成一定影响，极端情况下还存在一定程度的NOx超标排放风险。本文结合此类现象的发生原因及预防措施进行总结分析，并在实践中进行印证，对燃煤发电机组超低排放改造后的稳定运行积累了经验。

表3 喷氨优化调整后的氨逃逸测量数据 mg/Nm3

图4 喷氨优化后SCR出口NOx浓度分布