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燃煤电厂超低排放改造后脱硝系统优化运行控制技术

发表时间：2020/9/23 来源：《基层建设》2020年第17期作者：秦娅

[导读] 摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。

        四川中电福溪电力开发有限公司四川宜宾 645154
        摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，燃煤电厂建设越来越多。在燃煤电厂进行超低排放改造之后，不少电厂出现脱硝系统运行异常的情况，例如喷氨量过大、烟气中氮氧化物浓度“正挂”或“倒挂”、空气预热器压差不断升高、除尘器效率不断降低、脱硫塔浆液出现较大氨味等。经过研究，提出采用喷氨格栅处喷氨分布调整的技术方式，对脱硝系统的喷氨分布情况进行优化设计，保证了机组和后续设备的经济稳定运行。
        关键词：燃煤电厂；超低排放；脱硝系统；稳定运行
        引言
        燃煤锅炉烟气的污染物主要有二氧化硫、氮氧化物和烟尘，通过烟气超低排放技术进行科学的处理，可以有效的减少污染物的排放，烟气超低排放技术中在实际应用中出现了各种问题，使烟气的各项参数不符合环保标准，烟气超低排放技术没有发挥其应有的作用。
        1超低排放燃煤发电污染物排放标准现状
        根据GB13223—2011及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自2012年1月，全国新建燃煤电厂排放烟尘、SO2、NOx执行标准分别为30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3（西南地区除外，其执行标准有所宽松），自2013年4月，重点控制区新受理的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3。“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求。我国自2014年开始规模化实施煤电超低排放改造。2014年9月，国家发展和改革委员会、环保部、能源局共同制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，提出东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，中部地区原则上接近或达到上述排放限值，鼓励西部地区接近或达到上述排放限值。2015年12月2日召开的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。地方政府也积极响应，江苏、浙江、上海、山东、山西等地出台了政策或地方标准，明确要求燃煤电厂烟尘、SO2、NOx排放浓度不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。
        2低排放控制主要技术
        2.1脱硝技术
        我国燃煤电厂的脱硝技术主要包括燃烧前脱硝和燃烧后脱硝技术，其中燃烧前脱硝技术一般采用低氮燃烧技术，燃烧后脱硝技术一般包括SCＲ（选择性催化还原法）、SNCＲ（选择性非催化还原法）或SCＲ+SNCＲ联合脱硝技术。SCＲ脱硝技术，即选择性催化还原脱硝技术。烟气自锅炉高温省煤器出口引出，在烟气温度为300～420℃范围内和催化剂催化作用下，还原剂NH3与烟气中的NOx进行脱硝反应，生成对人体无害的N2和H2O，NOx脱除效率可达90%以上。SNCＲ技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不使用催化剂。还原剂喷入炉膛温度为850～1100℃的区域，在无催化剂作用下，还原剂（氨水或尿素）迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行反应生成N2。SNCＲ烟气脱硝技术的脱硝效率一般为25%～50%。
        2.2SCR脱硝喷氨问题优化路径
        （1）优化煤种的配比。在燃煤成本可控制范围内，优化煤种的混合比例，通过调整煤种来减少脱硝SCR入口NOx浓度，来降低硫酸氢铵的生成数量。（2）喷氨格栅优化。对现场进行实际的检测，优化喷氨格栅开度，优化NH3/NO的结构和匹配性，改善SCR出口NOx浓度。（3）喷氨顺序优化。首先将原始的SCR出NOx浓度使用CEMS吹扫，去除净烟NOx变化。

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其次脱硝入口烟气流量和入口NOx浓度相乘为前馈信号，烟囱入口净烟NOx浓度为反馈信号，将真实的喷氨量和标准喷氨量进行优化，从而加强对喷氨的控制力度。（4）空预器压差优化。硫酸氢铵在液态的状态下，黏性很强，通常吸附在物体表面，或者是存在烟气之中。液态硫酸氢铵可以吸附烟气中的灰尘，沉积到空预器低温段蓄热元件上，降低了传热的效率，使空预器压差增大。硫酸氢铵的沉积是可以改变，使用单侧空预器进行加热的方法，对空预器压差起到很大的作用。氨逃逸现象是一直存在的，但是将氨逃逸控制在一定的标准范围内，是不可能造成空预器堵塞现象，所以空预器要保持健康稳定的运行，对SCR脱硝进行科学合理的设计，以及良好的维修和养护，有利于空预器压差的控制。
        2.3除尘技术
        针对原有电除尘能力不足的问题，一般采用对原有电除尘器进行提效技术。对于终端的粉尘排放技术，在超低排放实施初期，由于对现在环保系统的协同除尘能力了解不清晰，较多项目采了湿式电除尘技术，后期随着对脱硫塔的协同除尘技术研究，其协同除尘能力得到大幅提升。由此形成了以脱硫塔协同除尘为核心的协同除尘技术路线。湿式电除尘技术和协同除尘技术均可满足超低排放的要求，但实际应用中由于湿式电除尘技术可以更好地脱除SO3等超细颗粒等，因而对于此类污染物脱除需求时具有一定适用性，但脱硫协同除尘技术由于其与原有脱硫系统一并改造，其在投资和运行成本上具有一定优势，已成为目前燃煤电厂的首选，且其成本一般纳入脱硫系统改造中。
        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/T335-2010《火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范》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继续加大环保政策力度，鼓励燃气电厂建设
        ①进一步扩大煤炭消费减量控制的区域范围和力度，尽可能以可再生能源发电和燃气发电满足增量电力装机需求；②取消《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中对新建燃气热电联产的限制，应积极鼓励燃气热电联产项目的建设；③完善火电厂大气污染物排放控制体系，研究将SO3、部分重金属等非常规污染物纳入污染物排放控制范围。
        3.3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50mg/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。
        结语
        综上所述，燃煤锅炉烟气超低排放技术在实际的应用中还存在着一定的不足，需要相关人员进一步的研究和分析，不断地对技术进行完善升级，在不断地实践和应用过程中，扩大烟气超低排放技术应用范围，为更多的燃煤企业提供节能减排服务，实现烟气的超低排放，保护大气环境，为我国的环保事业尽一份绵薄之力，实现燃煤企业的经济价值和社会价值。
        参考文献：
        [1]王凤荣.燃煤电厂烟气超低排放中的脱硫设计优化探讨[J].当代化工研究，2016（9）：78-79.
        [2]邓莲，章生卫，庄永强，等.广州燃煤电厂超低排放运行管理措施探讨[J].广州环境科学，2016（1）：6-10.
        [3]陈佳毅.大型燃煤电厂可实现超低排放的烟气脱硝技术工艺[J].工程建设与设计，2018（1）：109-112.