煤粉炉脱硝装置氨逃逸高的原因分析与对策

田志娟，安 晶

(1.中国石化 洛阳分公司，河南 洛阳 471012；2.洛阳宏兴新能化工有限公司，河南 洛阳 471012)

洛阳石化2014年建成投运SNCR+SCR脱硝系统，选择性非催化还原(SNCR)和选择性催化还原(SCR)是常用的脱硝方法。脱硝系统设计SCR出口氨逃逸≤2.5 mg/m3(标准状态下)，但运行后，氨逃逸偏高，逃逸的NH3与烟气中的SO3反应生成黏结性的NH4HSO4，给锅炉及环保装置带来了不利影响：①造成锅炉下层省煤器、空预器堵塞严重，系统阻力增加，腐蚀省煤器管束导致泄漏；②造成电除尘极板和极线裹灰、布袋除尘器糊袋，影响除尘系统稳定运行；③逃逸的NH3进入炉后湿法脱硫装置，造成脱硫排水氨氮浓度高，脱硫废水被迫进污水汽提装置处理，增加了装置能耗[1]。本文结合煤粉炉脱硝系统运行情况，分析其氨逃逸高的原因，并提出相应对策，通过各项措施的实施，实现锅炉与脱硝系统协调优化运行，降低氨逃逸值。

1 设备概括

1.1 煤粉炉概况

洛阳石化热电部两台煤粉炉额定负荷220 t/h，为四角切圆固态排渣煤粉锅炉，前部为炉膛，四周布满膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道内装设高低温两级过热器，尾部竖井交错布置两级省煤器和两级空气预热器。

锅炉设计煤种为无烟煤，设计燃煤挥发分8.67%，配套建设电除尘器。为满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，NOx≤100 mg/m3(本论文NOx浓度均以NO2计，标准状态，6%O2的数值)的排放标准，2014年建成投运SNCR+SCR脱硝装置，由同方环境提供工艺包，以液氨作为脱硝还原剂，液氨为厂内自产，液氨蒸发为氨气供脱硝使用。根据《河南省燃煤电厂大气污染物排放标准》(DB41 1424—2017)要求，超低排放标准为NOx≤50 mg/m3。

1.2 SNCR+SCR脱硝装置概况

2台煤粉炉各设置1套SNCR和SCR装置。SNCR布置在炉膛上，分3层设置14支喷枪。SCR反应器安装在高温空气预热器上级和下级之间，为高温、高尘布置方式，脱硝装置工艺流程见图1。SCR采用迪诺斯平板催化剂，设2+1层催化剂，运行2层，备用1层(2016年10月装入)。SNCR和SCR设计参数见表1。

图1 SNCR+SCR工艺流程图

表1 SNCR和SCR设计参数

2 SNCR和SCR基本原理

SNCR与SCR化学反应基本原理相同，都在烟气中加入还原剂。在一定温度下，还原剂与烟气中的NOx反应，生成无害的氮气和水，主要反应如下：

SNCR是将NH3喷入炉膛温度850～1 100 ℃的区域，与烟气中NOx进行反应，不需要催化剂。脱硝效率受锅炉结构尺寸影响较大，在燃煤锅炉上，其脱硝效率一般为30%，多用作脱硝的补充处理手段。SCR是将NH3喷入锅炉300～400 ℃的烟道区域内，在催化剂作用下，NH3与NOx反应，其脱硝效率与烟气温度、催化剂性能、反应时间、流场分布等多个因素相关，一般为80%～90%。

SNCR+SCR组合工艺是节约费用、提高脱硝效率的一种混合工艺，SNCR工艺的还原剂喷入炉膛，逃逸的NH3在SCR反应器继续反应。脱硝反应NH3、NOx最佳物质的量比为1.0，NH3、NOx物质的量比达到1.0之后，脱硝效率提升缓慢，但氨逃逸大幅增加(见图2)。锅炉烟气中部分SO2在锅炉炉膛及烟道中被氧化为SO3，SCR催化剂也会将烟气中部分SO2氧化为SO3(转化率<1%)。逃逸的NH3在尾部烟道中与SO3生成NH4HSO4，NH4HSO4从烟气中吸收水分，黏附飞灰，继而造成尾部烟道腐蚀。

图2 脱硝效率和氨逃逸浓度与NH3/NOx(物质的量比)的关系[2]

3 氨逃逸超标原因分析

3.1 排放标准提升

煤燃烧NOx形成是一个非常复杂的过程，与煤种、燃烧方式及燃烧过程控制密切相关。该电厂两台煤粉炉采用挥发分低的无烟煤，难着火、难燃尽，为了燃烧需求，锅炉燃烧温度高、风量大，原始NOx浓度高，均值达到1 000 mg/m3。

SNCR+SCR脱硝装置设计总脱硝效率≥91.7%，氨逃逸浓度≤2.5 mg/m3，出口NOx含量≤100 mg/m3。2014—2015年脱硝装置运行良好，虽然2#炉氨逃逸略偏高，但总体受控，脱硫排水的氨氮浓度在100 mg/L以下。2015年6月进行1#炉脱硝装置性能考核，考核期间出口烟气NOx平均浓度52.89 mg/m3，氨逃逸浓度平均值为1.00 mg/m3，NOx浓度、氨逃逸浓度均达到了设计要求。

2016年11月开始，间断执行NOx≤50 mg/m3的超低排放标准，2017年10月1日起，正式执行该标准。SNCR+SCR脱硝效率≥95.8%才能达到该标准要求，超出了SNCR+SCR脱硝工艺设计脱硝能力。为了满足排放要求，通过大量喷氨降低NOx浓度，这是造成脱硝装置氨逃逸高的根本原因。

3.2 NH3/NOx分布不均匀

理想状态下，NH3/NOx(物质的量比)相匹配。脱硝过程中，NH3的喷入量根据NOx浓度进行自动调节。但在实际运行过程中，煤粉炉SNCR、SCR自控不能稳定投运，SCR 6个喷氨调整阀长时间均为全开状态，反应截面上NH3/NOx分布不均匀。2018年10月，利用便携式检测仪表对2#炉SCR入口6个区域进行NOx和NH3浓度测量发现，NH3/NOx相差很大，分布严重不均，部分区域NH3/NOx>2，部分区域NH3浓度不足(见表2)。SCR喷氨调节效果差，NH3/NOx分布不均匀，局部喷入的NH3大于需要值，形成氨逃逸，是氨逃逸高的主要原因。

表2 2#炉SCR入口NOx和NH3分布

3.3 氨逃逸测量偏差

SCR出口设置在线氨逃逸表，采用的是西门子LDS6原位式激光分析法。激光通过烟气时，特定波长的激光被烟气中 NH3吸收，吸收程度信息保留在光信号中，即形成吸收光谱，通过对吸收光谱的分析最终得到 NH3的浓度信号。

氨逃逸表在SCR出口水平烟道对角安装。由于该位置在除尘器前，烟尘含量浓度高，为确保透射，光程设置为1 m。测量探头易受烟道振动及温度变化影响，使测量不稳定或产生偏移。因此，受安装位置和运行环境的影响，在线氨逃逸表较难及时、全面地反映烟气中的氨浓度，数据代表性相对较差。运行过程中，氨逃逸表频繁出现故障、漂移等问题，给脱硝装置运行调整带来偏差，也是造成氨逃逸高的主要原因。

3.4 运行温度低的影响

运行温度既影响SCR反应速度，也影响催化剂的活性。SCR合适的反应温度为300～400 ℃，当运行温度低于该值时，催化剂活性下降，喷入的NH3无法被有效利用，从而形成较高的氨逃逸率[3]。

两台煤粉炉开停工或低负荷运行期间，烟气温度达不到SCR最低运行温度，但为实现NOx达标排放，SCR在不满足温度条件的情况下喷氨运行，脱硝效率低，氨逃逸增加，这是特定时间脱硝装置氨逃逸高的原因。

4 应对措施

4.1 源头控制措施

低氮燃烧技术是从源头控制NOx浓度，通过低氧、低温燃烧减少燃烧过程NOx生成量，一般作为燃煤电厂NOx控制首选技术。两台煤粉炉设计燃料为无烟煤，挥发分<10%，燃烧温度高、风量大，产生的NOx浓度高。在前期脱硝改造时，受煤种及锅炉炉型限制，无成熟低氮燃烧改造技术及成功案例，未实施低氮燃烧改造。

为应对NOx标准提升、脱硝装置氨逃逸高的问题，根据近年技术发展情况，煤粉炉实施低氮燃烧势在必行。经过前期技术比选，结合锅炉实际情况，选取轴向空气分级燃烧技术，采用旋转对冲燃尽风(ROFA)率先对2#炉进行低氮燃烧改造。从锅炉总风量中抽出约28%作为燃尽风，分2层逐级送入炉膛，形成深度空气分级。通过调整整个炉膛区域内空气和燃料的混合状态，在保证总体过量空气系数不变的基础上，使燃料经历第一阶段“富燃料燃烧”和第二阶段“富氧燃尽”两个阶段。第一阶段富燃料、贫氧燃烧降低燃烧区的燃烧速度和温度水平，营造还原性氛围减少NOx生成，并还原部分已生成的NOx；第二阶段剩余燃料富氧下完成燃烧，低温氛围减少NOx生成。通过低氮燃烧改造，预期NOx初始浓度降至450 mg/m3，降低后续SNCR+SCR脱硝装置运行压力，减少喷氨量，降低氨逃逸值[4]。

煤燃烧过程NOx形成是一个非常复杂的过程，低氮燃烧改造要平衡控制锅炉效率和NOx脱除两个目标。

4.2 过程优化措施

4.2.1SCR优化

对SCR进行优化，解决喷氨调节性差、NH3/NOx分布不均的问题。2017年从脱硝运行问题较多的2#炉入手，与大连研究院联合开展该优化项目。针对存在的问题，分步实施了优化措施。2017年11月实施第一阶段改造，进行了喷氨格栅内构件更换及反应器入口流场优化，强化稀释风和烟气混合，改善入口烟气的流场分布。改造后2#炉喷氨量明显下降，具体见图3。

图3 2017年2月至2018年1月2#炉喷氨量变化

2018年10月利用便携式仪表对2#炉SCR入口NOx和NH3分布情况进行了检测，并根据数据情况对入口喷氨调节阀进行了调整，促使NOx和NH3分布相匹配，具体数据见表3。通过检测与调整，各个区域的NH3/NOx趋于平衡，在调试前后分别采样化验，调整前脱硫液氨氮浓度为559 mg/L，调整5 h之后氨氮浓度为353 mg/L。

表3 2#炉SCR入口NOx和NH3浓度检测

2019年实施了分区喷氨、分区检测、自控优化等第二阶段的优化措施，促进SCR精准喷氨和自控运行。2019年9月项目验收结果表明，改造后，2#炉能够实现SCR自控投运，脱硫排水氨氮浓度降至70 mg/L以下(折合氨逃逸浓度3.5 mg/m3)。

4.2.2SNCR优化

SNCR设计选取的氨气调节阀门和氨气流量计偏大，在运行过程中调整不够灵敏，加之建成投运后未进行系统调试，SNCR不能稳定自控运行。2017年、2019年先后对SNCR调节阀和流量计进行了更换。2019年与某公司结合，在1#炉SNCR试用先控系统，投运SNCR自控系统。锅炉低氮燃烧改造后，炉膛温度场将发生变化，SNCR三层喷枪的投运匹配情况需要进行进一步摸索和优化。

4.2.3运行控制优化

①控制氨气质量。从液氨源头、气化、使用等各个环节入手，严格液氨脱水脱油管理，保证氨气温度，2#炉氨气双联过滤器定期切换清理，确保氨气品质合格，减少对脱硝系统的不良影响。②加强氨逃逸表的维护。加强氨逃逸表及相关CEMS的维护工作，确保数据准确，为脱硝系统运行提供可靠的调整依据。③保持催化剂的活性。定期开展SCR催化剂活性检测，根据检测情况更换催化剂，确保良好的脱硝效率。④强化运行控制。严格控制锅炉开停工过程喷氨量，在满足NOx排放达标情况下，尽量减少喷氨量；保持锅炉稳定运行，减少大幅调整次数，启停制粉时上下游岗位及时沟通，避免波动时过量喷氨；尝试自主开展SCR喷氨调平试验，促进NH3/NOx均匀分布。

5 结论

煤粉炉受煤种和锅炉型式影响，原始NOx浓度高，为满足超低排放标准，过量喷氨，这是脱硝装置氨逃逸高的根本原因。NH3/NOx分布不均匀，氨逃逸测量偏差是造成氨逃逸高的主要原因，运行温度是特定时间段氨逃逸高的影响因素。

为解决脱硝装置氨逃逸高的问题，在源头管控上，实施低氮燃烧改造，改造后预期锅炉原始NOx浓度降至450 mg/m3以下，大幅降低后续脱硝装置运行压力。在过程管控上，实施SCR、SNCR优化，加强氨气质量、仪表维护、催化剂活性、运行控制等管理。目前锅炉低氮燃烧改造正在实施，预期通过各项优化措施的实施，实现降低氨逃逸值、脱硝系统稳定运行的目标。