馬 濤，茹 宇，李克章，惠建飛，朱 海，李 萌

(1.秦皇島秦?zé)岚l(fā)電有限責(zé)任公司，河北 秦皇島 066000；2.中國華能集團(tuán)清潔能源技術(shù)研究院有限公司，北京 102209)

0 引 言

鑒于日趨嚴(yán)峻的能源形勢背景，發(fā)展傳統(tǒng)燃煤鍋爐將受到限制。循環(huán)流化床鍋爐是一種清潔煤燃燒技術(shù)，具有燃燒效率高、燃料適應(yīng)性廣泛、污染物排放強(qiáng)度低、負(fù)荷調(diào)節(jié)性能好以及可高效綜合利用資源等優(yōu)勢，已廣泛應(yīng)用于國內(nèi)外發(fā)電行業(yè)[1-3]。隨著環(huán)保形勢日益嚴(yán)峻，循環(huán)流化床鍋爐需要提高煙氣處理技術(shù)，如進(jìn)行超低排放改造等。針對NOx的排放，火力發(fā)電廠的控制方法主要有2類，一是低NOx燃燒技術(shù)，即在燃燒過程中減少NOx的生成[4-5]；二是煙氣脫硝技術(shù)，即從煙氣中脫除生成的NOx[6-8]。火電廠大規(guī)模應(yīng)用的煙氣脫硝技術(shù)主要包括選擇性非催化還原法(Selective non-catalytic reduction，SNCR)、選擇性催化還原法(Selective catalytic reduction，SCR)和SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)[8-10]。

張其良等[11]、馬大衛(wèi)等[12]對1臺超低排放改造后煤粉爐機(jī)組的脫硝反應(yīng)器性能進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)SCR改造后需進(jìn)行流場優(yōu)化、噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，從而有效改善NOx分布均勻性、降低氨逃逸。張楊等[13]針對SCR和SNCR應(yīng)用于“W”火焰鍋爐實(shí)現(xiàn)NOx超低排放的技術(shù)難點(diǎn)、邊界條件等進(jìn)行了論述，提出了“W”火焰鍋爐NOx超低排放技術(shù)路線。唐樹芳等[14]針對某六角切圓的超高壓自然循環(huán)煤粉鍋爐進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)測試，研究了六角切圓煤粉鍋爐在超低排放改造后脫硝進(jìn)出口NOx分布及出口逃逸氨濃度的特點(diǎn)。目前關(guān)于SCR改造的研究主要針對傳統(tǒng)煤粉鍋爐，鮮見流化床鍋爐。由于流化床鍋爐煙氣溫度水平較煤粉爐低，而溫度是影響SCR反應(yīng)的重要因素[10,15-16]。因此煤粉鍋爐的SCR改造研究對流化床鍋爐的參考意義不大。

河北某320 MW流化床機(jī)組為控制NOx排放，同時(shí)采用爐內(nèi)空氣分級的低氮燃燒技術(shù)與SNCR煙氣脫硝技術(shù)，低負(fù)荷下NOx排放濃度約為35 mg/Nm3，脫硝效率85%～89%。由于日益增大的環(huán)保壓力，京津冀地區(qū)要求NOx排放低于30 mg/Nm3，該聯(lián)合脫硝技術(shù)已不能滿足環(huán)保要求，因此該廠進(jìn)行深度脫硝改造增加SCR脫硝系統(tǒng)?；谠摴こ谈脑祉?xiàng)目，本文進(jìn)行了改造前后的鍋爐性能試驗(yàn)，研究了改造后SCR的脫硝性能及其影響因素，并測試鍋爐效率，以期為流化床鍋爐的脫硝超低排放改造提供參考。

1 鍋爐基本情況

1.1 模型描述

該2×320 MW循環(huán)流化床(CFB)鍋爐東方鍋爐股份有限公司采用引進(jìn)Alstom技術(shù)設(shè)計(jì)制造的1 025 t/h亞臨界、中間再熱、汽包式循環(huán)流化床鍋爐，型號為DG1025/17.4-II1。鍋爐為亞臨界壓力中間一次再熱、單汽包自然循環(huán)。鍋爐主要性能指標(biāo)見表1。

表1 鍋爐主要性能參數(shù)

鍋爐爐膛為褲衩型結(jié)構(gòu)，所用分離器為高溫絕熱旋風(fēng)分離器。4臺旋風(fēng)分離器以H型左右對稱布置在爐膛兩側(cè)，每臺旋風(fēng)分離器下方均按次序布置1臺回料器、1臺外置式換熱器及1臺冷渣器。外置換熱器用于調(diào)節(jié)床溫與再熱蒸汽溫度。

1.2 試驗(yàn)樣品

設(shè)計(jì)煤種來自開灤煤礦的劣質(zhì)煤，校核煤種為蔚洲煤，煤種煤質(zhì)特性分析見表2，入爐石灰石特性見表3。鍋爐燃用煤種為低硫煤，煤質(zhì)較差，揮發(fā)分和發(fā)熱量較低，適合使用流化床鍋爐燃燒。入爐石灰石純度約為90%，純度較低，但由于鍋爐尾部還設(shè)置有海水脫硫裝置，因此石灰石純度可以滿足脫硫要求。

表2 設(shè)計(jì)及校核煤種特性

表3 入爐石灰石特性

1.3 煙氣脫硝系統(tǒng)

鍋爐改造前使用SNCR煙氣脫硝技術(shù)，于爐膛出口水平煙道布置12根噴槍，脫硝劑為稀釋后的尿素。改造方案為增加SCR脫硝系統(tǒng)，SCR反應(yīng)器水平布置于省煤器后、空預(yù)器前的煙道內(nèi)，SCR反應(yīng)器本體內(nèi)裝有1層板式催化劑，混合好的煙氣與氨進(jìn)入反應(yīng)器本體后，在催化劑的催化作用下煙氣中NOx與氨進(jìn)行氧化還原反應(yīng)，生成N2和水，達(dá)到脫硝的目的，改造系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 改造系統(tǒng)Fig.1 System diagram after transformation

2 結(jié)果與討論

2.1 改造前后溫度場

2.1.1改造前空預(yù)器入口溫度場

為了對SCR反應(yīng)效果做出預(yù)估判斷，在SCR安裝位置上，即空預(yù)器入口進(jìn)行低負(fù)荷下的溫度場測量，結(jié)果如圖2所示。

圖2 空預(yù)器入口溫度場Fig.2 Temperature field at inlet of air preheater

SCR反應(yīng)需要特定的溫度區(qū)間[10,15-16]，實(shí)際運(yùn)行中反應(yīng)溫度不能過低，否則造成硫酸銨及硫酸氫銨結(jié)晶現(xiàn)象，覆蓋在催化劑表面，堵塞催化劑反應(yīng)位點(diǎn)，降低其活性，因此SCR系統(tǒng)的溫度水平應(yīng)保持在280 ℃以上。

改造前160 MW負(fù)荷下，空預(yù)器入口平面最低溫度為289 ℃，最高溫度為311 ℃，平均溫度為297.64 ℃。因此，改造前鍋爐在低負(fù)荷下運(yùn)行時(shí)能保證SCR反應(yīng)溫度窗口，但更低負(fù)荷下需注意煙氣溫度水平，可能出現(xiàn)逃逸氨生成硫酸銨或硫酸氫銨結(jié)晶堵塞空預(yù)器的情況[17]。

由圖2可知，空預(yù)器溫度場高溫核心偏向左側(cè)，因此預(yù)測安裝SCR裝置后，NOx出口濃度分布也會呈現(xiàn)不均勻的現(xiàn)象，由于左側(cè)溫度偏高，因此預(yù)測NOx濃度分布呈現(xiàn)左側(cè)低、右側(cè)高的趨勢。

2.1.2改造后SCR入口溫度場

溫度是影響SCR系統(tǒng)的脫硝能力的關(guān)鍵因素，改造后SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度場如結(jié)果如圖3所示。

圖3 SCR入口溫度場Fig.3 Temperature field at SCR inlet

120 MW下，最低溫度為244 ℃，最高溫度為275 ℃，平均溫度為268.11 ℃；240 MW下，最低溫度為264 ℃，最高溫度為298 ℃，平均溫度為282.11 ℃；320 MW下，最低溫度為275 ℃，最高溫度為329 ℃，平均溫度為309.53 ℃。

傳統(tǒng)SCR反應(yīng)的最佳溫度窗口在320～420 ℃，拓展的SCR反應(yīng)溫度區(qū)間可達(dá)260～420 ℃。但鍋爐實(shí)際運(yùn)行中，由于煙氣中含有酸性成分SOx，溫度不能過低，否則不僅催化劑活性和整體脫硝效率下降，還會導(dǎo)致硫酸銨/硫酸氫銨結(jié)晶問題[10,15-16]。催化劑層平均溫度應(yīng)盡量控制在280 ℃以上(對應(yīng)負(fù)荷不低于150 MW)，才能保證最低點(diǎn)煙溫高與設(shè)計(jì)值。試驗(yàn)期間，240與320 MW負(fù)荷下SCR入口溫度滿足要求，但低負(fù)荷120 MW時(shí)煙氣溫度水平較低，尤其是局部溫度低于250 ℃，需要嚴(yán)格控制運(yùn)行時(shí)間，以防止過多的逃逸氨產(chǎn)生硫酸銨及硫酸氫銨。

由圖3可知，SCR入口溫度分布趨勢為：煙道中心溫度較高，而靠近爐墻外側(cè)溫度較低，整體上左側(cè)高于右側(cè)，溫度在水平面上的不均勻?qū)绊慡CR反應(yīng)后NOx濃度分布，SCR出口NOx在右側(cè)及靠近爐墻側(cè)可能偏高。

2.2 改造后脫硝性能

通過網(wǎng)格法測量機(jī)組320、240及120 MW三個負(fù)荷下SCR反應(yīng)器進(jìn)出口水平面上NOx、O2濃度分布，具體見表4。數(shù)據(jù)用于脫硝效率計(jì)算，氨逃逸濃度為電廠熱控運(yùn)行數(shù)據(jù)。

表4 脫硝效率分析結(jié)果

由表4可知，120 MW下，SCR系統(tǒng)實(shí)際脫硝效率為40.08%，該負(fù)荷下實(shí)際的氨逃逸濃度達(dá)0.9 mg/Nm3；240 MW負(fù)荷下，實(shí)際脫硝效率為50.36%，此時(shí)氨逃逸濃度為0.6 mg/Nm3；滿負(fù)荷320 MW下，脫硝效率達(dá)到72.48%，而氨逃逸濃度為0.7 mg/Nm3。低負(fù)荷下，由于溫度低導(dǎo)致SCR效率下降，不足50%，脫硝效率的降低導(dǎo)致來自上游SNCR的氨氣反應(yīng)程度較低，因此氨逃逸濃度較高，但仍低于要求的最大氨逃逸值(1 mg/Nm3)。

SCR反應(yīng)器內(nèi)發(fā)生的SCR脫硝反應(yīng)方程式為

(1)

(2)

(3)

(4)

影響反應(yīng)效率的主要因素有煙氣流速和煙氣溫度。不同負(fù)荷下煙氣流速不同，高負(fù)荷煙氣量大，在SCR反應(yīng)器處煙氣停留時(shí)間較短，但實(shí)際隨負(fù)荷提高，SCR反應(yīng)器脫硝效率明顯提高，由低負(fù)荷下的40.08%提高至72.48%，這表明煙氣溫度是實(shí)際運(yùn)行中決定SCR脫硝效率的主要因素，應(yīng)特別關(guān)注SCR反應(yīng)器處的煙溫水平。

由表4可知，5號爐SCR脫硝裝置的效率在40%～73%，低負(fù)荷脫硝效率低主要由于煙氣溫度低，考慮測試期間環(huán)境溫度較低，而實(shí)際運(yùn)行中深度調(diào)峰工況主要在夏季，氣溫升高10～20 ℃，相應(yīng)入口煙溫提升，脫硝效率更高。另外，由于煙氣溫度水平較煤粉爐低，因此本試驗(yàn)中SCR反應(yīng)器的脫硝效率低于應(yīng)用于煤粉爐的SCR反應(yīng)器[9-10]。但在耦合上游的SNCR技術(shù)后，從最終排放值看，40%～100% BMCR工況下，滿足NOx排放濃度低于25 mg/Nm3的改造目標(biāo)，氨逃逸濃度也低于要求值，表明SNCR與SCR耦合良好。因此只要保證SCR入口溫度高于280 ℃，即有50%左右的SCR脫硝效率。

SCR出口的NOx濃度分布如圖4所示?？芍隹谔嶯Ox分布并不均勻，在水平面上呈右側(cè)高、左側(cè)低的趨勢，這與前文中依據(jù)空預(yù)器入口的溫度分布結(jié)果所做出的預(yù)測一致。

圖4 SCR進(jìn)出口NOx濃度分布Fig.4 Distribution of NOx concentration at SCR inlet and outlet

2.3 改造前后尿素耗量

SCR改造后的尿素消耗量根據(jù)熱控采集的連續(xù)運(yùn)行數(shù)據(jù)計(jì)算得到，結(jié)果見表5?？芍?，改造后320 MW負(fù)荷下尿素耗量為279.09 kg/h；240 MW負(fù)荷下尿素耗量為110.61 kg/h；120 MW負(fù)荷下尿素耗量為177.83 kg/h。改造后高負(fù)荷下尿素耗量低于改造前，但由于低負(fù)荷下煙溫較低，SCR脫硝能力略低，低負(fù)荷尿素耗量略高于改造前。改造后在不同負(fù)荷下尿素耗量均滿足低于300 kg/h設(shè)計(jì)值的要求。由于設(shè)計(jì)耗量為對應(yīng)排放25 mg/Nm3的控制目標(biāo)，測試時(shí)控制排放為10.31 mg/Nm3以下，因此折算到設(shè)計(jì)工況尿素耗量會更低。綜合分析認(rèn)為，在相同排放數(shù)值下尿素耗量降低50%以上，節(jié)能降耗效果顯著。

表5 尿素耗量

同等級300 MW煤粉爐所用SCR催化劑基本為2+1或2+0布置，即至少布置2層催化劑，且可能預(yù)留1層布置的空間，而本次改造SCR反應(yīng)器所占空間相對較小；由于流化床鍋爐設(shè)有旋風(fēng)分離器，可將較大粒徑飛灰分離送回爐膛，因此尾部煙道飛灰濃度一般低于煤粉爐，催化劑堵塞少，且僅有1層催化劑，催化劑更換成本較低。此外，該廠聯(lián)合脫硝技術(shù)由于使用上游SNCR未反應(yīng)的尿素?zé)峤獍睔猓琒NCR與SCR耦合良好，尿素耗量也低于同等級的煤粉鍋爐[18-19]，故該技術(shù)應(yīng)用于CFB鍋爐具有較大優(yōu)勢。

2.4 改造前后鍋爐效率

5號鍋爐于2019年10月改造期間安裝了SCR脫硝裝置，根據(jù)運(yùn)行數(shù)據(jù)及電廠煤質(zhì)等化驗(yàn)結(jié)果，對改造后鍋爐進(jìn)行了熱效率計(jì)算。改造前后不同負(fù)荷下的鍋爐熱效率的測試結(jié)果見表6。

表6 各工況鍋爐熱效率

由表6可知，不同負(fù)荷下鍋爐的各項(xiàng)熱損失中排煙和物理未完全燃燒熱損失占比最大。根據(jù)計(jì)算可知，各負(fù)荷下90%以上熱損失是由這2項(xiàng)熱損失帶來，這與文獻(xiàn)[20-21]得到的結(jié)論一致，這2項(xiàng)熱損失是影響鍋爐效率最主要的因素。排煙熱損失的主要影響因素為排煙溫度，鍋爐效率低于設(shè)計(jì)值的一個重要原因即排煙溫度較高。

改造前，160 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為91.32%；220 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為90.05%；320 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為90.13%。根據(jù)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果，160 MW低負(fù)荷下煙氣氧量偏高，飛灰燃燒較為充分，因此飛灰含碳量較低，相比于220和320 MW工況鍋爐熱效率略高。

改造后，120 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為89.36%；240 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為91.11%；320 MW負(fù)荷下，鍋爐效率為89.74%。試驗(yàn)表明，改造后鍋爐效率基本不受影響。

3 結(jié) 論

1)機(jī)組滿負(fù)荷320 MW下，SCR反應(yīng)系統(tǒng)的脫硝效率達(dá)到72.48%，對應(yīng)氨逃逸濃度為0.7 mg/Nm3。40%～100%負(fù)荷下，NOx排放均低于25 mg/Nm3，均滿足“氨逃逸濃度不大于1 mg/Nm3”的要求。試驗(yàn)結(jié)果表明SNCR與SCR耦合良好。

2)40%～100%負(fù)荷下的尿素耗量均低于同等級的煤粉鍋爐，其中滿負(fù)荷下的尿素耗量為279.09 kg/h。在相同排放數(shù)值下尿素耗量降低50%以上，節(jié)能降耗效果顯著。

3)改造后鍋爐效率基本不受影響。不同負(fù)荷下鍋爐的90%以上熱損失由排煙和物理未完全燃燒熱損失帶來，這2項(xiàng)熱損失是影響鍋爐效率最主要的因素。