谈群 金建荣 王鲁生 孙坚 陈龙胤 顾超
嘉兴新嘉爱斯热电有限公司 浙江嘉兴 314000
摘要：某公司现有4台220t/h高温高压循环流化床燃煤锅炉、2台220t/h高温高压循环流化床污泥焚烧炉和1台130t/h高温高压循环流化床生物质焚烧锅炉，配套50MW和25MW背压式汽轮发电机组各一台、50MW和25MW抽凝式汽轮发电机组各一台以及一台12MW高背压式汽轮发电机组，总装机容量162MW。机组采用污泥耦合热电联产的模式进行供电、供热以及压缩空气。燃料成分复杂，但都采用SNCR( selective non-catalytic reduction)+SCR(Selective Catalytic Reduction)耦合脱硝方式，最终烟气达到超低排放的标准。现行运行情况下氨水用量巨大，本文结合多年的运行经验就其影响因素进行探讨。
关键词：SNCR运行 检测系统异常 不确定因素
一.SNCR正常运行温度
SNCR正常运行温度是850～1050，最佳反应温度是950℃左右，若温度过低，NH3的反应不完全，容易造成NH3泄漏；而温度过高，NH3则容易被氧化为NOx，抵消了NH3的脱除效率。
二．检测系统异常
1.脱硝系统存在误差，如氨逃逸数据异常，2#炉高温段NOX浓度测点异常；
图1 不同机组的喷氨量及氨逃逸
从图1可以看出脱硝氨逃逸数据是对系统调控的一个重要参数，现阶段各炉的数据1#，2#，4#均存在异常情况，不便于脱硝运行参数的调整及控制；
同时实际的运行经验，某些时段高温段NOX浓度测点数据未能正常运行，如有相关数据可根据此数据对氨水用量进行换算处理，查看喷氨量是否准确；
2.烟气出口氧量偏高，
图2 不同机组的炉膛出口氧含量
根基理论根计算，实际氧量在6是，实测值与折算值相等；当氧量开始大于6是，折算值开始逐渐大于实测值。当氧量达到8时，为保证环保指标达标排放，出口数据需要比超地值压低5.2mg。氧量越大，数据就需要压得越低。同时避免上传数据异常，出口数据实际要控制的更低（42mg/Nm3以内）；
三、不确定因素
1.燃烧过程中产生的不确定因素较多，入炉燃料中污泥的成分数据不稳定；我厂燃烧物中所掺烧的污泥成分没有相应的化验数据及技术指标控制，在燃烧过程中对脱硝系统会产生一定的影响，造成NOX浓度偏高；
2.返料量对脱硝的影响。0#炉锅炉在建中因考虑同行单位锅炉运行中有塌床现象故循环倍率在原设计上适当放低（120左右其它单位在200左右），在保证了锅炉燃烧稳定，适当牺牲了低氮燃烧，造成原始NOx比低氮锅炉偏高，168测试调试中原始NOX在240mg/Nm3左右。
3.脱硝氨水罐底部有时存在浓度较低的情况；
脱硝自2013年投运至今，氨水罐内部可能有杂质等产生，影响氨水品质。造成脱硝系统效率整体降低；
4.脱硝喷枪雾化效果问题：
SNSR系统气液两相流喷枪雾化效果对整体脱硝系统氨水耗量有较大的影响。停炉检查喷枪情况中，会发现喷枪喷头磨损，严重情况喷枪烟道内壁已经形成蜂窝状。目前0#炉喷枪及喷嘴一体，需要更换喷嘴要返厂不合理。
5.催化剂活性、磨损、堵塞情况。电厂燃用煤种+污泥多变，容易产生大颗粒灰，且烟气中伴有撞击后焦粒，大颗粒灰和焦粒被烟气携带到催化剂表面均会导致催化剂堵塞。SCR脱硝系统采用二层布置，在运行中烟气中的大颗粒灰造成顶部第一层催化剂堵塞，并造成局部没堵塞位置烟气流速加快催化剂表面严重磨损、及严重影响SCR脱硝设备的正常运行。
四、结论
基于以上的分析，现阶段脱硝运行情况有诸多需要调整的工作：调整运行温度，保证脱硝系统正常运行；校准相应表计，保证运行数据稳定的同时，给运行人员一个控制的参照点；合理降低氧量，避免折算数据过高；合理控制燃烧情况；加强对氨水的监测，定期排放，如具备条件对氨罐进行清理；针对总排氧量高的情况锅炉及超排一起配合检查漏风点，特别是停炉检查空预器漏风情况，确保氧量在合理范围内。氨水喷枪定期运行中定期检查，并密切注意喷氨量是否增大，发现氨水量不正常增大，安排检查氨水喷枪，发现喷头磨损及时更换处理。加强氨水入库检查，每车氨每车取样，在卸氨泵出口增加氨水取样管路且每车氨水分多次取样。取样到的氨水送中化化验，方式原来用密度方式化验，建议用滴定法测试氨水浓度，更准确，确保氨水品质合格，停炉检查催化剂堵塞情况及清灰工作并催化剂取样化验分析记录催化剂运行周期参数。