随着国内越发严峻的环保形势及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源[2014]2093号）的发布（要求改造后燃煤发电机组的大气污染物排放浓度在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。目前较多机组已完成超低排放改造，本文对多种超低排放改造技术路线进行讨论，并通过测试数据对改造路线效果进行评价。
燃煤电厂超低排放改造之：脱硝改造技术路线
未超低排放改造前，一般电厂脱硝采用：低氮燃烧器+SCR工艺，控制NOx浓度在100mg/m3以内。以后将要执行50mg/m3的排放限值（平时运行时为防止排放值波动而超标，一般需控制在30~40mg/m3），电厂可以从以下两个方面进行脱硝超低排放的改造。
1低氮燃烧器改造
未进行低氮改造或低氮改造效果不好，低氮改造后入口NOx仍然较高的（超过500mg/m3），电厂脱硝若执行50mg/m3的排放限值时，SCR装置的压力较大的（脱硝效率在90%以上），需首先考虑能否进行低氮燃烧器的改造。
有些电厂低氮燃烧器改的较早，或锅炉本身自带低氮燃烧器，因技术原因，低氮效果不明显。随着近几年低氮燃烧技术的发展，已经可以解决以前无法解决的问题。如前后墙对冲燃烧锅炉，目前已经有成熟的低氮技术对该种炉型进行改造，炉膛出口NOx可降低到300mg/m3左右。
如山西某电厂2×600MW机组，锅炉为某公司设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉；型号为DG2060/17.6-∏1，炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧。脱硝采用低氮燃烧器+SCR工艺，SCR设计入口NOx浓度为500mg/m3，催化剂层数按“2＋1”布置，脱硝效率不小于80%，出口浓度＜100mg/m3（标干，6%氧）。
2012年对两台机组进行了低氮燃烧改造，改造效果不理想。对改造后SCR入口NOx浓度进行统计分析，见图1-1：
据统计，2014年7月~2014年10月，1号机组A侧SCR入口NOx浓度基本在300~500mg/m3，B侧SCR入口NOx浓度基本在400~600mg/m3，SCR入口浓度较高，低氮效果不明显。
迫于超低排放改造的压力，2014年9月，电厂对1号机组重新进行了低氮燃烧器改造，改造后锅炉运行情况见图1-2：
重新进行了低氮燃烧器改造后，燃用同样的煤种，#2机组SCR入口NOx浓度基本可稳定在400mg/m3以下，低氮改造效果较明显，减轻了后续SCR的运行压力，且节约运行成本。
低氮燃烧器改造效果较好的（不降低炉效的前提下），可降低脱硝的运行成本，减少氨的用量，减少氨逃逸的风险，对后续空预器等设备均有一定的积极意义，在一定程度上保证了机组长期稳定运行。
2SCR改造
SCR改造一般采用新增催化剂或更换催化剂的技术方案，同时对SCR吹灰器进行相应改动，并重新核算还原剂储存系统、制备系统及稀释风机出力是否满足要求，若不满足，进行相应的改造。
南京某电厂2×600MW机组，已采用低氮燃烧器，低氮改造后SCR入口浓度保证在320mg/m3以内。此次脱硝系统改造仅加装备用催化剂层，并增加配套催化剂层吹灰系统。按照新加装催化剂+原催化剂，满足NOx排放值在50mg/m3以内、脱硝效率＞85%、氨逃逸率＜3ppm。
表1-1南京某电厂1号机组脱硝系统主要性能参数
电厂超低排放改造完成后，试验单位于2016年1月份对该机组脱硝进行了测试，测试结果见表1-2。
表1-2南京某电厂1号机组脱硝性能测试数据
根据测试数据，1号脱硝系统A、B侧脱硝效率分别为93%、92%，满足85%的设计值；A、B侧SO3转化率分别为0.82%、0.69%，满足改造后小于1.5%的设计值。A、B侧氨逃逸平均值分别为2.27ppm、3.72ppm，B侧超过设计值的3ppm。
由于超低排放改造时，未对1号机组进行脱硝喷氨优化试验，较高的脱硝效率及喷氨的不均匀性，导致氨逃逸较高。而该电厂的#2机组超低排放改造后，进行了脱硝喷氨优化试验，氨逃逸远小于3ppm。改造前空预器运行4个月，压差从1000Pa左右上升到2000Pa左右，改造后空预器运行2015年1年时间，压差仅从1000Pa左右上升至1300Pa，喷氨优化试验效果明显。所以脱硝超低排放改造同时，建议进行喷氨优化试验，降低氨逃逸。
延伸阅读：
原标题：燃煤机组烟气超低排放改造技术路线研究
