麦电网讯：NOx是电厂生产过程中的主要污染源之一，本文就大唐林州热电有限责任公司在控制NOx排放中遇到的问题进行了分析，并结合实际情况提出了相应的调整措施，对燃煤机组脱硝系统的经济运行和优化调整具有一定的借鉴意义。

近年来，随着国家电力产业的快速发展，环保事业越来越被重视，国家新颁布的环保标准对火电厂污染物排放限值更加严格，作为NOx主要污染源之一的电厂面临的环保治理和节能减排任务也更加艰巨。在众多的脱硝技术措施中，作为燃煤电厂环保达标排放的最终手段的烟气脱硝处理技术主要分为选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR），其中，选择性催化还原法和其他技术相比，没有副产物，技术成熟，脱硝效率高，运行可靠，便于维护，是工程上应用最多的烟气脱硝技术[1]。

本文以大唐林州热电有限责任公司350MW超临界燃煤机组为例，分析了其在脱硝调整方面遇到的问题，总结了相应的调整措施，并且在满足脱硝排放标准的同时，降低了液氨的消耗量和氨逃逸率。

1设备概述

大唐林州热电有限责任公司2×350MW超临界机组的烟气脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝系统，采用的脱硝还原剂液氨有效成份为NH3。本SCR系统不设旁路系统，采用双反应器，声波吹灰，反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。

本工程锅炉为塔式炉，采用单反应器形式。SCR反应器设计成烟气竖直向下流动，反应器外型为矩形立方体，四壁为侧板，并形成壳体，催化剂分3层布置在壳体内。为了使反应器内的烟气均匀流过催化剂层，在烟气进口处设置了导流板,在催化剂层的上方设整流装置。每台机组的初始层和第二层和预备层各安装了6套吹灰器[2]，图1为本工程脱硝系统的布置图。

1.1、SCR技术简介

SCR技术是燃煤电厂烟气脱硝的适用方法，其原理是在催化剂作用下，还原剂（由液氨或尿素等生成的氨气）有选择性地与NOx反应生成无害的N2和H2O，从而达到除去NOx的目的。SCR脱硝催化剂的组成、结构、寿命等直接决定烟气脱硝系统的效率，是SCR脱硝系统中最关键的环节，其费用约占整个脱硝项目总投资的50%。

该技术1978年在日本成功实现工业化应用后，其工艺技术与催化剂的生产技术一直在不断地进步与完善，形成了蜂窝式和板式两种主流结构与技术，很快被北美、欧洲及亚洲各国所引进。

2影响脱硝效率的主要因素分析

林州热电厂自投运脱硝系统后，一直面临氨氮比和氨逃逸率较高的问题。影响SCR烟气脱硝系统氨氮比的因素较多，其中主要包括反应器入口温度、脱硝效率、入口NOx浓度和接触时间等。

2.1氨氮比

氨氮比是影响脱硝效率最直接的因素，其中入口NOx随燃料和燃烧工况的变化而变化这就要求作为控制变量的喷氨量随NOx含量的变化而不断调整。

由图2可以看出，脱硝效率随NH3/NOx比的增加而增加，但是在NH3/NOx比增加的同时氨逃逸率也会增加，过量的NH3会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在烟气温度低于150℃时，会成为液态，与飞灰表面物质反应后将改变颗粒物的表面形状，最终形成粘性的腐蚀物沾粘在空预器和除尘滤袋上，造成空预器堵塞和滤袋糊袋，且增大引风机电耗。一般在设计中，NH3/NOx比控制在0.9～1.05之间比较合适，实际运行中，氨逃逸率控制在3ppm以内[3]。

2.2反应器入口烟气温度

燃煤电厂脱硝一般在320～420℃范围内进行，催化剂在此温度范围内才具有较高的活性，当负荷较低时，脱硝反应器进口温度低于320℃时，会造成脱硝系统效率较低，并且氨气会与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐，引起催化剂毛孔堵塞和磨损，降低催化剂的活性。当烟气温度高于450℃时，催化剂的寿命在较短时间内就会大幅降低，并且造成催化剂烧结且无法恢复。

由图3可以看出，当反应温度在200～280℃时，催化剂活性随反应温度的升高而迅速增加。当温度达到400℃时，催化剂活性达到最大值，当温度超过400℃后，催化剂活性反而下降[4]。

2.3入口NOx浓度

脱硝效率和反应器入口NOx浓度的关系如图4所示，由图可知脱硝效率随入口NOx浓度的增加而减小，原因是由于入口NOx浓度越大则单位体积的NOx与催化剂和NH3的接触反应面积越小，从而引起脱硝效率下降。

3脱硝系统运行中的优化调整

3.1氨氮比的调整

由于本脱硝系统刚投运时，喷氨调门经常出现反馈缓慢，甚至投自动失灵现象，造成了脱硝效率较低或者大量NH3浪费的现象。针对以上情况，公司配合相关单位对喷氨调门的控制方式进行了优化，保证了在保证脱硝效率较高和氨逃逸率不大于3ppm的情况下，尽量减少喷氨量。同时加强脱硝系统的吹灰，减少SCR反应器的积灰量，提高SCR反应器的脱硝效率。

3.2提高反应器入口烟气温度调整措施

本机组在负荷大于65%的情况下，反应器入口烟气温度完全能够满足催化剂要求的温度，但是在负荷较低的情况下，反应器入口烟气温度很难达到320℃，通过分析和调整试验总结出在负荷较低的情况下提高反应器入口烟气温度的调整方法：在保证炉内燃烧稳定的前提下，适当提高燃烧器摆角在77%左右，SOFA摆角在75%左右，尽可能采用上层磨煤机运行，适当增加一次风压以降低煤粉细度，使火焰中心上移。减少省煤器吹灰次数，降压运行可提高省煤器出口烟气温度，考虑到对经济运行的影响，除非主、再热器温也较低，一般不采用此调整措施。

3.3降低入口NOx浓度调整措施

降低过量空气系数，采用束腰型二次风配风方式，使煤粉在缺氧条件下实现分级燃烧。可以降低燃烧区的温度，可以抑制温度型的氮氧化物。

通常应开大AA风风门在55%左右，同时根据负荷及SCR入口NOx浓度情况确定具体的开度。一般来讲，低负荷开大AA风风门对降低SCR入口NOx浓度的影响比高负荷时大。在风量允许的范围内氧量越小则SCR入口NOx浓度越低，在保证风机稳定运行的情况下，尽量减少总风量。总风量一定的情况下，及时关闭备用制粉系统的冷、热一次风调门，调整运行制粉系统合理的一次风量，尽量增加二次风的比例。图5为本机组在200MW时的二次风配风方式。

4优化调整后的结果分析

在以上影响脱硝效率的因素分析基础上，通过我厂运行人员的不断摸索和实践，在脱硝调整优化上总结出了一定的调整措施，并且取得了很好的效果。表1为我厂2号锅炉优化调整前后的脱硝运行参数。

由表1可以看出，优化调整后进口NOx浓度减少了121mg/Nm3左右，反应器进口温度提高了17.5℃，虽然脱硝效率有所降低，但是喷氨量共减少了20Nm3/h左右，由于1吨液氨气化后可以得到1317Nm3气态氨，全厂1、2号机组每月可减少液氨43.74吨，折合市场价格13万多元，并且氨逃逸率降低到3ppm以下，在喷氨量减少的同时保证了脱硝催化剂的活性和相关设备的经济运行。

5结语

综上所述，通过影响脱硝运行因素的分析和相关运行调整措施的实施，我厂在提高反应器入口温度和降低反应器入口NOx浓度上取得了一定的效果，同时减少了喷氨量和降低了氨逃逸率。为其他电厂的脱硝调整提供了参考。由于我厂脱硝装置投入运行实践较短，运行调整经验仍需进一步积累，以便更好的服务于大气污染治理，达到节能减排的要求。