濱海2×300MW機組脫硝系統運行現狀分析

浙江浙能紹興濱海熱電有限責任公司

摘要：污染物NOx排放日益嚴重影響環境和健康，控制NOx排放是電廠運行一個重要課題。本文主要介紹濱海2×300MW機組脫硝系統的布置、脫硝原理、工藝流程、近期運行情況、存在問題等方面內容，對濱海脫硝系統的運行現狀、存在問題進行分析，探討火電廠控制NOx排放的途徑。

關鍵詞：脫硝；NOx排放；原理；運行；控制；分析

一、系統概述

目前，各主要工業發達國家用來控制電站鍋爐NOx排放的技術可以分為三大類：使用低NOx燃燒技術、低NOx燃燒器、煙氣脫硝。當前降低煙氣中NOx的濃度最有效、技術最成熟的方法就是燃燒后控制，即煙氣脫硝。選擇性催化還原（SCR）技術是目前應用最多而且最有成效的煙氣脫硝技術。浙江浙能紹興濱海熱電廠工程2X300MW級燃煤發電機組，均采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置，其系統主要組成如下：

1、煙氣系統

煙氣系統是指從鍋爐省煤器出口至SCR反應器本體入口、SCR反應器本體出口至空預器進口之間的連接煙道及設備。主要包括脫硝煙道、SCR反應器、均流裝置、催化劑等設備。

2、SCR反應器吹灰系統

吹灰器采用超聲波吹灰系統。聲波清灰器釋放聲波，產生振動，使堆積在催化劑表面的粉塵松脫，這樣粉塵就可隨煙氣被帶走。聲波吹灰器其數量和布置能將催化劑表面的灰盡可能多地吹掃干凈，盡可能避免因死角而造成催化劑失效和脫硝效率下降。

3、氨稀釋及噴射系統

噴氨格柵（AIG）安裝于入口凈煙道的垂直管段，來自氨區的氨氣進入氨氣/空氣混合器，與稀釋風機吹入的空氣混合成濃度小于5%的混合氣體后，經AIG噴入SCR入口煙道。

4、液氨存儲及蒸發系統

兩臺鍋爐脫硝裝置共用一套液氨儲存和蒸發、供應系統。液氨儲罐內的經蒸發器蒸發為氨氣后，通過緩沖槽和輸送管道送至鍋爐脫硝裝置。

脫硝反應系統流程簡圖見下圖

二、SCR脫硝原理

SCR技術是在釩催化劑作用下，以NH3作為還原劑，將NOx還原成N2和H2O。NH3不和煙氣中的殘余的O2反應，而如果采用H2、CO、CH4等還原劑，它們在還原NOx的同時會與O2作用，因此稱這種方法為“選擇性”。示意圖如圖1所示，主要反應方程式為：

4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O （1）

NO+NO2+2NH3─>2N2+3H2O （2）

催化反應示意圖

從鍋爐省煤器出來的煙氣，與噴氨格柵噴入的不超過5%氣氨的稀釋空氣在進口煙道充分混合后從上部進入反應器，在催化劑的催化作用下，NOX與NH3進行還原反應生存N2和H2O，反應后的煙氣進入鍋爐的空預器。

三、脫硝系統主要技術參數

省煤器出口煙氣流量：990720 Nm3/h（校核煤種：1017720 Nm3/h）

設計煤種煤耗：133.2t/h（校核煤種：126.2t/h）

系統阻力：<850Pa（兩層催化劑），<1000Pa（三層催化劑）

最低連續運行溫度：295℃

最高連續運行溫度：400℃（420℃連續運行不超過5小時）

設計脫硝效率：>60%

氨逃逸率：≤3ppm

四、濱海脫硝運行情況

濱海#2機組2011年10月投產時同步投入脫硝系統，#1機組于2012年第一次大修期間增加煙氣脫硝裝置。從投產至今，脫硝裝置投入正常，運行整體情況平穩，脫硝效率達到設計值以上。下面是2014年1到6月份濱海#1、2機組脫硝裝置的運行情況（下面引用數據均采自機組最低技術出力150MW以上工況）。

#1、2機組2014年上半年NOx月平均排放值都在100 mg/Nm3以下（圖一），4月份開始按“超低排放”要求執行新的NOx排放控制標準后，月平均排放量在80-90 mg/Nm3之間。1-6月份機組脫硝效率在70%-80%之間（圖二）。

圖一

圖二

圖三為#1、2機組1-6月份脫硝裝置投運率，1、2月份投運率較低，主要是受春節期間機組負荷低影響，脫硝裝置未能投入。3-6月份脫硝裝置投運率均在98%以上。

圖三

五、影響脫硝裝置運行的因素

1-6月份#1、2機組脫硝裝置累計退出運行431.2小時，其中因脫硝系統入口煙溫低于設計值導致脫硝退出運行共計413.7小時，占所有退出時間的95.1%（圖四），設備故障等原因退出15.2小時，其他因素影響退出2.3小時。由此可見，機組低負荷階段煙溫未達到脫硝裝置設計要求是影響脫硝裝置投入的主要原因。

圖四

在機組低負荷階段，通過調整燃燒和配風方式，可以有效地提高爐膛煙溫。今年1-3月份#1、2機組脫硝裝置累計因煙溫低退出運行359.6小時，4-6月份退出運行54小時，脫硝裝置投運率在99%左右。原來機組正常運行時，負荷低于180MW，煙溫就低于脫硝裝置要求。從4月份開始，

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