650MW机组脱硝分区喷氨技术应用-青岛天正洁能环保科技有限公司

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    返回列表来源:天正洁能          发布日期:2021/8/26    |    加入收藏关注:

    摘 要:SCR,即选择性催化还原技术,是当前主流的脱硝技术手段。与其它锅炉烟气脱硝技术相比具有脱硝效率高的特点,一般可达80%~90%以上。技术相对成熟,二次污染小。缺陷是关键技术难度大,无法同时进行脱硫,且烟气易结露腐蚀设备和管道。技术路线是高温催化作用下,利用还原剂(NH3、液氨、尿素等)“有选择性”地与烟气中的氮氧化物反应并生成无毒无污染的氮气和水。该技术最初兴起于美国,日本等国家。在我国兴起较晚,应用过程中问题不断。以某650MW机组为例,本文分析了脱硝过程存在的取样不准,喷氨量不可控,阀门老旧等问题进行了技术改造,取得了可喜成果。

    关键词:脱硝;SCR;取样;

    1 SCR脱硝技术应用概况

    随着国家加强对大气环境治理力度的加强,全国各地都在开展锅炉发电机组相关技术改造。改造后初期效果显著,然而随着改造技术的应用,后期也会面临诸多问题。以某发电公司2台650MW超临界机组中1#机组为例。对此台机组完成了超低排放改造,目前主要污染物排放指标为氮氧化物不大于50mg/Nm3、二氧化硫不大于35mg/Nm3、烟尘小于10mg/Nm3,各污染物排放均满足当前国家超低排放限值的要求。不过经过一段时间运行后,脱硝系统的一些问题逐渐凸显,如:(1)SCR氨逃逸明显偏大且监测不准确,导致下游设备空预器压差增大,空预器堵塞较严重,影响机组安全稳定运行;(2)SCR出口监测点与机组烟气总排放口监测点间的监测数据存在较大差异,尤其是氮氧化物浓度值差异较大,两个测点间的数据一致性差,现有SCR出口测点的氮氧化物浓度不能真实反映脱硝的实际情况;(3)SCR反应器喷氨支管阀门开度很少进行调节,调节没有监测依据,反应器内部催化剂层各个分区的脱硝效率、堵塞状况不清楚,局部氨逃逸严重,造成空预器堵塞。

    2 1#650MW机组排放点监测

    某发电公司两台发电机组采用选择性催化还原(SCR)工艺。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间,催化剂选用蜂窝式,采用2+1层布置。在正常负荷范围内烟气脱硝效率均不低于80%。液氨由液氨蒸发系统通过管道与各个机组SCR连接。系统由脱硝剂供应、脱硝反应两个区构成。为了深入了解脱硝工艺存在问题,在脱硝烟道进、出口两侧各增加一套NOx/O2浓度全截面取样装置,更换取样管线及取样探头,利旧原CEMS烟气分析仪,取代原系统单点取样装置。增设同步取样巡测装置,新增NOx/O2双通道快速测量仪表,氨逃逸表移位利旧。为喷氨总阀控制优化提供准确、可靠的数据基础。



    图1 SCR出口NOx/O2/NH3浓度测量层示意图

    3 外挂控制系统

    控制模块作为脱硝喷氨优化控制系统的大脑,保证SCR出口NOx/O2/NH3浓度巡测模块和分区喷氨管路模块协调工作。控制模块以分散控制系统为硬件平台搭建,作为原DCS的外挂系统,与原DCS实时通讯,从而构建完整的脱硝喷氨优化控制系统。

    4 喷氨格栅分区改造

    改造喷氨格栅是为了将脱硝剂分区,调节各区域配比。分别对原1组或2组喷氨支管改为5分区,并在分区管上安装有分区自动调节阀,根据新增外挂控制系统的指令控制各分区的喷氨量配比。改造后脱硝A、B侧出口的NOx不均匀系数均在20%以内;平均氨逃逸率1.77ppm;改造后脱硝装置阻力增加50Pa以内;经过第三方测试评估,氨耗量比改造前减少了约10~15%。极大的提高了脱硝系统的自动化水平,总排口NOx排放超过95%的时间与设定值偏差<10mg/Nm3,超过80%的时间与设定值偏差<5mg/Nm3,运行人员将NOx总排口目标值设定到42mg/Nm3的高位也可以放心的将脱硝喷氨投自动,不需要随时监视NOx排放指标,降低了运行人员的工作强度。基本实现精准喷氨。

    机组正常运行工况下,分区喷氨控制投运可以在绝大部分时间里将SCR出口NOx分布不均匀系数控制在0.2以内,平均值为0.16,仅在机组负荷大幅度变化,SCR入口NOx快速波动的情况下会超过0.2,并在几个周期的调整后恢复到0.2以下。

    图2的SCR出口NOx分布不均匀系数在0.16的典型工况为例,同一截面的NOx分布最大值为51.56 mg/m3,最小值为31.14 mg/m3,平均值为40.73mg/m3,不存在明显过喷氨和欠喷氨的区域,可有效抑制过喷导致的氨逃逸过大和欠喷导致的平均浓度过大。

    5 脱硝出口性能测试孔烟气实际测量结果

    脱硝出口烟道设置有9个性能测试孔,依次编上号码(从外侧向内依次编号为第1、2、3、4、5、6、7、8、9孔),每个测孔布置一根取样管,逐个测点采样。



    图2 不均匀系数为0.16时典型NOx分布图

    #1机组330MW、490MW、630MW不同负荷下NOx和O2各点浓度测量结果见表1~3,氨逃逸浓度测量结果见表4。

    表1#1脱硝装置330MW负荷脱硝出口烟气组分浓度表



    6 结论

    6.1 经济效益

    由于脱硝入口NOx分布不均匀,传统的喷氨方式只能根据脱硝进出口的NOx浓度差异确定喷氨总量,无法做到根据脱硝系统内NOx不均匀的情况有针对性喷氨,保证NOx浓度高的区域多喷氨,NOx浓度低的区域少喷氨。因此,整个喷氨格栅喷氨量相同的控制方式就会导致入口NOx浓度高的区域,出口NOx浓度也高,氨逃逸率低;入口NOx浓度低的区域,出口NOx浓度也低,氨逃逸率极高(由于脱硝效率有极限,所以NOx不可能降低到零,导致大量喷入的氨不会被反应,氨逃逸率极高)。脱硝的氨逃逸会与烟气中的SO3和水生成硫酸氢铵,硫酸氢铵在146℃~207℃之间是粘稠的液态,该温度刚好处于空预器低温段的工作温度区间,因此,过量的氨逃逸会在空预器低温段内生成黏性硫酸氢铵,沉积在蓄热元件表面,并与烟气中的灰结合,形成积灰板结,堵塞空预器蓄热元件的流道,导致空预器阻力增大。空预器阻力增大首先会导致三大风机所需压头增加,即三大风机的电耗会增加。据测算,2台600MW机组,空预器阻力每增加100Pa,三大风机电耗增加115.9kW,根据改造前空预器阻力最大增加接近2kPa,若按喷氨优化可使空预器阻力平均减小400Pa估算,该项的经济效益约为96.4万元/年。

    表2#1脱硝装置490MW负荷脱硝出口烟气组分浓度表



    表3#1脱硝装置630MW负荷脱硝出口烟气组分浓度表


    6.2 安全效益

    由于传统喷氨手段常常会引起过量喷氨,导致生成大量的黏性硫酸氢铵,与烟气中的灰一起沉积在蓄热元件表面,导致空预器阻力增大。空预器阻力持续增大会导致各种安全风险。送风机出口额定全压通常不高,空预器阻力上升会导致送、引风机压头不够,引起送、引风机出力不足。一般送、引风机均为轴流式风机,空预器阻力严重增大甚至会导致风机出现失速、喘振等问题,引起风机叶片损伤。对于送风机,空预器阻力增加会使二次风量减小,导致锅炉炉膛氧量降低,易引发锅炉结焦、效率下降等问题,影响锅炉的安全性,甚至导致爆管停机。同时,在回转式空预器中,往往堵塞并不是发生在所有的蓄热元件上,导致空预器的阻力会出现波动,引起一次风机、送风机和引风机的压力摆动,以及锅炉炉膛负压的波动。锅炉正常运行时应保持微负压,一旦炉膛负压波动过大,将会严重影响机组的运行安全性。喷氨优化改造可以很大程度上避免因空预器导致的以上问题的发生,提高锅炉燃烧稳定性和设备运行安全性。喷氨优化还减少了过量喷氨的发生,防止因过量喷氨导致催化剂微孔堵塞引起的失活,避免机组因脱硝不达标导致降负荷或停机。

    表4 #1机组脱硝装置逃逸质量浓度试验结果



    6.3 环保效益

    在环保效益方面,过量喷氨往往会导致排放的烟气中铵盐的浓度增加,而铵盐正是大气中PM2.5的主要组成成分之一。随着大气污染物中PM2.5越来越受重视,控制氨逃逸也逐渐变成一个重要的课题。在氮氧化物排放达标的前提下,减少氨逃逸,有助于减轻大气污染,塑造良好的企业形象。另一方面,硫酸氢铵的沉积主要是发生在空预器冷端,但随着机组排烟温度变化,部分硫酸氢铵也会在电除尘阴极线上沉积,导致阴极线肥大,影响除尘效率。同时,喷氨优化降低了排烟温度,降低了除尘器区域烟气的流速,也可提高除尘效率,有助于避免排放粉尘浓度超标。

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