随着我国经济的发展和环保要求的提高，对烟气中NOx的排放和控制日益引起人们重视，NOx的排放严重污染了环境，危害了人体健康和生态环境。抑制NOx的排放，是当前控制大气污染的重要工作之一。我国NOx污染日益严重的根本原因是以煤炭为主的能源消耗结构，并且在短期内这种格局也不会有所改变。在我国，火力发电厂是耗煤大户，也是NOx排放的重点监控单位，因此电厂燃煤锅炉的NOx的减排和控制是今后环保控制工作的重点之一。2014年07月01日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合以布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤锅炉的NOx(以NOx计)排放标准降低到100mg/Nm3，在新的排放标准要求下，火电企业为了控制氮氧化物的达标排放，必须要加装或改装烟气脱硝设施。
1、概述
内蒙古京科发电有限公司（以下简称京科电厂）运行一台330MW机组，锅炉采用由北京巴布科克.威尔科克斯有限公司制造的型号为B&WB-1196/17.5-M，亚临界参数，自然循环，一次中间再热，烟气挡板调温、平衡通风，前后墙对冲燃烧方式，紧身封闭，固态排渣，全钢架悬吊结构汽包炉。脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）工艺。反应器采用高尘型工艺布置，即反应器布置在锅炉省煤器出口与空预器之间。催化剂选用平板型，布置二层，预留一层，配有相应蒸汽吹灰器（12台）。采用液氨为还原剂，配有一套液氨储存与氨气制备供应系统。液氨储罐系统按照一台机组满足脱硝效率7天的耗量考虑（液氨储罐数量2台，单罐储存容积35m3,充装系数预设80%，预装33.6吨）。京科电厂脱硝系统于2014年7月9日开始喷氨调试。
1.1、脱硝反应原理
在催化剂的作用下，向温度在280℃～420℃的烟气中喷入氨气，将NOx还原成N2和H2O，其主要反应如下：
1.2、脱硝系统流程图（图1）
图1
1.3、脱硝主工艺原则性系统图（图2）
图2
1.4、脱硝系统运行调整
1.4.1、SCR反应器的启动：
冷态启动：锅炉长期停运后，脱硝反应器也处于常温状态，这种启动方式称为冷态启动。在冷态启动过程中，反应器温度＜150℃时，SCR的温升速度应＜5℃/min。
温态启动：锅炉温态启动时，反应器温度＞150℃，SCR的温升速度＜50℃/min，而根据锅炉的启动要求，温态启动的温度上升速度一般不允许达到这一数值，因此热态SCR启动的温升速度一般不作为主要控制对象。
1.4.2、脱硝装置主要运行调整内容：
1）SCR装置运行过程中需进行调整的内容主要包括：运行烟气温度、氨喷射流量、稀释风流量、吹灰器吹灰频率等。
2）SCR喷氨最低连续运行温度通常为315℃，最高温度为420℃。
3）当SCR入口烟气温度低于315℃时，停止氨喷射。
4）SCR入口烟气温度大于420℃时，容易引起催化剂烧结，降低脱硝性能，停止氨喷射。
5）氨喷射流量控制。注氨流量是通过出口NOx浓度、脱销效率及氨逃逸浓度控制。当氨逃逸浓度超过3ppm，而SCR出口NOx浓度没有达到100mg/Nm3，减少氨气注入量，把氨逃逸浓度降低至允许的范围后，再查找氨逃逸高的原因。当氨逃逸值恢复到正常值后，才能继续增大氨气注入量，以保持SCR出口NOx在范围内。喷氨流量调节的前提是SCR反应器进出口的氮氧化物分析仪、氨气分析仪、氧量分析仪工作正常，测量准确。
6）稀释风流量控制。稀释风流量通常是根据设计脱硝效率对应的最大喷氨量设定，以使氨空气混合物中的氨体积浓度小于5%。在氨/空气混合器内，氨与空气应混合均匀，并维持一定的压力。对于喷嘴型氨喷射系统，当停止氨喷射时，为避免氨喷嘴飞灰堵塞，应一直保持稀释风机运行。
7）吹灰器吹灰频率。在SCR注氨投运后，要注意监视反应器进出口压损的变化。若反应器的压损增加较快，与注氨前比较增加较多，此时要加强催化剂的吹灰。对于蒸汽吹灰器，每八小时进行吹灰一次。
1.4.3、采取低氧燃烧技术，对氨耗率的控制
通过低氧燃烧技术与值际氨耗率指标评比等方式，有效的对机组氨耗率控制在7kg/万kwh左右（见图3）。
图3
2、脱硝系统投运后存在的问题
2.1、对风烟系统的影响：脱硝系统投运后，增加了风烟系统阻力，改变了烟气流场及流速，风烟系统阻力增加约500pa，风烟系统阻力的增加使引风机电耗增加，高负荷时引风机出力不足，在脱硝系统投运前应计算引风机的风压、风量裕度，当风压裕度不足时，应当对引风机进行改造，使引风机风压、风量裕度均有10%左右的裕度较为合理，防止脱硝系统投运后，造成引风机发生失速或喘振异常事件。
2.2、对主汽参数的影响：由于本公司燃烧器未进行改造，脱硝入口NOx含量远高于设计值，导致氨耗量增加，为了降低氨耗量，锅炉通过燃烧调整即低氧燃烧方式来控制入口NOx含量，最终减少喷氨量。低氧燃烧导致再热汽温度低于额定值，2014年七月份再热汽温度为523.70℃、去年同期未上脱硝再热汽温度为537.06℃；八月份再热汽温度为525.57℃、去年同期未上脱硝再热汽温度为534.57℃，再热汽温下降较为突出。
2.3、对输灰系统影响：因脱硝系统投运后烟气含水量升高，飞灰含水升高，在输灰过程中由于水分的增加降低了飞灰在输灰管道内的流动性，造成输灰用气量增加，使得空压机运行台数增加且空压机卸载时间较短接近满功率运行，2014年8月份空压机耗电率为：0.336%，同比增加0.032%；飞灰含水量升高，长时间囤积后导致飞灰粘结，灰斗落灰不畅，灰库放灰不畅；飞灰含水后其粘度增加，将导致飞灰粘附力升高，造成部分阳极板、阴极线表面飞灰粘结，从而影响除尘效率；飞灰含水后其比电阻降低，导电性提升，使得高压整流变功耗降低（二次电压明显下降），但比原单半波运行模式相比耗电明显升高，2014年08月份除尘变耗电率为：0.233%，同比增加0.018%；飞灰湿度增加会导致布袋表面沾灰，降低布袋的透气性使除尘器差压升高，系统阻力增加。
脱硝投运由于锅炉内喷氨后产生的亚硫酸氢铵附着在飞灰颗粒上，导致飞灰颗粒比电阻降低，电除尘效率上升，电区输灰量增加，以致输灰压缩空气耗量增加。
2.4、对脱硫系统的影响：脱硝投运后烟气中生产的水分相应增加，水分通过电袋除尘器后在吸收塔内部由于温降析出进入吸收塔，降低脱硫补水量。
2.5、对空预器的影响：由于含SOx的低温烟气中注入氨，在催化剂层产生硫酸氢铵（NH4HSO4）会导致催化剂的微孔结构闭塞，性能下降，污染物NOx排放超标，在空预器冷段的传热元件上凝固下来，会造成空预器冷段积盐与结垢，进而影响空预器的正常运行，长时间运行可能导致空预器堵塞。
脱硝系统高含尘布置容易造成空预器堵灰的工艺流程图（见图4）
图4
3、应对措施：
1）为防止SCR反应器因反应不完全生产亚硫酸氰胺，导致空预器及催化剂堵塞，增加空预器蒸汽吹扫次数，对空预器定期进行5～6小时连续吹灰，加强运行人员对空预器烟气侧及一二风侧差压监视。
2）由于飞灰含水量升高，为防止电袋除尘器滤袋表面灰质降低滤袋透气性，将电除尘高压整流变运行方式由单半波改为全波运行，加大高压整流变出力，最大限度减少滤袋负荷。
3）严格控制输灰时间，控制输灰压力最高不得高于0.2MPa，防止灰量过多导致输灰管路堵塞；随时根据灰量情况及时调整输灰周期及落灰时间。
4）保证电袋除尘器高压整流变最大功率输出量，降低滤袋区域负荷情况，严格控制滤袋喷吹间隔，并严密减少电袋除尘器差压，防止布袋因表面积灰后不能得到及时清灰而引起受潮，当电袋除尘器差压超过1500Pa，及时组织进行离线喷吹。
5）调整灰库气化风机电加热器温度至120℃，保证灰库内部飞灰中的水分及时被热气化风带走。
6）增加灰斗电加热器设定温度及气化风机电加热器运行温度，保证灰斗内部存灰中及时受热流化，防止飞灰囤积后因湿度过大导致板结。
7）提高烟气温度将烟气中液相水分汽化，增加烟气中汽相水含量，减少烟气中液相水量，提高烟气品质。
8）加强引风机烟气量与全压对应关系，充分分析引风机特性曲线，保证风机在稳定区内运行。
9）利用停机检修期间，对再热器受热面或燃烧器进行改造，保证锅炉在设计氧量范围运行，保证蒸汽参数在合格范围内。
4、结束语
本文通过对京科发电有限公司1号机组脱硝系统改造后存在的问题进行原因分析，并根据分析原因进行有针对性的解决处理，保证了发电机组的安全、经济运行，减少了运行维护费用。同时通过分析隐患产生的原因，总结出预防各类问题及隐患的经验，为今后更好的进行脱硝系统运行维护积累了宝贵经验。
文件来源：《全国煤电节能减排升级与改造技术交流会论文集》
