徐琰

(揚州第二發(fā)電有限責任公司發(fā)電部，江蘇揚州225131)

發(fā)電技術(shù)

某廠1號爐SCR出口NOx偏差大分析及整治

徐琰

(揚州第二發(fā)電有限責任公司發(fā)電部，江蘇揚州225131)

某廠于2012年5月1日鍋爐A修期間進行了脫硝改造，2013年和2014年春節(jié)后均發(fā)生了空預(yù)器低溫段硫酸氫氨積聚造成空預(yù)器煙氣側(cè)差壓上升，通過配套的高壓水沖洗系統(tǒng)沖洗后恢復(fù)正常。文中重點介紹1號爐脫硝系統(tǒng)投運后偏差大狀況、處理、改進措施以及解決脫硝流場偏差大的經(jīng)濟性分析等，為實施脫硝改造的兄弟電廠提供參考。

SCR；NOx偏差大；空預(yù)器差壓

為響應(yīng)國家脫硝減排的相關(guān)政策，某發(fā)電廠于2012年5月利用1號鍋爐A修機會實施了脫硝改造。作為江蘇省首臺600 MW級脫硝改造機組，由于對氨逃逸后的危害性認識不足，2013年和2014年春節(jié)后該廠空預(yù)器低溫端換熱面均發(fā)生了硫酸氫氨積聚導(dǎo)致空預(yù)器堵塞。

1 設(shè)備概況

某發(fā)電廠一期的2×600 MW鍋爐是美國BABCOCK&WILCOX公司制造的亞臨界，一次再熱，自然循環(huán)，平衡通風，單汽包，前后墻對沖，半露天煤粉爐。設(shè)計煤種是神府煙煤，校核煤種是晉北煙煤。該廠1號鍋爐脫硝改造中標方是北京龍源公司，SCR及其輔助系統(tǒng)采用EPC總承包方式建造，龍源公司氨噴射系統(tǒng)采用自主專利的渦流混合技術(shù)。

脫硝改造配套的空預(yù)器換熱面整體更換承包方是上海豪頓華，其熱端換熱面采用碳鋼，波形為HS8；冷端換熱面采用零碳鋼鍍搪瓷，波形為HC11e；空預(yù)器配套的水沖洗系統(tǒng)承包方是天津市通潔高壓泵制造有限公司。

2 1號爐脫硝系統(tǒng)投運后偏差大狀況及處理

2.1 各工況脫硝系統(tǒng)運行情況

（1）1號號鍋爐性能試驗煙氣系統(tǒng)的主要試驗測點和DCS表計位置如圖1所示。

① 位置1：省煤器出口氧量（運行氧量監(jiān)測點），每側(cè)煙道4個氧化鋯；

② 位置2：脫硝入口專用試驗測點，用于測試煙氣成分、煙溫、靜壓測試；

③ 位置3：脫硝入口煙溫、煙氣成分DCS表計；

④ 位置4：脫硝出口煙溫、煙氣成分、靜壓測試、DCS表計。

圖1 鍋爐煙氣系統(tǒng)試驗測點位置示意圖

（2）600 MW負荷煙溫、氧量場標定。在600 MW負荷下，按等截面網(wǎng)格法原則，逐點測量脫硝進口氧量、煙溫和NO，空氣預(yù)熱器進出口氧量和煙溫以及電除塵器進口氧量和煙溫，獲得各煙道截面處的氧量和煙溫分布，選擇具有代表性的氧量和煙溫測點位置，正式試驗時，以這些代表點處的氧量和煙溫的平均值作為整個截面的平均值。各煙道截面煙溫、氧量和NO標定結(jié)果如表1—6所示。其中測孔由A側(cè)向B側(cè)編號，測點由里向外編號。

表1 脫硝進口A側(cè)氧量分布 %

表2 脫硝進口A側(cè)NO分布 （mg·m-3）

由表1—6可以看出，600 MW負荷下脫硝進口煙氣成分和溫度分布規(guī)律如下：

表3 脫硝進口A側(cè)煙溫分布 ℃

表4 脫硝進口B側(cè)氧量分布 %

表5 脫硝進口B側(cè)NO分布 （mg·m-3）

表6 脫硝進口B側(cè)煙溫分布 ℃

① 運行氧量兩側(cè)高（約3.4%～3.7%），中間低（1.9%左右），說明爐膛中部缺風，可能會導(dǎo)致煙氣中CO成分較高。

② 煙溫兩側(cè)低（350～352℃），中間高（369～370℃），可能導(dǎo)致的原因主要包括缺風導(dǎo)致燃燒中心提高，煙溫升高；粉量大，生成的煙氣量大。

③ 脫硝裝置進口煙道內(nèi)NO分布基本較為均勻。各單測孔內(nèi)氧量、煙溫、NO分布都比較均勻，偏差較小。

2.2 處理方法

（1）目前采用以480 MW負荷為基礎(chǔ)確定各噴氨手動門開度。根據(jù)各負荷下的測試結(jié)果，對表盤氧量、空預(yù)器進出口煙氣溫度進行核對，如表7所示。

表7中，省煤器出口為圖1中位置1，DCS表盤氧量；脫硝入口為圖1中位置3，DCS脫硝系統(tǒng)入口氧量；實測為圖1中位置2。省煤器出口氧量表盤值（A側(cè)：10ATGF064，10ATGF065，10ATGF066，10ATGF067；B側(cè)：10ATGF091，10ATGF092，10ATGF093，10ATGF094）和脫硝入口表盤值（A側(cè)：10HSA11CQ002，10HSA12CQ002）采用平均值計算。

表7 脫硝入口氧量校核

脫硝入口A側(cè)、B側(cè)氧量對比如圖2、圖3所示。

圖2 脫硝入口A側(cè)氧量對比

圖3 脫硝入口B側(cè)氧量對比

從圖2、圖3可以看出省煤器出口A側(cè)表盤氧量比實測氧量低約0.55%，脫硝入口氧量表盤值比實測值低約0.63%；省煤器出口B側(cè)表盤氧量比實測氧量高約0.28%，脫硝入口氧量表盤值比實測值低約0.1%。

如果儀表標定沒有問題的話就跟CEMS儀表沒有關(guān)系，主要是因為煙道斷面NOx濃度分布不均勻造成的，脫硝廠家在168 h后幾乎沒有做噴氨格柵調(diào)整的，要根據(jù)入口煙氣量分布和NOx濃度的分布來調(diào)整噴氨格柵各個支管的開度，原理很簡單，過程很復(fù)雜。目前1號爐根據(jù)試驗，確定480 MW負荷，流場均勻，目前以此為基礎(chǔ)確定各手動門開度。

（2）SCR出口CEMS兩次移位。針對1號爐SCR出口NOx偏差大，主要原因是SCR進口氧量測點（單點）沒有代表性，該測點直接影響NOx量計算，2013年2號爐SCR改造，進口氧量測點偏高，將其由北面移至南面，SCR出口NOx偏差有所改觀。其后又將沒有代表性的東西向3號、4號測點進行數(shù)次對調(diào)。

3 1號爐B修期間采取的改進措施

2015年上半年1號爐B修期間將SCR出口CEMS取樣口移至空預(yù)器進口水平段（見圖1，鍋爐煙氣系統(tǒng)試驗測點位置示意圖中點4至點5中間位置），由于測點位置靠后，解決了測點代表性問題，利于控制系統(tǒng)穩(wěn)定，目前偏差明顯改善且噴氨自動控制品質(zhì)得到了改善[1]。1號爐B修后的近期SCR運行參數(shù)如表8所示。

表8 1號爐B修后近期SCR運行參數(shù)

通過表8可以發(fā)現(xiàn)480 MW負荷，SCR流場相對均勻，控制方面A側(cè)、B側(cè)晃動比值適當偏小，噴氨過量的可能性較低。

高負荷情況下，由于流場分布不均勻，噴氨過量的可能性較高，同時由于噴氨大，噴氨調(diào)門經(jīng)常全開，A側(cè)、B側(cè)晃動比值很大，控制不是很穩(wěn)定，氨逃逸也比較高。

低負荷情況下，噴氨針對相同煤種，噴氨量會相對降低，但是由于SCR內(nèi)部流場分布不均勻，噴氨量晃動比值仍然較大，同時噴氨量也會出現(xiàn)較高的波動，從噴氨量晃動和A側(cè)B側(cè)的氨逃逸就可以看出。

測點的后移雖然解決了部分控制問題，但是SCR內(nèi)的煙氣流場分布不均，仍然沒有得到改善，有的地方濃度高，有的地方濃度低，噴氨過量的可能性也大，氨逃逸也會偏高。

4 解決偏差大的安全經(jīng)濟性

（1）安全性：避免局部過噴氨對空預(yù)器低溫段硫酸氫氨積聚，特別是不均勻堵塞的影響，空預(yù)器差壓大，爐膛負壓晃動大。

（2）經(jīng)濟性：日常空預(yù)器堵塞影響，差壓上升200 Pa，按月度75%負荷率考慮影響廠用電約0.1%；另外減少空預(yù)器在線水沖洗費用,按每兩年減少一次考慮，節(jié)省15萬元/年；氨逃逸率過高，造成脫硝用量增大，加大機組運行成本。

（3）環(huán)保性：盡管氨可以用于阻止NOx的排放，但是氨本身的排放并不環(huán)保，若氨逃逸率大于10 mg/m3，則違反 《火電廠大氣污染物排放標準》GB 13223—2011，可能會影響機組環(huán)評驗收。

5 結(jié)束語

電廠脫硝投運后，SCR出口NOx偏差大就不可避免，如何防止SCR出口NOx偏差大對空預(yù)器等下游設(shè)備造成危害成為迫切需要解決的課題。某發(fā)電廠1號鍋爐在2013年發(fā)生空預(yù)器冷端因硫酸氫氨沉積造成空預(yù)器均勻堵塞和2014年發(fā)生空預(yù)器冷端因硫酸氫氨沉積造成空預(yù)器不均勻堵塞，均嚴重威脅機組的安全生產(chǎn)。為給脫硝改造的同類機組提供借鑒，徹底解決偏差大的問題，且提出以下建議：（1）每側(cè)SCR出口增加2套CEMS儀表（合計每側(cè)3只），每側(cè)噴氨手動門均改為調(diào)門，實現(xiàn)自動控制，確保所有工況下噴氨量精確，避免局部過噴氨以及氨逃逸偏高等異常；能夠滿足系統(tǒng)調(diào)整、控制以及環(huán)保需要。（2）每側(cè)噴氨手動門均改為調(diào)門，根據(jù)脫硝性能試驗各典型工況下的煙氣量、噴氨量、噴氨調(diào)門開度以及同工況下不同磨組組合下的煙氣量、噴氨量、噴氨調(diào)門開度建立噴氨模型。機組正常運行期間，由噴氨模型實現(xiàn)最佳噴氨組合，最大可能避免局部過噴氨以及氨逃逸偏高等異常。

[1]李 波.某超臨界630 MW脫硝系統(tǒng)（SCR）運行問題及治理措施[J].江蘇電機工程，2012，31（S2）：44-48.

Analysis and Remediation on the Large Deviation of NOxat the SCR Outlet in No.1 Boiler of One Power Plant

XU Yan
(Power Generation Department of Yangzhou No.2 Power Generation Co.Ltd.,Yangzhou 225131,China)

Denitration transformation was conducted in the No.1 boiler A of one power plant during May,2012.Ammonium bisulfate was accumulated in the low temperature air preheater section after the spring festival of 2013 and 2014,resulting in the rising differential pressure in the gas-side of air preheater,and this problem was solved by washing of the supported high-pressure water flushing system.This paper focused on the situation of large deviation,improvement measures as well as the economic analysis of solving the large deviation of the denitration flow after running the denitrification system in No.1 boiler.Thus,the present study could provide a reference for the denitration transformation of other power plants.

SCR;large deviation of NOx;differential pressure of air preheater

X701.3

B

1009-0665（2016）06-0092-03

徐 琰（1975），男，江蘇揚州人，助理工程師，從事電廠發(fā)電部集控運行工作。

2016-07-01；

2016-08-18