段 宝， 范 龙

(国家电投集团电站运营技术(北京)有限公司西北分公司， 西安 710077)

随着深入落实《煤电节能减排升级改造行动计划》，目前绝大多数燃煤机组已接近“燃气轮机组排放限值”，即烟尘、二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)的排放质量浓度分别达到10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3的限值。

受煤炭市场供应的影响，部分电厂需要掺烧高硫煤。实际燃用煤的硫含量大幅升高后，一方面会造成脱硫系统出力和石灰石耗量的明显增加，但因多数脱硫系统设计裕量较大，SO2排放质量浓度在可控范围内；另一方面，在燃烧高硫煤时为防止水冷壁区域出现严重的高温腐蚀和结渣，主要采取增加燃烧区风量的调整方式，这会使锅炉炉膛出口即选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口的烟气中NOx含量显著升高，影响对SCR脱硝系统出口指标的控制，即出现了耗氨(NH3)量增加、NH3与NOx混合均匀性降低及NH3逃逸率升高等问题。同时，高硫煤燃烧产物中SO2含量的增加，一定程度上增加SCR脱硝反应器中SO2/三氧化硫(SO3)转换率，也促进烟气中硫酸铵或硫酸氢铵的生成，增加空气预热器等尾部烟道堵塞的风险，进而多方面影响到SCR脱硝系统的安全稳定运行[1]。

笔者结合某350 MW超临界燃煤锅炉实际掺烧高硫煤的经验，对SCR脱硝系统运行参数进行分析，总结运行调整和控制经验。

1 锅炉及SCR脱硝系统

该锅炉采用DG1159/25.4-Ⅱ型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，前后墙对冲燃烧方式，锅炉主要参数见表1(BMCR工况为锅炉最大连续蒸发量工况，BRL工况为锅炉额定工况)，文中的NOx排放质量浓度均为折算到标准状态下的数值。……