王德鑫，曲立濤，李 超，于洪海，王 健

(華電電力科學研究院有限公司東北分公司，遼寧 沈陽 110180)

煤電機組超低排放的全面實施對主要大氣污染物減量控制效果十分顯著，與2013年超低排放改造相比，NOx排放量降低了88.8%[1-3]。低氮燃燒+SCR技術是實現NOx超低排放的主要技術路線[4-5]，但隨著運行時間的累積，過低的NOx控制質量濃度導致SCR脫硝裝置出現新的問題，如反應器出口NOx質量濃度分布不均、空預器及下游設備堵塞腐蝕、風煙系統(tǒng)沿程阻力增加、NOx排放質量濃度控制困難、SCR反應器出口和煙囪總排口NOx質量濃度偏差大[6-7]。這些問題對NOx達標排放及機組安全穩(wěn)定運行均造成不利影響。

為掌握超低排放煤電機組SCR脫硝裝置運行狀態(tài)及NOx達標排放實際情況，總結分析各煤電機組存在的共性與個性問題，并根據現有技術條件提出改進建議，本文以10座電廠10臺超低排放煤電機組SCR脫硝裝置為研究對象，對比分析了反應器流場、溫降、出口NOx分布、空預器阻力及NOx排放水平，研究了SCR脫硝裝置運行狀態(tài)異常的原因，為超低排放機組SCR脫硝裝置故障分析與處理提供一定參考。

1 研究方法

本次調查研究共選擇了10座電廠10臺煤電機組SCR脫硝裝置為研究對象，這些脫硝裝置已完成超低排放改造，并在2020年開展A級檢修，總裝機容量為3800 MW。主要分布在東北三省、京津冀及內蒙古區(qū)域，機組概況見表1。

表1 機組概況

NOx排放質量濃度數據采用CEMS統(tǒng)計數據，運行時間及NOx超標時間、超標原因等數據信息來源于各機組生產報表，煙氣流量、溫降、NOx質量濃度分布、空預器阻力等數據來源于各機組A級檢修性能試驗報告。

2 結果分析

2.1 NOx達標排放情況

參與調查的SCR脫硝裝置主要設備運行狀態(tài)基本良好，其健康性和安全性基本能夠滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行的要求。2020年，參與調查的機組整體NOx排放達標率為99.88%，NOx累計超標86.87 h(已根據排污許可證申請與核發(fā)技術規(guī)范、固定污染源煙氣排放連續(xù)監(jiān)測技術規(guī)范等要求，剔除滿足機組啟停期間有豁免條件的排放數據)，平均每臺機組NOx超標時間為8.687 h。圖1統(tǒng)計了NOx各類超標原因的時間占比。

圖1 NOx超標時間分布情況

由圖1可知，啟停機時段NOx超標排放時長占比最高，主要原因為機組啟停機期間，SCR 反應器入口煙氣溫度較低，無法達到320～420 ℃的SCR 脫硝工藝正常工作溫度區(qū)間。SCR脫硝無法正常投運，導致NOx排放質量濃度超標[8]。

2.2 反應器入口煙氣流量

煙氣流量決定反應器內煙氣流速與反應接觸時間[9]，煙氣流速相對標準偏差能反映煙氣流速在監(jiān)測斷面的不均勻程度。相對標準偏差計算見式(1)。

(1)

調查統(tǒng)計了研究對象A、B兩側SCR反應器入口煙氣流量及入口流速相對標準偏差情況，結果見表2。

表2 SCR反應器入口煙氣流量及流速相對標準偏差

由表2可知，參與調查的機組A、B兩側SCR反應器入口煙氣流量絕對偏差最小值為0.07%，最大值為16.11%，平均值為5.89%。統(tǒng)計結果表明，大部分機組A、B兩側SCR反應器入口煙氣流量存在偏差。煙氣偏流導致兩側反應器處理煙氣量不一致，催化劑磨損、消耗情況也會產生差異。參與調查的機組中，單側反應器入口截面煙氣流速相對標準偏差最小值為7.89%，最大值為33.40%，平均值為16.28%，可見單側反應器入口截面煙氣流速分布不均勻的情況普遍存在。反應器入口煙氣流速分布不均，將會存在局部氣流流速過高情況，經過導流板進入第1層催化劑上層時仍不能得到有效改善。在相同噴氨量工況下，局部煙氣中NH3質量濃度相對較低，同時煙氣在該區(qū)域所屬催化劑層停留時間相對較短，反應時間不足，進而導致SCR脫硝裝置出口對應區(qū)域NOx質量濃度偏高。因此在實際運行中，應對鍋爐燃燒配風方式進行調整，盡量控制兩側氧量的偏差在較小范圍內。同時應保證省煤器輸灰系統(tǒng)運行狀態(tài)，避免反應器上游煙道積灰引起煙氣流場改變。根據反應器阻力變化情況，及時調整催化劑吹灰壓力與周期，避免催化劑積灰堵塞引起反應器阻力升高。

2.3 反應器溫降

調查統(tǒng)計了研究對象A、B兩側SCR反應器煙氣溫降情況，結果見表3。

表3 部分機組SCR反應器煙氣溫降 單位：℃

由表3可知，參與調查的機組A、B兩側SCR反應器煙氣溫降最小值為1 ℃，最大值為9 ℃，平均值為4 ℃。A、B兩側SCR反應器煙氣溫降均能達到不大于3 ℃的性能保證值要求的機組有A、F機組，僅占全部調查機組的20%?？梢姡琒CR反應器溫降超出性能保證值的情況較為普遍，煙氣溫降過高說明反應器本體存在漏風或保溫效果不良，增加系統(tǒng)運行負擔的同時也勢必會造成熱量損失。

B機組A、B兩側SCR反應器煙氣溫降平均值為7 ℃，在所有參與調查機組中最大。圖2、圖3為B機組SCR反應器進口、出口截面煙氣溫度分布圖。

圖2 反應器進口煙氣溫度分布情況

圖3 反應器出口煙氣溫度分布情況

由圖2、圖3可知，A側反應器進口煙氣溫度最大值為410 ℃，最小值為356 ℃，相差54 ℃；B側反應器進口煙氣溫度最大值為416 ℃，最小值為363 ℃，相差53 ℃。A側反應器出口煙氣溫度最大值為389 ℃，最小值為355 ℃，相差34 ℃；B側反應器出口煙氣溫度最大值為397 ℃，最小值為358 ℃，相差39 ℃。SCR反應器平均煙氣溫降為7 ℃，大大超出煙氣溫降不大于3 ℃的性能保證值要求，并反映出B機組SCR反應器煙氣溫度場均勻性較差。因此，SCR反應器進口煙氣溫差較大的機組，應根據反應器進口溫度場情況調整鍋爐燃燒工況，并檢查煙風擋板、導流板等調節(jié)裝置功能是否正常，必要時可利用數值模擬結合現場試驗數據查找偏差原因并制定調整方案[10-11]。同時，SCR反應器煙氣溫降較高的機組應及時檢查SCR反應器、煙道保溫及系統(tǒng)漏風情況，盡可能減少煙氣溫降，避免能耗損失。

2.4 反應器出口NOx質量濃度分布

NOx質量濃度分布的相對標準偏差能夠反映出反應器出口NOx質量濃度分布不均勻程度，采用煙氣分析儀測試出口煙氣中NOx質量濃度，多點測試后計算出口NOx質量濃度相對標準偏差，以表征出口濃度分布的不均勻性。相對標準偏差計算見式(2)。

(2)

表4 反應器出口NOx質量濃度分布

由表4可知，參與調查的機組A、B兩側SCR反應器出口NOx質量濃度分布的相對標準偏差最小值為11.50%，最大值為53.10%，平均值為32.73%，其中87.5%的單側反應器出口NOx質量濃度的相對標準偏差超過了15%的性能保證值要求,表明SCR反應器普遍存在NOx質量濃度分布不均的情況。

反應器出口NOx分布不均的根本原因是入口氨氮摩爾比分布不均，導致反應器內NO催化劑還原反應不均勻[12]。反應器出口NOx分布不均造成局部氨逃逸增加，氨逃逸量越大，硫酸氫銨生成量就越多，嚴重時造成下游的空預器堵塞。另外，反應器出口CEMS一般采用單點測量，反應器出口NOx分布不均會導致單點CEMS測試數據不能夠反映煙道內NOx質量濃度真實水平，測試數據與均勻混合的總排口CEMS測試數據產生偏差。

降低反應器出口與總排口CEMS測試數據偏差大的主要措施是改善反應器出口NOx分布均勻性，根據反應器進口流場、濃度場調節(jié)噴氨格柵開度，使反應器入口氨氮摩爾比盡量匹配，可顯著改善SCR脫硝反應器出口NOx質量濃度分布均勻性。文獻[13]通過噴氨優(yōu)化最終能夠實現出口NOx波動幅度控制在±10 mg/m3以內，降低出口截面上平均NOx分布相對標準偏差至20%以內。而對于開展噴氨優(yōu)化調整試驗對反應器出口NOx質量濃度分布均勻性無明顯改善的機組，應評估噴氨格柵調節(jié)功能，并進行流場、濃度場摸底測試，結合數值模擬開展脫硝裝置流場優(yōu)化治理工作[14]。如文獻[15]通過CFD模擬優(yōu)化提出改造方案，并進行現場改造。改造后再次通過流場測試顯示，流場分布大為改善，系統(tǒng)運行更加穩(wěn)定。有條件的機組還可考慮增加進、出口煙氣分析儀數量，進行噴氨格柵自動精準噴氨改造。

2.5 空預器壓差

調查統(tǒng)計了研究對象A、B兩側空預器煙氣側壓差情況，結果見表5。

表5 空預器煙氣側壓差情況

由表5可知，參與調查的機組空預器煙氣側壓差在機組負荷率基本相當的情況下，最小值為1.35 kPa，最大值為2.64 kPa，平均值為1.59 kPa。由此可見，參與調查的機組空預器煙氣側壓差基本能夠維持在設計范圍內。但個別機組空預器煙氣側滿負荷工況下壓差較高，如F機組B側空預器壓差為2.64 kPa，G機組B側空預器壓差為2.12 kPa，明顯高于其他機組平均水平。且F機組、G機組A、B兩側空預器壓差均存在較大偏差，一定程度上能夠說明壓差較高側空預器存在堵塞情況。

氨逃逸在SCR工藝中客觀存在，低負荷下反應器入口煙氣溫度低、催化劑性能下降、反應器入口NOx質量濃度超設計值、反應器出口NOx質量濃度分布不均等因素，都是造成氨逃逸過高的因素[16]。逃逸的NH3與煙氣中的SO3、水生成大量硫酸氫銨，不僅會對冷端傳熱元件造成腐蝕，而且液態(tài)的硫酸氫銨捕捉飛灰的能力極強，極易造成冷端層元件堵灰，從而導致空預器運行阻力升高[16]。研究表明，若氨逃逸率增加到2 μL/L時，空預器運行半年后其阻力增加約30%；若氨逃逸率增加到3 μL/L時，空預器的阻力將會快速增加50%甚至更高。

空預器堵塞一般發(fā)生在空預器冷端傳熱元件處，其原因主要是空預器冷端煙氣溫度相對較低，更利于硫酸氫銨的生成與沉積[17]。因此在空預器正常吹灰無法維持較低的煙氣側壓力時，可適當提高排煙溫度，使沉積的硫酸氫銨高溫分解，減緩堵塞情況[18]。但控制氨逃逸在較低水平運行才是解決此類問題的最終手段。

3 結語

參與調查機組基本能夠實現NOx超低排放，但反應器入口煙氣流量偏差、煙氣流速分布不均、反應器出口NOx質量濃度分布不均等問題普遍存在。在日常運行中，應通過燃燒調整控制脫硝反應器入口NOx質量濃度在設計值內，合理控制出口NOx質量濃度在較高水平對降低氨逃逸及緩解下游設備堵塞有積極作用；保證省煤器灰斗輸灰系統(tǒng)正常運行，盡量減少隨煙氣進入反應器的煙塵量。檢查吹灰系統(tǒng)運行狀態(tài)及吹灰器工作覆蓋范圍，避免存在吹灰未覆蓋死角，對于催化劑積灰與壓差增加較快的反應器應增加吹灰頻次，加強催化劑層及空預器吹灰系統(tǒng)治理能夠有效預防設備積灰堵塞；開展噴氨優(yōu)化，使反應器入口氨氮摩爾比盡量匹配，改善SCR脫硝反應器出口NOx質量濃度分布均勻性，降低氨逃逸；開展脫硝裝置性能評估優(yōu)化與催化劑全生命周期管理工作，保障NOx達標排放與脫硝裝置穩(wěn)定運行。