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北极星火力发电网讯:摘要：火力发电厂超低排放是一项重要的战略任务,采用过量喷氨的手段实现超低排放是不科学、不环保、不节能的。为最大限度地降低脱硝喷氨量,系统地分析了发电企业超低排放的一体化技术,对定期检查修复燃烧器、定期优化流场及再生催化剂、实施喷氨分区优化及精准喷氨等技术措施进行了总结,对源头上控制NOx生成量、保持催化剂活性及脱硝效率、保证喷氨均匀性、实现高级过程控制等管理途经进行了介绍,提出了超低喷氨新型环保理念,以期推进环保事业的可持续发展。

关键词：1 000 MW机组; SCR脱硝;超低排放;超低喷氨;一体化脱硝技术;

0前 言

1 000 MW机组随着锅炉燃烧及脱硝反应设备劣化、燃用煤种偏离设计煤种、深度调峰频次增多等因素的影响,锅炉燃烧波动变化频繁,SCR入口NOx快速升高,且波动剧烈。为满足机组超低排放要求,避免受到环保考核,运行人员不同程度地喷入过量氨气,引发催化剂中毒及氨逃逸率增高,导致空气预热器差压异常甚至堵塞,尿素用量增大,外排水氨氮含量超标,影响企业安全、环保、经济综合效益。因此,需要采取燃烧器检查修复、定期喷氨优化试验、催化剂再生、脱硝分区优化、精准喷氨控制等一体化技术,最大限度地减少喷氨量,最大限度地挖掘节能减排潜力,实现超低喷氨、超低排放、绿色低碳、科学发展等远景战略目标。

1定期检查修复燃烧器,控制NOx源头生成量

1.1 燃烧器设计特性

某1 000 MW机组每台锅炉配 6 台ZGM 123型中速磨煤机,燃 烧方式为前后墙对冲燃烧,采用 48只外浓内淡型低 NOx 旋流煤粉燃烧器,风、粉气流从煤粉燃烧器、燃尽风喷进炉膛后各只燃烧器在炉膛内形成一个独立的火焰。前、后墙各布置3 层燃烧器,每层8只。煤粉燃烧器主要由一次风弯头、文丘里管、煤粉浓缩器、燃烧器喷嘴、稳焰环、内二次风装置、外二次风装置(含调风器、执行器)及燃烧器壳体等零部件组成。

1.2 燃烧器易于烧损

运行中的高温烟气对近火侧的一次风扩锥炙烤,会在该扩锥内形成巨大的热应力并且导致焊缝金属强度降低,热应力造成扩锥变形并将根部焊缝拉开而最终脱落。一次风扩锥脱落后,二次风扩锥及稳燃齿环最接近火侧,导致稳燃齿环脱落,严重时导致带有筋板的二次风扩锥脱落。一、二次风扩锥脱落后,一、二次风管直接与高温烟气接触,其材质为Q235型钢,耐热温度仅为400 ℃。磨煤机运行时,燃烧器区域温度为400 ℃左右。磨煤机停运后,机组满负荷时燃烧器区域温度700 ℃左右,超过一次风筒耐火极限,会造成碳化烧损。上层燃烧器位置较高,且时常备用,始终与炉内高温火焰和烟气接触,也得不到应有的冷却;中下层燃烧器位置相对低,接触的炉膛火焰及烟气温度也较低,对应的是主力磨煤机,运行中能够得到较好的冷却。因此,上层备用燃烧器损坏最严重,上层燃烧器的两侧问题较小、中间严重,中层燃烧器烧损次之,下层燃烧器烧损最轻。

1.3 燃烧器定期检修

1 000 MW机组检修期间检查发现燃烧器喷口均存在不同程度的二次风扩锥变形、稳焰齿脱落,多个燃烧器最外圈扩流锥存在变形,最窄处小至1 cm(正常状态约为10 cm)。对损坏的稳燃齿进行更换处理,对变形的稳燃环、二次风扩锥进行校正、修复处理。燃烧器稳燃齿、稳燃环检修处理后,炉膛出口NOx浓度平均下降60 mg/m3, 降低尿素单耗约11.37 t/亿(kW·h),结焦现象明显改善,提高运行可靠性。

特别强调的是,在恢复燃烧器设计能力、控制炉内NOx浓度上,整体更换烧损严重的燃烧器比局部修复效果更好。若综合考虑检修费用、施工难度问题,在基建阶段设备选型及进行重大修理、改造时,可选择耐高温碳化硅喷嘴低氮燃烧器,可提高使用寿命及检修周期,效果更加显著。

2定期优化流场及再生催化剂,保持活性及脱硝效率

1 000 MW机组每台炉设2台SCR脱硝装置,脱硝反应器内催化剂按照“2+1”模式布置,初装两层蜂窝式催化剂,体积为 667.7 m3。机组运行过程中,催化剂会因飞灰堵塞、飞灰磨损、冲蚀等因素影响而失去活性,在优化运行、控制炉内氮氧化物等基础上,可采取喷氨流场定期优化、定期检测、及时再生等策略,延长催化剂寿命,保证运行状态的活性,可靠实现超低排放达标。

2.1 定期开展喷氨优化

SCR脱硝装置氨喷射系统采用格栅式AIG,具有沿反应器宽度和深度方向调节喷氨量功能。每台 SCR 反应器在入口烟道前墙位置沿宽度方向布置 9 组喷氨管,每组2根支管深入烟道内不同深度。每根喷氨支管上安装了1个手动碟阀,通过调节调阀开度,实现沿反应器宽度和深度方向上喷氨量分区控制。每年在机组检修后进行脱硝喷氨流场优化调整试验,根据实测反应器出口截面的 NOx 浓度分布情况,对喷氨格栅各支管手动阀开度进行多轮调节,最大限度地提高出口 NOx 浓度分布均匀性,反应器出口截面 NOx 浓度分布CV值呈减小趋势,使喷氨格栅各支管的喷氨量分配趋于合理,降低局部过高的氨逃逸浓度。特别值得注意的是,要将喷氨流场优化试验确定的各工况下喷氨格栅入口手动蝶阀开度进行标识、固化,为运行调整提供方向和指导。

2.2 催化剂再生

催化剂的寿命一般有机械寿命和化学寿命,机械寿命由催化剂的结构特点决定的,一般为10年,催化剂的化学寿命一般在24 000～30 000 h。某1 000 MW机组催化剂运行时间29 000 h性能评估时表明,在设计条件下,入口 NOx 浓度为300.2 mg/m3,两层催化剂脱硝效率为85.2% 时,出口 NOx浓度为 44.3 mg/m3,氨逃逸为 3.3 μL/L;在设计参数和MR=1.0的测试条件下,第一层催化剂的活性为 29.8 m/h,第 二层为31.4 m/h,第一 层催化剂堵塞3个孔,第二层堵塞 2个孔,催化剂表面出现了 SiO2、Al2O3等物质积聚现象,在设计条件下两层催化剂已无法满足 NOx 超低排放要求,需要及时加装或更换、再生催化剂提效。

综合比较、分析,利用5月份机组C修时机进行了催化剂再生处理,再生后催化剂样品的通孔率为 99.2%, 在设计条件下,两层再生催化剂的脱硝效率为 82.9%时,氨逃逸为 0.7 μL/L, 两层再生催化剂的 SO2/SO3转化率为 0.81%,两层再生催化剂的阻力为 190 Pa;在设计参数和MR=1的测试条件下,两层再生催化剂的活性分别为 36.7 m/h和 37.3 m/h[7],满足了超低排放及安全经济运行的要求。

3实施喷氨分区优化,保证喷氨均匀性

喷氨格栅 AIG 部分喷嘴堵塞或者蝶阀开度移位会改变氨气流量分配,锅炉燃烧变化或者导流板变形会引起 AIG 上游烟气流速和 NOx分布变化,这些因素综合影响脱硝入口烟气中的 NH3/NO 摩尔比分布均匀性,会加大反应器出口的局部氨逃逸浓度。目前,一些发电企业在积极实施喷氨分区优化改造,保证喷氨均匀性。

3.1 喷氨管道分区优化

某1 000 MW机组现场喷氨管道原布置为1根喷氨管道母管分两路送往A、B侧喷氨格栅,通往A、B侧管道喷氨母管(406 mm×5 mm,材质20G)分成9组18根小管道(108 mm×4.5 mm,材质20G)对整个A、B侧烟道进行喷氨。

喷氨管道分区优化将现有的热解炉出口管道(610 mm×5 mm)下移2 m,将该管道直线延长约20 m至脱硝A、B侧入口烟道,该管道作为喷氨母管。将原A、B侧氨气分配集箱(406 mm×5 mm)分为三等分,改造成独立的小分配集箱。喷氨母管与小分配集箱之间增加联络管道(273 mm×8 mm、长2 000 mm)6根,每根管道安装调节阀1只(DN250)。将A、B侧各分为3个区,每个区管道上各新装1个调节阀门,1个区管道连接6只小管路。分区优化前后喷氨管路见图1、图2。

图1 分区优化前喷氨管路

图2 分区优化后喷氨管路

3.2 喷氨测点分区优化

在整个单侧脱硝入口烟道寻找3个合适的取样位置(试验预留孔)安装入口探头,将三路样气混合后送入仪表测量,由单测点变成三测点,保证测量准确性。出口探头原测面取样,取样单一,不具有代表性,现增加多点取样。

3.3 控制策略分区优化

NOx的测量采用单侧烟道设置2套CEMS仪表,第一套CEMS仪表巡测(每点测量时间1 min,3个点的采样时间3 min)作为细调控制喷氨分区调节阀,第二套CEMS仪表采用3个探头混合后测量值做粗调控制喷氨总量。

3.3.1 喷氨总量的控制

采用A、B侧烟道实时混合测量的NOx均值控制喷氨总量,A、B侧入口NOx测量值取平均值作为前馈参与调节,通过采集机组负荷、风量、煤量、烟气流量等参数,作为前馈控制器对生成的NOx浓度进行预测。

3.3.2 喷氨分区调节阀的调节

将每个分区同步精准测量的NOx值与单侧烟道偏差设定值进行比较,通过控制算法块生成分区对应的喷氨调门控制指令,实现分区喷氨优化。

4精准喷氨优化,实现高级过程控制

SCR脱硝系统现有喷氨烟气控制系统的设定值为SCR出口NOx值,最终通过PID改变氨气阀门开度来调节氨气实际流量,是典型的大迟延、长惯性的非线性控制系统。由于NOx测量大滞后、快时变的特点,这种传统控制策略容易导致出口NOx波动大,平均值低。同时,由于NOx生成影响因素复杂,外界干扰条件众多,烟气浓度场、速度场分布不均匀以及喷嘴、催化剂堵灰等情况,容易导致局部氨逃逸偏大,需采用高级过程控制策略方可实现回路的精准控制,脱硝精准喷氨。

4.1 精准喷氨技术要点

在喷氨管道分区优化的基础上,在每侧SCR反应区域后各安装1套矩阵式分区测量系统,对SCR出口的NOx和O2进行在线快速断面扫描测量。按照目前SCR的AIG格栅门组布置情况,将每个SCR出口划分为18个测量小区,根据SCR出口流场的变化规律,定期对每个测量小区网格测点进行循环测量取样分析。精准喷氨系统以网格取样测量数据模型,作为调节依据;以机组运行负荷、给煤量、风量、氧量等作为数据模型,建立以模型为基础的前馈控制系统;利用先进控制算法(神经网络、模糊控制、预测控制等),在机组工况发生变化时能够快速运算出喷氨调节阀的开度。同时依据计算结果在线快速调整各个喷氨格栅阀门开度,实时调整氨气分配,做到快速自动的调平功能,控制解决脱硝入口流场及NOx浓度偏差问题,保证喷氨格栅氨氮摩尔比的相对高度均匀。

4.2 精准喷氨效益目标

精准喷氨减少NOx波动幅度,稳态工况为±5 mg/m3,动态工况为±10 mg/m3,可实现机组压线运行,减少脱硝氨的消耗量5%～10%左右,最大程度降低氨逃逸量,有效减缓空气预热器内氨结晶引起的空气预热器堵塞现象,出口NOx浓度分布均匀度相对提高10%左右。精准喷氨减少喷氨量,对于单台1 000 MW机组用氨量600 kg/h,以年平均利用小时数5 900 h计算,每年用氨量3 500 t,每吨2 000元,即每年节省约3 500×2 000×10%=72万元。精准喷氨提高催化剂的使用寿命,NOx相对偏差从50%降至40%,则催化剂寿命能相对提高约6%,按单台1 000 MW机组三层催化剂费用合计约1 800万元(不包含拆装人工费)、催化剂寿命5年计算,每年可节省催化剂费用为1 800×6%/5=21.6万元。精准喷氨减少氨逃逸,降低风机阻力,降低引风机的轴功率,按单台1 000 MW机组每年能减少引风机电耗费用50万元左右。

5经济效益分析

1 000 MW机组利用C修时机对燃烧器稳燃齿进行修复及燃烧调整,炉膛出口NOx浓度平均下降60 mg/m3,降低尿素单耗约11.37 t/亿(kW·h);对脱硝催化剂再生提效后,氨逃逸率由C修前的7.46 μL/L下降至0.7 μL/L,降低尿素单耗约5.07 t/亿(kW·h);脱硝分区优化,降低尿素单耗约0.56 t/亿(kW·h)。综合效益显著,尿素单耗由修前的55t/亿(kW·h)下降至目前的38t/亿(kW·h),尿素单耗下降了17t/亿(kW·h)。

精准喷氨拥有节约喷氨量、延长催化剂寿命、减少空气预热器清洗、降低引风机电耗等优势。经测算,单台1 000 MW机组每年通过精准喷氨项目的实施可以带来140多万元的效益。

6结 语

1 000 MW机组采取燃烧器稳燃齿环修复或更换、催化剂再生或更换、脱硝分区优化、精准喷氨等一体化技术,是通过采取超低喷氨的控制策略,从创新管理理念、拓展管理方法、推进技术进步、高效节能减排的角度出发,实现超低排放达标,是落实科学发展观及“两山”理论的重要成果,值得同类型电厂、同类型机组的借鉴和推广,具有积极的综合效应和社会价值。