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        循環(huán)流化床機組環(huán)保參數(shù)異常原因分析與對策

        2020-12-21 09:47:16杜佳軍韓新建
        潔凈煤技術(shù) 2020年6期

        杜佳軍,張 鵬,韓新建

        (神華集團循環(huán)流化床技術(shù)研發(fā)中心,陜西 西安 710065)

        0 引 言

        循環(huán)流化床(CFB)鍋爐具有燃料適應性廣、環(huán)保性能好、負荷調(diào)節(jié)靈活等優(yōu)點,近年來發(fā)展迅速,已成為低熱值燃料清潔高效利用的有效途徑[1]。我國通過消化吸收和自主研發(fā),CFB鍋爐單機容量、裝機規(guī)模、技術(shù)先進性均已達到世界領先水平,CFB鍋爐技術(shù)也實現(xiàn)了由超高壓、亞臨界到超臨界的過渡,目前正在開展超超臨界CFB鍋爐關鍵技術(shù)的研發(fā)[2-3]。

        CFB鍋爐通常采用爐內(nèi)添加石灰石脫除SO2、低溫分級燃燒實現(xiàn)低NOx排放,煙塵控制工藝與煤粉鍋爐類似。隨著我國大氣污染物排放標準要求的逐步嚴格,多數(shù)CFB機組增設了爐外脫硫脫硝設施,而其環(huán)保參數(shù)控制也越發(fā)重要[4]。CFB鍋爐存在熱慣性大、爐內(nèi)脫硫滯后、爐內(nèi)脫硫抑氮矛盾等特性[5],在機組啟停、運行及變負荷過程中,受煤質(zhì)變化、運行調(diào)整控制和設備穩(wěn)定性等影響,易出現(xiàn)環(huán)保參數(shù)波動頻繁、瞬時值高等異?,F(xiàn)象,直接影響機組安全環(huán)保運行。

        1 環(huán)保參數(shù)控制

        CFB鍋爐燃燒溫度在800~900 ℃,該溫度既可控制NOx的生成,又是石灰石脫硫反應的最佳溫度,因此將石灰石與燃煤一同送入爐內(nèi)即可實現(xiàn)高效脫硫,實踐證明其效率大于90%[6]。CFB鍋爐燃燒溫度低、爐內(nèi)還原氣氛強,NOx原始排放濃度一般在200 mg/m3左右,通過技術(shù)改造及運行優(yōu)化后仍有下降空間[7]。爐外脫硫工藝中,除石灰石-石膏濕法脫硫外,CFB機組還可選擇循環(huán)流化床半干法脫硫,其效率可達90%以上[8]。選擇性非催化還原(SNCR)脫硝是CFB機組常見爐外脫硝工藝,脫硝效率≥75%[9]。CFB機組除塵工藝主要有布袋除塵、電袋復合除塵等。

        現(xiàn)行大氣污染物排放標準[10]下,CFB機組脫硫工藝一般以爐內(nèi)噴鈣脫硫為主,脫硝工藝主要采用低溫分級燃燒及SNCR脫硝,除塵工藝為布袋除塵或電袋復合除塵。為了滿足大氣污染物超低排放要求,某些企業(yè)提出爐內(nèi)噴鈣+爐外循環(huán)流化床半干法脫硫、爐內(nèi)低溫分級燃燒+爐外SNCR脫硝、高效布袋除塵的CFB機組污染物控制技術(shù)路線[11]。同時,部分CFB發(fā)電企業(yè)也采用了石灰石-石膏濕法脫硫、SNCR脫硝、電袋除塵+屋脊式除霧器等污染物超低排放技術(shù)工藝,如圖1所示。上述CFB機組污染物控制技術(shù)工藝路線均能滿足大氣污染物超低排放標準要求。

        圖1 CFB機組污染物超低排放技術(shù)路線

        2 參數(shù)異常分析

        CFB機組環(huán)保參數(shù)異?,F(xiàn)象按原因可分為設備故障、運行調(diào)整及自動控制、啟停機3類。從機組運行狀況看,環(huán)保參數(shù)異常主要集中在SO2和NOx,占比80%以上。某公司近5年CFB機組環(huán)保參數(shù)異常統(tǒng)計如圖2所示。

        圖2 某公司近5年CFB機組環(huán)保參數(shù)異常統(tǒng)計

        2.1 SO2異常分析

        CFB鍋爐爐內(nèi)脫硫影響因素有床溫、煤質(zhì)、石灰石品質(zhì)及Ca/S等。床溫影響石灰石活性、脫硫反應速率等。燃煤硫含量越高,SO2排放量越大。不同石灰石的反應活性不同,石灰石粒度對脫硫反應有較大影響,最佳平均粒徑為100~500 μm。在給煤量一定的條件下,Ca/S是影響爐內(nèi)脫硫效率的最重要因素[12]。循環(huán)流化床半干法脫硫和石灰石-石膏濕法脫硫效率均與Ca/S相關。CFB鍋爐運行中燃煤硫含量變化大、煤倉堵煤、回料器返料不暢、石灰石系統(tǒng)故障、運行調(diào)整及自動控制不佳是造成SO2異常的主要原因。機組啟停過程中氧含量高導致排放折算高,易造成參數(shù)異常。

        燃煤硫含量變化大時,SO2排放濃度會出現(xiàn)較大波動而導致參數(shù)異常,硫含量變化大與煤源穩(wěn)定性、燃煤摻配均勻性等相關。煤倉堵煤直接影響給煤系統(tǒng)運行的可靠性,某給煤機斷煤后,相鄰給煤機出力增加,使爐內(nèi)局部燃燒增強,SO2瞬時值增大,導致參數(shù)異常。煤倉堵煤受煤質(zhì)、煤倉結(jié)構(gòu)等影響,煤的含水率越高,黏度越大;粒度越小,團聚能力越強,流動性變差,出現(xiàn)堆積、搭橋及黏壁現(xiàn)象[13]。煤倉下部一般為錐形結(jié)構(gòu),由上至下豎直方向上的壓力產(chǎn)生的摩擦力逐漸增大,90%以上的煤倉堵塞均發(fā)生在煤倉下部出口1~2 m內(nèi)。

        回料器返料不暢影響爐內(nèi)燃燒工況的穩(wěn)定性,石灰石給料泵下料不暢等影響其給入及均勻性,2者均影響設備運行的可靠性及爐內(nèi)脫硫反應進程,從而導致參數(shù)異常?;亓掀鞣盗喜粫车脑虺突鸩牧厦撀涠氯亓祥y外,還與一、二次風量增減過大、過急等相關[14]。石灰石給料泵下料不暢一般由石灰石粉黏結(jié)堵塞排氣管而影響正常排氣,使步序無法繼續(xù)造成。CFB機組AGC(automatic generation control)投入后,指令變化大或頻繁時,給煤量波動大易引起燃燒異常。在二次風量跟蹤滯后、石灰石量未及時調(diào)整時,風、煤、石灰石配比不合理,最終出現(xiàn)參數(shù)異常。

        2.2 NOx異常分析

        CFB鍋爐燃燒生成的NOx主要是燃料型NOx,其濃度受氧含量(氧化還原氣氛)、床溫等因素影響,而爐內(nèi)脫硫添加的石灰石經(jīng)煅燒后得到的CaO也會對NOx生成具有一定的促進作用[15]。低氧燃燒有利于抑制NOx生成,隨著床溫升高,NOx濃度增大。對于SNCR脫硝,其效率主要受氨氮摩爾比、反應溫度、接觸時間、還原劑噴入點等影響。CFB鍋爐NOx異常主要發(fā)生在機組啟停過程中,該階段爐膛出口溫度低、氧含量高,既無法滿足SNCR脫硝窗口溫度要求,又因氧含量高而折算的排放濃度高。機組運行中,NOx異常主要由運行調(diào)整及自動控制品質(zhì)不佳等造成。

        CFB鍋爐啟停過程中,為維持最低運行風量,氧含量一般在8%以上,此時NOx原始濃度雖較低但折算后仍較高(圖3),無法滿足超低排放要求。一些電廠為了保證SO2滿足排放標準要求,機組啟停過程中投入過量的石灰石,增加了NOx濃度。SNCR脫硝窗口溫度為750~1 000 ℃,CFB鍋爐啟停階段爐膛出口溫度通常在700 ℃以下,SNCR投入時脫硝效率低且氨逃逸大。機組運行中,降負荷時給煤減少量與二次風減少量匹配性差,在氧含量急劇增加后易出現(xiàn)NOx異常現(xiàn)象。此外,SNCR脫硝還原劑輸送管道調(diào)節(jié)閥門易卡澀,導致NOx異常。

        圖3 CFB鍋爐啟動階段爐膛出口溫度及NOx濃度

        2.3 煙塵異常分析

        CFB鍋爐采用除塵工藝有布袋除塵和電袋復合除塵,煙塵排放濃度一般在20 mg/m3以下。布袋除塵效率與煙塵性質(zhì)、濾袋材質(zhì)、運行阻力等有關,除此以外,電袋復合除塵還與煙氣性質(zhì)、設備結(jié)構(gòu)等相關。電袋復合除塵充分發(fā)揮電除塵和布袋除塵各自優(yōu)點,前級電場收集了大部分煙塵,后級濾袋使用壽命進一步延長。CFB鍋爐運行中煙塵異常由濾袋破損、CEMS系統(tǒng)故障等造成,CEMS系統(tǒng)故障包括煙塵儀鏡片臟污、煙氣預處理冷凝器故障等。機組啟停過程中,氧含量高導致煙塵折算高,易出現(xiàn)參數(shù)異常。此外,煙囪入口負壓波動大也會引起煙塵異常。

        CFB機組運行中,除塵器濾袋破損后效率下降,造成煙塵異常。CEMS系統(tǒng)中煙塵分析方法有直接測量和抽取測量2種,直接測量多采用光散射法,抽取測量主要采用振蕩天平法[16]。直接測量中,由于吹掃風量小及反吹壓縮空氣含水等原因造成煙塵儀鏡片臟污后,反射光強度減弱而導致參數(shù)異常。由于管路堵塞、溫控和電源裝置運行錯誤等造成煙氣預處理冷凝器故障后,煙氣分析儀工作異常,處理時易出現(xiàn)氧含量超限而導致參數(shù)異常。此外,煙囪入口負壓波動會引起煙氣中粉塵分布不均,現(xiàn)場測量為點測量或線測量時易產(chǎn)生較大誤差而導致煙塵異常。

        3 解決對策

        3.1 設備故障措施

        導致CFB機組環(huán)保參數(shù)異常的設備故障主要包括煤倉堵煤、回料器返料不暢、石灰石系統(tǒng)故障、SNCR脫硝還原劑輸送管道閥門卡澀、除塵器濾袋破損、CEMS系統(tǒng)煙塵儀鏡片臟污及煙氣預處理冷凝器故障等,其解決措施如下:

        機組運行中,控制燃煤水分小于6%,最大不超過8%,燃煤粒度及分布符合要求,同時嚴格執(zhí)行機組停運煤倉燒空要求,防止燃煤長時間存放造成結(jié)塊、蓬煤等現(xiàn)象堵塞煤倉。煤倉防堵中,可采用雙曲線煤斗、旋轉(zhuǎn)式煤斗、煤倉內(nèi)敷設光滑襯板、設置倉壁振動器及液壓疏通機等,中心給煤機技術(shù)可有效解決煤倉堵煤問題[17]。

        機組檢修中,采用“錘擊聽音法”等檢查分離器、回料器等耐火材料空響及松動現(xiàn)象,并及時處理開裂、凸起等缺陷,防止耐火材料大面積脫落堵塞回料器。優(yōu)化CFB機組升降負荷過程中一、二次風風量,減小變化幅度,同時控制爐膛床層顆粒濃度在合理范圍內(nèi),尤其是上部差壓,防止鍋爐物料循環(huán)系統(tǒng)失衡問題發(fā)生。

        嚴格控制鍋爐爐內(nèi)脫硫石灰石品質(zhì)(粒徑、水分等)滿足要求,在上料管道加裝濾網(wǎng)和磁性吸附裝置去除鐵塊等異物。嚴格控制SNCR脫硝尿素品質(zhì)及溶液內(nèi)雜物,檢查清理管道濾網(wǎng)等。嚴格管控CMES系統(tǒng)設備維護,定期清理煙塵儀鏡片及分析煙塵數(shù)據(jù)曲線,發(fā)現(xiàn)異常上漲及時處理,冷凝管故障處理時杜絕氧含量超限現(xiàn)象。

        3.2 運行調(diào)整及自動控制

        CFB機組運行中,燃煤硫含量變化大、電網(wǎng)AGC指令變化大或頻繁、參數(shù)操作調(diào)整不及時、爐內(nèi)脫硫及SNCR脫硝自動控制品質(zhì)不佳等易導致環(huán)保參數(shù)異常。

        加強燃煤煤質(zhì)及摻配管理,控制入爐燃煤熱值和硫含量變化小于10%,減少污染物原始排放濃度波動;改進鍋爐燃煤上煤方式,減少分倉上煤,避免局部污染物生成過高。優(yōu)化機組AGC調(diào)節(jié)速率設置,50%~75%負荷時為3 MW/min,75%負荷以上時為2~3 MW/min,穩(wěn)定燃燒工況,控制氧含量在合理范圍內(nèi);根據(jù)機組每5 min/10 min AGC指令變化幅度及次數(shù)進行自動閉鎖,避免污染物排放急劇波動;出現(xiàn)給煤機斷煤、石灰石系統(tǒng)故障等異常工況時,及時退出機組AGC調(diào)節(jié)。

        CFB鍋爐運行調(diào)整中,維持一次風量在小范圍內(nèi)變化,協(xié)同考慮調(diào)整給煤量、石灰石量及二次風量,防止因爐內(nèi)脫硫抑氮矛盾特性導致參數(shù)異常;同時采用少量多次運行操作調(diào)節(jié)方式,提高機組變負荷工況下爐內(nèi)燃燒工況的穩(wěn)定性。優(yōu)化鍋爐爐內(nèi)石灰石脫硫和SNCR脫硝自動控制,增加SO2、NOx預估邏輯、負荷和氧量前饋等(圖4);進行SNCR脫硝還原劑調(diào)節(jié)流量特性試驗優(yōu)化自動噴入,針對機組高低負荷實現(xiàn)污染物給定值自動修改,異常工況時增加控制回路前饋作用。

        圖4 爐內(nèi)脫硫及SNCR脫硝控制優(yōu)化原理

        3.3 啟停機對策

        CFB機組啟停過程中,導致環(huán)保參數(shù)異常的主要問題包括運行氧量高造成排放折算高、爐膛出口溫度偏低使得SNCR脫硝效率低、運行風煤匹配不合理爐內(nèi)燃燒波動大等。

        機組啟停過程中,保證爐內(nèi)流化正常情況下,降低運行氧含量在5%左右,并控制在合理范圍內(nèi),以減少因氧含量高排放折算高導致的參數(shù)異常。進行SNCR脫硝優(yōu)化運行試驗,研究較低爐膛出口溫度下(600 ℃)脫硝效率及運行方式,在氨逃逸不影響安全運行的基礎上降低NOx排放濃度(圖5)。嚴格控制機組啟停過程中一、二次風機與引風機風量匹配,避免風量大幅波動引起爐內(nèi)燃燒工況異常,同時減少煙囪入口負壓波動,由此控制污染物排放濃度的穩(wěn)定性。

        圖5 較低爐膛出口溫度下SNCR脫硝效率試驗

        此外,CFB機組啟動時采用消石灰作為爐內(nèi)脫硫劑,可在較低爐膛溫度下實現(xiàn)脫除SO2;充分匹配脫硫劑和給煤反應時間、給煤量之間的關系,減緩SO2排放濃度的波動幅度;采用煙氣再循環(huán)技術(shù)控制運行氧含量在3%左右,盡可能降低NOx原始排放濃度;選擇合適的機組并網(wǎng)和解列時間點,避免由于CEMS系統(tǒng)計算原因?qū)е颅h(huán)保參數(shù)小時均值異常;提高機組設備運行安全可靠性及事故應急處理能力,避免及減少因鍋爐四管泄漏等非正常停運過程中環(huán)保參數(shù)的異常。

        4 結(jié) 論

        1)SO2異常通常是在機組運行中由于燃煤硫含量變化大、煤倉堵煤、回料器返料不暢、運行調(diào)整及自動控制不佳等造成,NOx異常主要是在機組啟停中因爐膛出口溫度低、SNCR脫硝效率低等導致,CEMS系統(tǒng)故障是機組煙塵異常的重要原因。機組啟停過程中環(huán)保參數(shù)的異常主要是由氧含量高導致污染物排放折算高造成。

        2)通過控制燃煤品質(zhì),采用煤倉防堵技術(shù)解決堵煤問題,優(yōu)化機組升降負荷過程中一、二次風量調(diào)整控制消除回料器返料不暢,加強石灰石品質(zhì)控制、SNCR脫硝及CMES系統(tǒng)設備維護等提升設備可靠性,減少環(huán)保參數(shù)異?,F(xiàn)象。

        3)加強燃煤管理及改進上煤方式,優(yōu)化AGC調(diào)節(jié)速率及自動閉鎖等設置,協(xié)同調(diào)整給煤量、石灰石量及二次風量等;優(yōu)化爐內(nèi)石灰石脫硫和SNCR脫硝自動控制,增加SO2、NOx預估邏輯、負荷和氧量前饋等,降低環(huán)保參數(shù)異常。

        4)機組啟停中,采用控制氧量、優(yōu)化SNCR脫硝、合理匹配風機風量等,降低污染物排放濃度及波動幅度;采用消石灰作為脫硫劑、煙氣再循環(huán)控制氧量、選擇合適機組并網(wǎng)和解列時間、提高設備可靠性等,進一步減少環(huán)保參數(shù)異常。

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