當前全國火電機組煙氣脫硝改造已進入集中投運期，部分工程實施過程中隱藏的問題也在投運后逐漸顯現(xiàn).針對當前燃煤電廠脫硝改造工程現(xiàn)狀.在總結(jié)分析當前脫硝改造工程問題的基礎上，就設計參數(shù)的選取、性能保證值的確定、催化劑的選型、流場設計、吹灰器選型、反應器人口灰斗設置以及配套改造等脫硝改造工程中的關鍵技術問題進行分析與探討.提出了相應的意見與解決措施。

關鍵詞：火電廠;煙氣脫硝;SCR;改造工程

“十二五”以來.隨著達標排放、總量控制以及工程限期治理等多重政策性要求陸續(xù)出臺。與此同時.雖然當前燃煤機組煙氣脫硝有低氮燃燒與SCR、SNCR及SNCR/SCR聯(lián)用煙氣脫硝等多種技術可選。但在實際工程應用中.受排放標準與脫硝效率限制.絕大部分機組均需采用SCR煙氣脫硝技術。

據(jù)國家環(huán)保部2013年統(tǒng)計數(shù)據(jù).國內(nèi)在役脫硝機組共計548臺2.26億kW.其中SCR脫硝機組共計434臺2.15億kW.但距相關政策要求的脫硝裝配率仍有較大差距。從2013年起.全國火電機組煙氣脫硝改造已進入集中投運期。

在上述背景下.國內(nèi)當前燃煤電廠煙氣脫硝改造工程及主要設備或材料市場呈現(xiàn)出魚龍混雜、良莠不齊的局勢.部分改造已投運工程已經(jīng)顯現(xiàn)出在工程設計或建設中隱藏的問題.導致未能充分發(fā)揮設計的減排能力與環(huán)保效益.甚至對機組安全穩(wěn)定運行產(chǎn)生不利影響。

針對當前燃煤電廠脫硝改造工程現(xiàn)狀.在總結(jié)分析當前部分脫硝改造工程問題的基礎上.提出幾點燃煤電廠SCR煙氣脫硝改造工程關鍵技術問題.以供后續(xù)脫硝改造工程借鑒及進一步探討。

1設計參數(shù)與性能保證值

1.1設計煤質(zhì)的確定

由于受煤炭市場等因素影響.火電廠燃煤條件往往偏離設計煤質(zhì)且波動較大。針對此情況SCR脫硝改造工程設計煤質(zhì)應以近2年實際燃煤煤質(zhì)為基準.綜合考慮進一步劣化的可能及對后續(xù)燃煤來源變化的預期，確定設計煤質(zhì)。尤其設計硫分與灰分不宜過高或過低.硫分直接影響脫硝性能保證值中的S02/SO，轉(zhuǎn)化率與NH，逃逸指標以及空氣預熱器改造方案中的冷端鍍搪瓷換熱元件高度的確定.灰分直接影響催化劑(蜂窩/平板)與吹灰器選型(聲波/蒸汽)，進而影響工程投資與后續(xù)運行維護。

1.2入口煙氣參數(shù)的選取

因技術較為成熟可靠、無運行費用等優(yōu)點.低氮燃燒技術已經(jīng)成為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。低氮燃燒+SCR煙氣脫硝已成為當前最為常用的老機組脫硝改造方案。但在確定低氮燃燒改造的NO，排放性能保證值時不宜過高以免造成SCR工程投資偏高.也不宜過低以免影響后續(xù)鍋爐或SCR脫硝裝置穩(wěn)定經(jīng)濟運行.

SCR裝置入口NO。濃度應結(jié)合低氮燃燒改造以及改造的風險進行技術經(jīng)濟比較后確定.且應在低氮燃燒性能保證值基礎上留取適當裕量.一般推薦為50或100mg/m3(標態(tài)，干基，6%02)。對于無需進行低氮燃燒改造的機組也應在當前排放濃度的基礎上留取適當裕量以確保后續(xù)SCR脫硝裝置的穩(wěn)定達標運行.

1.3性能保證值確定

當前SCR脫硝改造工程中的SO，/SO，轉(zhuǎn)化率與NH，逃逸濃度常規(guī)的性能保證值為不高于1.0%與3x104(體積分數(shù)，下同)。鑒于高硫煤地區(qū)SCR脫硝機組當前頻繁出現(xiàn)的空氣預熱器堵塞腐蝕現(xiàn)象，建議當燃煤硫分大于或等于2.5%時.sojso，轉(zhuǎn)化率按小于0.75%要求：對于硫分大于或等于3%，NH，逃逸濃度按小于2x10-6要求。

雖然《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223--2011)要求2003年12月31日前投產(chǎn)或通過環(huán)評審批的燃煤鍋爐執(zhí)行200mg/m3(標態(tài).干基，6%0：)排放限值，但項目單位在確定出口NO。濃度時應考慮排放標準進一步趨嚴的可能性(如出臺地方排放標準或所在區(qū)域劃為重點區(qū)域)，可相應采取在設計中暫按200mg/m3(標態(tài).干基。6%0，)要求安裝催化劑。但相關設備選型與反應器設計具備滿足100mg/m3(標態(tài)，干基，6%0：)排放限值的能力。

2催化劑選型

催化劑是整個SCR脫硝系統(tǒng)的核心和關鍵.其成分、結(jié)構、活性等相關參數(shù)直接影響脫硝裝置脫硝效率及運行狀況。催化劑的設計和選擇應綜合考慮燃煤特性、煙氣條件、組分及性能目標來確定，并且綜合考慮煙氣特性、飛灰特性、灰分含量、反應器型式、脫硝效率、氨逃逸濃度、SOJSO，轉(zhuǎn)化率、壓降以及使用壽命等條件。

目前商用的脫硝催化劑類型有平板式催化劑、蜂窩式催化劑和波紋板式催化劑3種類型。其中波紋板式催化劑由于自身結(jié)構和制備工藝的局限性，一般適用于煙塵濃度較低的場合(≤10g/m，)，在國內(nèi)的應用相對較少。對于常規(guī)SCR煙氣脫硝工程.常采用平板式或蜂窩式催化劑，當煙塵濃度小于30g/m3時宜優(yōu)先選用蜂窩式催化劑.當煙塵濃度大于40∥m，時宜優(yōu)先選用平板式催化劑。

值得注意的是.在反應器截面、高度與催化劑支撐梁的設計中應按蜂窩/平板通用進行設計.并應充分考慮不同型式催化劑的重量對SCR裝置鋼結(jié)構的影響.以滿足后續(xù)對催化劑型式進行更換的需求。催化劑選型時體積量的確定是基于達到性能要求的基本體積量再考慮燃料特性、SCR運行工況、催化劑堵塞等裕量后的值。尤其對于高砷(鉀、鈉)、高鈣、高溫或其他對性能指標(如so#SO，轉(zhuǎn)化率、NH，逃逸濃度)有特殊要求的項目應在催化劑體積量與配方方面進行特殊考慮。

通過分析已投運脫硝機組催化劑運行狀況可見.機械強度已成為脫硝系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行及后續(xù)催化劑再生的關鍵影響因素。催化劑的機械強度變化主要由催化劑的生產(chǎn)條件如配方、選型、工藝控制以及運行中的煙氣條件如流場、飛灰濃度等決定。

對于高灰項目.建議在防止催化劑磨損方面進行特殊考慮.蜂窩式催化劑與板式催化劑在設計時迎風流速分別按照4.4-4.6m/s與5.2～5.3m/s取值.催化劑通道煙氣流速均應控制在6～7m/s以內(nèi)，此外可適當提高催化劑壁厚(蜂窩)或板厚(平板)，適當延長蜂窩催化劑前端硬化長度(不小于20mm)。

需要指出的是，在高煙塵濃度運行條件下.如果催化劑內(nèi)壁過薄.即使采用頂端硬化措施.催化劑的內(nèi)部孔通道仍有可能由于過度磨損而斷裂。雖然壁厚的增加會帶來初投資增加、反應器煙氣阻力增加、SO，/SO，轉(zhuǎn)化率增加等一系列問題.但也可以在很大程度上增加催化劑的機械壽命與再生能力.因此在設計壁厚時應進行綜合考慮。

3流場設計

對于脫硝裝置的設計.采取適當措施保證脫硝反應器中催化劑入口截面氣體速度和反應物分布的均勻性極為重要.當前SCR脫硝實際運行中遇到的脫硝效率未達到設計值、氨逃逸濃度超性能保證值以及催化劑積灰與磨損等問題往往是由于流場分布不均所導致.而數(shù)值流場模擬與物理模型試驗研究是在設計階段解決此問題的有效手段。

尤其對于未預留脫硝空間的改造項目，由于受空間限制.從省煤器出口至SCR反應器入口的煙道布置一般比較緊湊.煙道截面變化大。急轉(zhuǎn)彎多.更有必要進行相應流場模擬與試驗，以確保流場的均勻性。脫硝系統(tǒng)數(shù)模與物模試驗范圍應涵蓋從鍋爐省煤器出口至空氣預熱器入口的全部煙氣系統(tǒng).主要包括反應器進、出口煙道、導流板、噴氨裝置、反應器等。物模比例宜在l：10至1：15之間選取。表1所示為常規(guī)催化劑層人口煙氣流場條件.如脫硝效率達到85%以上.應對人口煙氣流場條件提出特別要求。

表1常規(guī)催化劑層入口煙氣流場條件


4吹灰器與反應器入口灰斗

中國燃煤機組燃用煤種多變且灰分較大.而且脫硝裝置幾乎全部為高塵布置的無旁路系統(tǒng).因此必須考慮適當?shù)拿撓醮祷移鬟x型與反應器入口灰斗設置以盡量減小飛灰對催化劑的堵塞與磨損。

當前實際應用的SCR脫硝吹灰裝置主要有蒸汽吹灰和聲波吹灰2種。蒸汽吹灰裝置吹灰能力強.但是會導致煙氣濕度加大.易結(jié)成黏性積灰。聲波吹灰裝置是通過聲波作用減弱黏結(jié)在催化劑表面灰粒的結(jié)合力.再使其在煙氣的沖刷力及灰粒本身的重量作用下被煙氣帶走.對脫硝裝置的不利影響較小，但其也存在吹灰力度較小。

吹灰效果相對較差等問題。建議在對吹灰器進行選型時除考慮飛灰濃度外.還需考慮飛灰沾污特性與磨損特性.一般可參考鍋爐系統(tǒng)已使用的吹灰器的效果進行選擇。當入口煙塵濃度大于40g/m3且飛灰特性屬于嚴重磨損或嚴重沾污時.宜考慮采用聲波/蒸汽聯(lián)用方案.以實現(xiàn)在13常運行中以聲波吹灰為主、蒸汽吹灰為輔的運行方式。在工程建設中。

為簡化系統(tǒng)、降低工程造價或受空間限制，經(jīng)常取消反應器人口灰斗。但已投運脫硝機組中造成催化劑堵塞的往往是可以通過設置反應器入口灰斗除去的大顆粒飛灰。建議對未設置省煤器灰斗且飛灰濃度較高、大顆粒飛灰較多或存在爆米花飛灰的項目設置反應器入口灰斗以保護催化劑.提高煙氣脫硝系統(tǒng)運行的可靠性.必要時還可在灰斗上方設置大灰濾網(wǎng)以攔截大顆粒飛灰.

5配套改造

5.1省煤器改造

當前國內(nèi)脫硝催化劑廠家承諾的脫硝運行煙溫一般在320～420℃.部分項目存在機組低負荷時運行煙溫過低問題.對于此類問題當前有省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、省煤器分級布置等應對措施。必須要指出的是。這些改造措施在理論層面與技術層面均是可行的.但涉及對鍋爐重要設備或部位的改造.同時還存在對鍋爐或脫硝系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行有不利影響或改造投資較大的問題。

因此.建議脫硝人口煙氣溫度過低問題宜優(yōu)先考慮結(jié)合鍋爐燃燒調(diào)整、優(yōu)化脫硝運行控制等措施進行解決，如通過試驗手段確定準確的脫硝最低噴氨溫度及鍋爐負荷調(diào)整策略.必要時再實施設備改造.

5.2空氣預熱器改造

脫硝改造后，煙氣中的SO，與脫硝尾部逃逸的NH3易結(jié)合生成NH。HSO。凝結(jié)物，其凝結(jié)溫度一般在150—200oCl51，而這一溫度段在常規(guī)空氣預熱器的中低溫段，因此脫硝改造往往需要對空氣預熱器換熱元件實施配套改造?？諝忸A熱器改造設計的煙氣參數(shù)應與脫硝改造工程一致.并在確定冷端鍍搪瓷換熱元件高度時留取適當裕量。

對于回轉(zhuǎn)式空氣預熱器，改造后轉(zhuǎn)子重量如增加，應對底梁、底部軸承等進行重新校核。建議對于燃煤硫分小于1%且現(xiàn)有空氣預熱器運行狀況良好的項目.可暫不對空氣預熱器進行配套改造.而在后續(xù)脫硝運行中嚴格控制氨逃逸。

5.3引風機改造

加裝SCR脫硝裝置后.對引風機的壓頭影響較大，主要包括煙道阻力、反應器阻力和空氣預熱器阻力增加.一般常規(guī)“2+1”催化劑布置形式的脫硝系統(tǒng)阻力增加宜按1200Pa考慮.燃用低灰煤質(zhì)的項目可在此基礎上酌減。根據(jù)增加的阻力應重新核算現(xiàn)有引風機運行工況點.必要時實施引風機改造。

必須要指出的是.由于環(huán)保排放標準的全面大幅提高.當前國內(nèi)燃煤機組往往同時面臨多項環(huán)保改造.因此在確定引風機改造時應統(tǒng)籌考慮爐后環(huán)保設施改造方案.綜合考慮引風機當前裕量、機組常態(tài)負荷、場地布置、變壓器裕量、煙道優(yōu)化設計、機組關停計劃等因素。

6結(jié)語

針對當前國內(nèi)燃煤電廠SCR煙氣脫硝改造工程現(xiàn)狀及脫硝運行過程中顯現(xiàn)的問題.從設計參數(shù)的選取、性能保證值的確定、催化劑的選型、流場設計、吹灰器選型、反應器人口灰斗設置以及配套改造工程等方面提出幾點燃煤電廠SCR煙氣脫硝改造工程的關鍵技術問題.供后續(xù)脫硝改造工程借鑒及進一步探討。

來源：中國電力;作者：張楊，楊用龍，馮前偉，王建峰，何勝，朱躍