燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术

李玉柱，董锐锋，郭应新，王锋涛，杨 硕

（1.润电能源科学技术有限公司，河南 郑州450052；2.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南 郑州450052）

随着人们环保意识的逐渐加强， 环保政策也随之逐渐完善和严格。 化石燃料的使用是现阶段环境污染的主要来源之一， 燃煤电厂在我国的煤炭消耗中占了半壁江山[1]。 燃煤电厂被要求在2020 年前全面实施超低排放和节能改造，东、中部地区要提前至2017 年和2018 年达标[2]。 具体要求新建燃煤发电机组污染物排放接近燃气机组排放水平[3]，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3[4]。 然而，进行超低排放改造之后的电厂，在运行过程中出现了一系列新的问题， 其中最为突出的就在于脱硝系统。 脱硝系统出口NOx排放浓度标准的严格， 进一步激化了脱硝系统喷氨量和NOx排放浓度之间的矛盾[5-6]。

很多燃煤电厂在超低排放改造之后， 出现了脱硝系统运行异常的情况。 例如部分电厂出现脱硝系统喷氨量过大的现象；或者烟气中NOx浓度 “正挂”（即脱硝系统出口NOx浓度远高于烟囱处NOx浓度）或 “倒挂”（即脱硝系统出口NOx浓度远低于烟囱处NOx浓度）；有些出现空气预热器进出口压差不断升高的情况，甚至超过4.0 kPa，随时会有联动停机的危险，并且压差升高引起引风机电流显著增加，提高了机组的运行成本； 部分除尘器极板和极线表面积灰严重，除尘效率不断降低；个别严重的燃煤电厂，甚至出现脱硫塔浆液发出较大氨味的现象， 影响到脱硫效率和脱硫石膏的品质。

本文将从技术角度分析脱硝系统问题产生的原因，并提出采用脱硝系统喷氨分布调整的方式，缓解脱硝系统喷氨量和NOx排放浓度之间的矛盾， 保证机组和后续设备的经济稳定运行。

1 脱硝系统异常问题

河南省某600 MW 燃煤电厂在运行过程中，同时出现了脱硝系统喷氨量过大、烟气中NOx浓度 “正挂” 严重、空气预热器进出口压差升高、除尘器除尘效率降低的现象， 燃煤机组运行的经济性和稳定性受到了极大的威胁。

通过现场检查发现， 该电厂脱硝系统的实际喷氨量，比理论消耗量高25%以上，造成运行成本的显著增加。

脱硝系统出口烟气中NOx浓度为75 mg/m3（标态，干基，6%O2）左右，而烟囱总排口烟气中NOx浓度为35 mg/m3（标态，干基，6%O2）左右，“正挂” 现象严重。

空气预热器进出口压差从平时运行控制的0.8～1.0 kPa，升高至2.5 kPa 左右，同时引风机电流上升20 A 左右。

静电除尘器的二次电流发生逐渐降低的现象，且除尘器出口烟尘浓度有逐步升高的趋势， 对烟尘的达标排放产生极大的威胁。

2 问题分析及处理

2.1 现场检测

为了检验该燃煤电厂脱硝系统的工作状态，首先对脱硝系统进出口的NOx浓度分布状况进行了测试。 在机组600 MW 工况下，对脱硝系统两侧烟道测孔0.5 m、1.0 m 及1.5 m 深度处分别进行测量。

A 侧脱硝入口烟道断面NOx分布的平均值为466.2 mg/m3（标态，干基，6%O2），相对标准偏差为2.10%。 B 侧脱硝入口烟道断面NOx分布的平均值为372.0 mg/m3（标态，干基，6%O2），相对标准偏差为2.09%。 脱硝入口A 侧和B 侧烟道的NOx分布均匀性都比较好。

对脱硝出口烟道断面的NOx浓度数据进行分析：A 侧NOx浓度最大值为34.9 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为7.0 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为60.48%；B 侧NOx浓度最大值为86.7 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为9.9 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为74.20%。 脱硝出口烟道NOx分布情况如图1 和图2 所示。 整个脱硝出口烟道断面浓度分布相差较大，CEMS（Continuous Emission Monitoring System， 烟气排放连续监测系统）所测数据失去代表性， 不能反映脱硝出口NOx的真实浓度水平。

图1 A 侧脱硝出口烟道NOx 浓度分布示意图

图2 B 侧脱硝出口烟道NOx 浓度分布示意图

脱硝系统AIG 喷氨格栅布置于脱硝系统反应器上方竖直烟道上， 在烟道前墙布置了9 组喷氨支管及阀门，A 侧所有喷氨支管阀门均处于中间开度位置，B 侧各支管开度与脱硝出口NOx浓度分布匹配度较差， 需要对各喷氨支管阀门进行重新调整。

2.2 原因分析

脱硝出口烟道NOx浓度分布的不均匀， 主要是由于脱硝系统喷氨格栅处喷氨分布情况与脱硝入口烟道NOx浓度分布不匹配所造成的。 部分区域内喷氨量过多，从而造成该区域内NOx浓度较低，同时氨逃逸浓度过高，远超过2.28 mg/m3（3×10-6）的控制指标；同时有些区域内喷氨量过少，造成该区域内NOx浓度过高， 从而引起脱硝系统出口和烟囱总排口处的NOx浓度监测值不一致。

多余的喷氨量不仅造成了运行成本的增加，氨逃逸浓度的增加会给后续设备带来不利影响。 烟气中的氨分子会与三氧化硫、硝酸、氯化氢等物质发生化合反应，从而生成硫酸氢氨、硝酸铵、氯化铵等产物。 然而，硫酸氢铵熔点146.9 ℃，沉积温度为150～200 ℃，当温度低于185 ℃时，气态硫酸氢铵会大量凝结[7]；硝酸铵沸点210 ℃，熔点169.6 ℃，当温度下降至210 ℃以下时，气态硝酸铵会发生凝结[8]；氯化铵的沉积温度为75～115 ℃左右[9]。 硫酸氢氨、硝酸铵、氯化铵等产物会在后续的空气预热器表面、除尘器内壁、引风机轮毂表面等位置大量凝结沉积，并黏附烟气中大量灰尘，形成较厚的板结结垢，从而造成空气预热器进出口压差升高、 除尘器效率下降等严重后果，甚至威胁到机组的正常稳定运行。

为了解决脱硝系统喷氨格栅处喷氨分布情况与脱硝入口烟道NOx浓度分布不匹配的情况， 最有针对性的措施就是对喷氨格栅各个支管内的喷氨量分布情况进行调节， 即对喷氨格栅各个支管的喷氨手动调节阀开度进行优化和调整。

2.3 脱硝系统运行调整

通过对机组不同负荷状态下的脱硝系统进出口NOx浓度分布状况、 烟气流速分布状况进行分别测量， 从而计算得到脱硝系统喷氨格栅各个支管内所需的喷氨量分布值。

但是在实际调整过程中， 由于各个喷氨支管是由垂直于支管方向的同一根喷氨母管提供所需的脱硝还原剂， 当对其中一根喷氨支管内的流量进行调整时， 会同时影响相邻几根喷氨支管内的流量。 因此，在不同的电厂进行调整工作时，需对喷氨格栅处的所有喷氨支管装上流量计或孔板式差压计， 在调整过程中时刻观察各个支管内的流量变化情况，最终使各喷氨支管内的流量与计算优化后的流量分布值相一致。

在对河南省某600 MW 燃煤电厂进行喷氨优化调整工作时， 分别在600 MW、450 MW、300 MW 负荷下对脱硝系统进出口NOx浓度分布状况、 烟气流速分布状况进行了测量， 并计算得到最优喷氨分布情况，通过调整之后，各负荷下的脱硝系统出口NOx浓度分布状况得到极大改善。

优化调整后，在机组600 MW 负荷工况下，A 侧脱硝出口NOx浓度最大值为17.7 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为13.1 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为9.86%；B 侧脱硝出口NOx浓度最大值为17.7 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为13.1 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为7.22%，如图3 和图4所示。 在机组450 MW 负荷工况下，A 侧脱硝出口NOx浓度最大值为23.2 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为18.3 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为8.26%；B 侧脱硝出口NOx浓度最大值为24.6 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为20.5 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为4.72%。 在机组300 MW 负荷工况下，A 侧脱硝出口NOx浓度最大值为27.9 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为22.9 mg/m3（标态、干基、6%O2），出口断面NOx分布的相对标准偏差为5.99%；B 侧脱硝出口NOx浓度最大值为28.4 mg/m3（标态、干基、6%O2），最小值为22.7 mg/m3（标态、干基、6%O2）， 出口断面NOx分布的相对标准偏差为5.02%。 脱硝反应器A 侧和B 侧出口断面NOx分布的相对标准偏差均显著降低， 出口断面NOx分布的均匀性得到极大改善，有利于提高系统脱硝效率，减小氨逃逸率。

图3 优化调整后600 MW 时A 侧脱硝出口烟道NOx 浓度分布示意图

图4 优化调整后600 MW 时B 侧脱硝出口烟道NOx 浓度分布示意图

优化调整之后， 重新在600 MW 负荷下对脱硝系统的脱硝效率、氨逃逸浓度、氨氮摩尔比、最大液氨耗量、脱硝系统进出口总压损进行了测量[10]。

A 侧脱硝入口NOx浓度平均值为375.3 mg/m3（标态，干基，6%O2），脱硝出口NOx浓度平均值为23.4 mg/m3（标态，干基，6%O2），NOx平均脱除率为93.8%；B侧脱硝入口NOx浓度平均值为356.0 mg/m3（标态，干基，6%O2），脱硝出口NOx浓度平均值为22.3 mg/m3（标态，干基，6%O2），NOx平均脱除率为93.7%。 脱硝系统平均脱硝效率为93.8%。

A 侧脱硝出口氨逃逸浓度为1.3 mg/m3（标态，干基，6%O2），B 侧脱硝出口氨逃逸浓度为1.5 mg/m3（标态，干基，6%O2），平均氨逃逸浓度为1.4 mg/m3（标态，干基，6%O2）。 试验期间达到氨逃逸浓度小于2.28 mg/m3（标态，干基，6%O2）的标准要求。

氨氮摩尔比计算结果为0.948，最大液氨耗量为260.1 kg/h。 相同负荷条件下， 氨气消耗量降低了20%以上，优化调整效果明显。

脱硝装置入口全压平均值为-1 049 Pa，脱硝装置出口全压平均值为-1 405 Pa，脱硝装置进出口总压损为356 Pa， 平均单层SCR 催化剂压损为119 Pa，小于200 Pa 的设计值。

值得注意的是， 由于在优化调整前空气预热器进出口压差较高， 因此在调整过程中需采用针对性措施。 在600 MW 负荷下，将空气预热器蒸汽吹扫的频率调整为连续吹扫， 将蒸汽吹扫的压力值调整为允许值的最大值， 用以去除空气预热器表面板结的硫酸氢氨、烟尘等杂质。 经过4 h 的连续吹扫，空气预热器进出口压差由2.5 kPa 显著降低至2 kPa 左右，引风机电流降低了8 A 左右。 虽然空气预热器进出口压差仍然偏高，但是通过优化调整之后，在蒸汽吹扫的作用下， 空气预热器进出口压差仍有进一步下降的潜力。 从而在根源上解决了空气预热器和除尘器壁面结垢板结的问题， 提高了设备运行的经济性和安全稳定性。

3 脱硝系统运行建议

3.1 定期开展优化调整工作

建议脱硝装置在后续运行过程中， 依据DL/T 335-2010《火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范》[11]定期开展对AIG 喷氨的优化调整，并根据反应器内烟气NOx浓度分布特点优化喷氨量， 使烟道断面喷氨量分布更加合理， 保证脱硝系统出口NOx浓度能够均匀分布。

3.2 定期开展氨逃逸化学法分析

建议脱硝装置在后续运行过程中， 依据DL/T 335-2010《火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范》定期开展氨逃逸化学法采样与分析测试试验，每季度一次，确保氨逃逸在合理范围内，减少因此带来的空预器堵塞问题。

3.3 空气预热器蒸汽吹扫调整

当脱硝系统发生喷氨不均等问题时，通常伴有空气预热器堵塞等现象发生。当空气预热器进出口压差有升高的趋势时，可在锅炉负荷较高时使用蒸汽连续吹扫模式，并适当升高吹扫蒸汽的压力，以尽可能地去除板结在空气预热器表面的硫酸氢氨等结垢。

3.4 合理设置脱硝系统控制指标

在超低排放标准的要求下， 部分电厂为了保证烟囱总排口的NOx浓度始终在排放标准之内，将NOx的排放浓度目标值设置的过低， 从而发生脱硝系统喷氨量整体过高的现象。 同时，若存在喷氨不均的情况，部分区域内的烟气氨逃逸浓度会非常高，个别电厂氨逃逸浓度甚至达到50 mg/m3（标态，干基，6%O2）以上，严重威胁到后续设备的正常运行。 因此，脱硝系统在日常运行时，需合理设置NOx的排放浓度目标值，推荐在标准要求值的80%左右。

3.5 加强在线监测设备维护管理

CEMS 系统所监测的数据， 是脱硝系统进行喷氨量调节的主要依据， 因此需加强在线监测设备维护管理， 保证CEMS 系统的测量误差在标准要求范围内，提高测量数据的准确性。 另外，为了减少喷氨不均所带来的不利影响， 燃煤电厂需将CEMS 系统的单点抽气采样改为多点（2～4 个采样点）抽气采样的方式，尤其是脱硝系统出口烟道处，以更好地获得烟道截面上NOx浓度的整体平均值。

4 结论

燃煤电厂在进行超低排放改造之后， 脱硝系统发生异常问题的现象呈逐渐增多的趋势， 其主要原因为NOx排放浓度标准的降低， 使脱硝系统喷氨量和NOx排放浓度之间的矛盾更为激化所致。 在脱硝系统喷氨不均现象存在的情况下， 氨逃逸浓度过高使得烟气中硫酸氢氨、硝酸铵、氯化铵等不利产物浓度激增，从而造成后续空气预热器堵塞、除尘器工作表面结垢、脱硫系统浆液氨含量增高等不利后果，甚至随时威胁到机组的安全稳定运行。

通过对脱硝系统喷氨格栅处各支管内的喷氨量分布情况进行重新调节， 从而改善脱硝系统烟道内喷氨分布和NOx浓度之间的匹配情况， 使得烟气内氨逃逸浓度大幅下降， 并配合高负荷状态下的蒸汽连续吹灰，可逐步改善后续设备的结垢堵塞问题，改善脱硝系统和整个机组的运行经济性和稳定性。

同时，燃煤电厂在日常运行过程中，建议针对脱硝系统采取适当的措施，保证优化运行状态：①定期开展优化调整工作；②定期开展氨逃逸化学法分析；③空气预热器蒸汽吹扫调整；④合理设置脱硝系统控制指标；⑤加强在线监测设备维护管理。