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      350MW超臨界直流鍋爐脫硝運行分析及調整

      2019年03月18日 熱度:307 ℃

      350MW超臨界直流鍋爐脫硝運行分析及調整

      董國瑞

      摘要:NOx是電廠生產過程中的主要污染源之一,本文就大唐林州熱電有限責任公司在控制NOx排放中遇到的問題進行了分析,并結合實際情況提出了相應的調整措施,對燃煤機組脫硝系統的經濟運行和優化調整具有一定的借鑒意義。

      關鍵詞:NOx;催化劑;煙氣溫度;運行調整?

      0引言

      近年來,隨著國家電力產業的快速發展,環保事業越來越被重視,國家新頒布的環保標準對火電廠污染物排放限值更加嚴格,作為NOx主要污染源之一的電廠面臨的環保治理和節能減排任務也更加艱巨。在眾多的脫硝技術措施中,作為燃煤電廠環保達標排放的最終手段的煙氣脫硝處理技術主要分為選擇性催化還原法(SCR)和選擇性非催化還原法(SNCR),其中,選擇性催化還原法和其他技術相比,沒有副產物,技術成熟,脫硝效率高,運行可靠,便于維護,是工程上應用最多的煙氣脫硝技術[1]。

      本文以大唐林州熱電有限責任公司350MW超臨界燃煤機組為例,分析了其在脫硝調整方面遇到的問題,總結了相應的調整措施,并且在滿足脫硝排放標準的同時,降低了液氨的消耗量和氨逃逸率。

      1 設備概述

      大唐林州熱電有限責任公司2×350MW超臨界機組的煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝系統,采用的脫硝還原劑液氨有效成份為NH3。本SCR系統不設旁路系統,采用雙反應器,聲波吹灰,反應器布置在鍋爐省煤器和空預器之間。

      本工程鍋爐為塔式爐,采用單反應器形式。SCR反應器設計成煙氣豎直向下流動,反應器外型為矩形立方體,四壁為側板,并形成殼體,催化劑分3層布置在殼體內。為了使反應器內的煙氣均勻流過催化劑層,在煙氣進口處設置了導流板, 在催化劑層的上方設整流裝置。每臺機組的初始層和第二層和預備層各安裝了6套吹灰器[2],圖1為本工程脫硝系統的布置圖。

      1.1?SCR技術簡介

      SCR技術是燃煤電廠煙氣脫硝的適用方法,其原理是在催化劑作用下,還原劑(由液氨或尿素等生成的氨氣)有選擇性地與NOx反應生成無害的N2和H2O,從而達到除去NOx的目的。SCR脫硝催化劑的組成、結構、壽命等直接決定煙氣脫硝系統的效率,是SCR脫硝系統中最關鍵的環節,其費用約占整個脫硝項目總投資的50%。該技術1978年在日本成功實現工業化應用后,其工藝技術與催化劑的生產技術一直在不斷地進步與完善,形成了蜂窩式和板式兩種主流結構與技術,很快被北美、歐洲及亞洲各國所引進。

      2 影響脫硝效率的主要因素分析

      林州熱電廠自投運脫硝系統后,一直面臨氨氮比和氨逃逸率較高的問題。影響SCR煙氣脫硝系統氨氮比的因素較多,其中主要包括反應器入口溫度、脫硝效率、入口NOx濃度和接觸時間等。

      2.1 氨氮比

      氨氮比是影響脫硝效率最直接的因素,其中入口NOx隨燃料和燃燒工況的變化而變化這就要求作為控制變量的噴氨量隨NOx含量的變化而不斷調整。

      由圖2可以看出,脫硝效率隨NH3/NOx比的增加而增加,但是在NH3/NOx比增加的同時氨逃逸率也會增加,過量的NH3會與煙氣中的SO3反應生成硫酸氫銨,硫酸氫銨在煙氣溫度低于150℃時,會成為液態,與飛灰表面物質反應后將改變顆粒物的表面形狀,最終形成粘性的腐蝕物沾粘在空預器和除塵濾袋上,造成空預器堵塞和濾袋糊袋,且增大引風機電耗。一般在設計中,NH3/NOx比控制在0.9~1.05之間比較合適,實際運行中,氨逃逸率控制在3ppm以內[3]。

      2.2 反應器入口煙氣溫度

      燃煤電廠脫硝一般在320~420℃范圍內進行,催化劑在此溫度范圍內才具有較高的活性,當負荷較低時,脫硝反應器進口溫度低于320℃時,會造成脫硝系統效率較低,并且氨氣會與煙氣中的三氧化硫反應生成銨鹽,引起催化劑毛孔堵塞和磨損,降低催化劑的活性。當煙氣溫度高于450℃時,催化劑的壽命在較短時間內就會大幅降低,并且造成催化劑燒結且無法恢復。

      由圖3可以看出,當反應溫度在200~280℃時,催化劑活性隨反應溫度的升高而迅速增加。當溫度達到400℃時,催化劑活性達到最大值,當溫度超過400℃后,催化劑活性反而下降[4]。

      2.3 入口NOx濃度

      脫硝效率和反應器入口NOx濃度的關系如圖4所示,由圖可知脫硝效率隨入口NOx濃度的增加而減小,原因是由于入口NOx濃度越大則單位體積的NOx與催化劑和NH3的接觸反應面積越小,從而引起脫硝效率下降。

      3 脫硝系統運行中的優化調整

      3.1 ?氨氮比的調整

      由于本脫硝系統剛投運時,噴氨調門經常出現反饋緩慢,甚至投自動失靈現象,造成了脫硝效率較低或者大量NH3浪費的現象。針對以上情況,公司配合相關單位對噴氨調門的控制方式進行了優化,保證了在保證脫硝效率較高和氨逃逸率不大于3ppm的情況下,盡量減少噴氨量。同時加強脫硝系統的吹灰,減少SCR反應器的積灰量,提高SCR反應器的脫硝效率。

      2.2 提高反應器入口煙氣溫度調整措施

      本機組在負荷大于65%的情況下,反應器入口煙氣溫度完全能夠滿足催化劑要求的溫度,但是在負荷較低的情況下,反應器入口煙氣溫度很難達到320℃,通過分析和調整試驗總結出在負荷較低的情況下提高反應器入口煙氣溫度的調整方法: 在保證爐內燃燒穩定的前提下,適當提高燃燒器擺角在77%左右,SOFA擺角在75%左右,盡可能采用上層磨煤機運行,適當增加一次風壓以降低煤粉細度,使火焰中心上移。減少省煤器吹灰次數,降壓運行可提高省煤器出口煙氣溫度,考慮到對經濟運行的影響,除非主、再熱器溫也較低,一般不采用此調整措施。

      2.3 降低入口NOx濃度調整措施

      降低過量空氣系數,采用束腰型二次風配風方式,使煤粉在缺氧條件下實現分級燃燒??梢越档腿紵齾^的溫度,可以抑制溫度型的氮氧化物。

      通常應開大AA風風門在55%左右,同時根據負荷及SCR入口NOx濃度情況確定具體的開度。一般來講,低負荷開大AA風風門對降低SCR入口NOx濃度的影響比高負荷時大。在風量允許的范圍內氧量越小則SCR入口NOx濃度越低,在保證風機穩定運行的情況下,盡量減少總風量??傦L量一定的情況下,及時關閉備用制粉系統的冷、熱一次風調門,調整運行制粉系統合理的一次風量,盡量增加二次風的比例。圖5為本機組在200MW時的二次風配風方式。

      4 優化調整后的結果分析

      在以上影響脫硝效率的因素分析基礎上,通過我廠運行人員的不斷摸索和實踐,在脫硝調整優化上總結出了一定的調整措施,并且取得了很好的效果。表1為我廠2號鍋爐優化調整前后的脫硝運行參數。

      由表1可以看出,優化調整后進口NOx濃度減少了121 mg/Nm3左右,反應器進口溫度提高了17.5℃,雖然脫硝效率有所降低,但是噴氨量共減少了20Nm3/h左右,由于1噸液氨氣化后可以得到1317 Nm3氣態氨,全廠1、2號機組每月可減少液氨43.74噸,折合市場價格13萬多元,并且氨逃逸率降低到3ppm以下,在噴氨量減少的同時保證了脫硝催化劑的活性和相關設備的經濟運行。

      5 結語

      綜上所述,通過影響脫硝運行因素的分析和相關運行調整措施的實施,我廠在提高反應器入口溫度和降低反應器入口NOx濃度上取得了一定的效果,同時減少了噴氨量和降低了氨逃逸率。為其他電廠的脫硝調整提供了參考。

      由于我廠脫硝裝置投入運行實踐較短,運行調整經驗仍需進一步積累,以便更好的服務于大氣污染治理,達到節能減排的要求。

      ????????????????參考文獻

      [1]于洪, 劉慷. 選擇性催化還原煙氣脫硝技術在玉環電廠4×1000MW機組上的應用[J].電力環境保護,2009,25(3):1-3.

      [2]大唐林州熱電有限責任公司.輔機運行規程第二版.2012

      [3]?陳偉. 670MW超臨界直流鍋爐脫硝改造及運行調整[J].?中國高新技術企業,2013,272(29):56.

      [4]劉武標. 影響火電廠脫硝效率的主要因素研究[J].工業安全與環保,2013,39(1):48-49.

      來源:《2018清潔高效燃煤發電技術交流研討會論文集》

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