謝曄，王宏銘,馬麗媛,陶鑫,劉勇

（寧夏京能寧東電廠，寧夏 銀川 750400）

0 引言

某國產機組鍋爐為超臨界660 MW燃煤汽輪發(fā)電空冷機組，鍋爐型號為HG2210/25?4-YM1，螺旋管圈加垂直管屏直流爐，單爐膛、一次中間再熱，采用變壓運行及切圓燃燒方式，平衡通風，固態(tài)排渣，全鋼懸吊結構Π型鍋爐。機組脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原脫銷系統(tǒng)（selective catalytic reduction,SCR)工藝，脫硝系統(tǒng)入口NOX濃度按600 mg/m3、脫硝效率70%設計，催化劑采用1+1層布置，初裝催化劑采用板式催化劑。為滿足國家污染物超低排放標準[1]，該廠對原預留層催化劑進行了加高處理并進行了加裝，采用兩層催化劑同時運行，根據(jù)文獻[2]設計入口NOX濃度小于400 mg/m3，設計脫硝效率87?5%，出口NOX濃度小于50 mg/m3。反應器采用高塵布置工藝，即反應器布置在鍋爐省煤器出口與空預器之間。每套脫硝系統(tǒng)設置兩個反應器，每個反應器內的每層催化劑模塊數(shù)為88塊。SCR控制系統(tǒng)接入機組DCS系統(tǒng)，脫硝系統(tǒng)采用聲波吹灰方式，吹灰器裝在每個催化劑層的上方。2臺機組脫硝系統(tǒng)共用1套液氨儲存與供應系統(tǒng)。

該廠通過對原預留層催化劑進行了加高處理并進行了加裝，進一步提升了NOX在脫硝反應器中的轉化效率，但是，脫硝效率的提高帶來SCR反應器氨逃逸整體過量、過大，噴氨量過大和噴氨不均的問題[3]。與此同時，SCR催化劑使用量的增加促進了煙氣中SO2/SO3轉化率升高。SCR反應器逃逸的NH3與煙氣中SO3反應生成NH4HSO4[4-5]。NH4HSO4被煙氣帶入下游空氣預熱器和低溫省煤器等設備，引發(fā)下游設備（特別是空氣預熱器）堵塞，造成引風機電耗上升[6]，影響安全性和經(jīng)濟性。

為解決上述問題，本文引入一種SCR分區(qū)噴氨控制技術。通過改進脫硝裝置噴氨管路分布，巡測SCR出口NOX濃度分布實時數(shù)據(jù)，實現(xiàn)噴氨量精細化控制，改善燃煤機組超低排放改造后局部流場不均，噴氨量過大等問題。

1 改造方案

1.1 技術方案

機組配套脫硝系統(tǒng)采用SCR工藝，催化劑采用2層布置。此次改造是在第二層技術改造的基礎上進行。SCR分區(qū)噴氨控制技術由分區(qū)噴氨管路模塊、SCR出口NOX/O2濃度巡測模塊和控制模塊構成。分區(qū)噴氨管路模塊由1根噴氨母管和4個分區(qū)母管組成，如圖1所示。分區(qū)母管將反應器均勻分割為4個獨立的噴氨區(qū)域。分區(qū)母管下游增設分區(qū)支管、調平閥、支管調節(jié)閥和氨質量流量計，用來精確調控分區(qū)噴氨流量。NOX/O2濃度巡測模塊安裝在SCR進、出口水平煙道和空預器進口之間，利用網(wǎng)格法測定噴氨區(qū)域NOX濃度。

圖1 分區(qū)噴氨管路模塊

控制模塊為獨立運行的分散控制系統(tǒng)，其作用在于協(xié)調NOX/O2濃度巡測模塊和分區(qū)噴氨管路模塊，實現(xiàn)分區(qū)精確噴氨。當NOX/O2濃度巡測發(fā)現(xiàn)某分區(qū)NOX/O2濃度存在偏差時，控制模塊提供調平閥開度值并將其傳送至調節(jié)閥驅動系統(tǒng)，快速調節(jié)分區(qū)噴氨流量和改變分區(qū)NOX濃度值。

1.2 方案實施

按照技術方案對原噴氨母管改造，降低原噴氨母管高度500 mm，在其上方1 200 mm處新增DN600噴氨母管及DN200的分區(qū)支管，鍋爐每側脫硝煙道增加1個噴氨母管和4個分區(qū)支管，并在支管上增加流量計、調節(jié)閥和手動閥。對分區(qū)噴氨測量系統(tǒng)進行安裝，在每側的脫硝反應器進、出口煙道內各布置4跟取樣槍，一共布置16根取樣槍，然后每4跟取樣槍引出取樣支管匯至一次取樣切換裝置，然后每個模塊再設置DN150的取樣總管，在取樣總管上設置二次取樣預處理裝置、氨逃逸安裝裝置（只設置在出口取樣中）和取樣總閥等裝置。對SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)與原DCS系統(tǒng)進行通訊，對分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)進行安裝、組態(tài)及調試工作。改造后分區(qū)噴氨實際改造情況見圖2。

圖2 分區(qū)噴氨改造后

2 應用及評價

2.1 改造后的NOX濃度場分布情況

在SCR出口NOX/O2濃度分布是驗證SCR分區(qū)噴氨控制技術是否可行的關鍵指標。采用網(wǎng)格法測試SCR出口NOX/O2濃度分布。脫硝反應器左側和右側煙道分布命名為21和22側煙道。SCR分區(qū)噴氨控制技術將脫硝反應器分為8個獨立的分區(qū)。通過布置在脫硝出口水平的煙道側墻上36個測點完成分區(qū)NOX/O2濃度測試。脫硝反應器測點分布如圖3所示。

圖3 脫硝反應器NOX/O2取樣測點分布位置

對于SCR出口NOX/O2濃度分布狀況，采用標準偏差S來進行評價[7-8]。計算公式如下：

式中X—平均值；

Xi—局部值；

N—測點數(shù)量。

在改造前計劃將改造后同一煙道NOX的測量值的標準偏差控制在8 mg/Nm3以內。圖4為600 MW穩(wěn)定運行負荷下，SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)運行后，SCR出口NOX濃度(標態(tài)、干基和6%O2)分布柱狀圖。

圖4 SCR出口NOX濃度在煙道不同位置分布

圖中，反應器21側煙道入口NOX濃度范圍為306?2~343?8 mg/m3，反應器22側煙道入口NOX濃度范圍為294?2~315?2 mg/m3。原機組（未加裝SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)）設計脫硝效率為87?5%，出口NOX濃度≤50 mg/m3；但是，從圖4中可以看出，現(xiàn)機組煙氣經(jīng)過脫硝反應器后，SCR反應器21和22側煙道出口NOX濃度平均值分別下降至30?86，34?32 mg/m3，脫硝效率89?92%~91?96%。SCR出口AB側煙道NOX濃度分布標準偏差分別為7?40，7?74 mg/m3，兩側標準偏差均小于8 mg/m3，滿足改造前的設計目標。說明，SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)增加不僅可以滿足國家NOX超低排放要求，而且明顯提高脫硝效率，均布脫硝噴氨流場[9]。

2.2 改造前后空預器阻力的變化

燃煤機組NOX排放越低，脫硝反應器需要比表面積越大。催化劑比表面積的增大會促進更多SO2轉化為SO3。當空預器冷端排煙溫度低于酸露點時，逃逸的氨與煙氣中SO3反應生成NH4SO4[9]，造成空預器阻力上升，導致引風機電耗上升。圖5為噴氨控制系統(tǒng)改造后空預器壓差隨運行時間的變化趨勢。

圖5 SCR反應器前后兩側空預器差壓隨運行時間變化

從圖中可以看出，SCR反應器兩側出口空預器差壓偏差趨于一致，21/22側空預器阻力下降明顯，且隨著運行時間的延長，兩側空預器差壓比較穩(wěn)定，無上升趨勢。

表1為SCR分區(qū)噴氨系統(tǒng)改造前后機組平均負荷為510 MW時空預器差壓值的變化情況。

表1 SCR分區(qū)噴氨系統(tǒng)改造前后空預器壓差

系統(tǒng)投運前兩臺空預器差壓平均值為1?073 kPa，且兩臺空預器差壓偏差約300 Pa；系統(tǒng)投運后，兩臺空預器差壓平均值為1?019 kPa，比系統(tǒng)投運前下降54 Pa；兩臺空預器阻力偏差僅為50 Pa，比系統(tǒng)投運前下降250 Pa。

2.3 改造后SCR噴氨總量變化特性

圖6為噴氨控制系統(tǒng)改造后SCR反應器21/22側噴氨量隨運行時間的變化趨勢。

圖6 改造后SCR反應器21/22側噴氨量變化

從圖中可以看出，系統(tǒng)投運后，SCR入口兩側氨流量有所下降，且波動范圍明顯變小。機組負荷的改變是影響噴氨量的重要因素，特別是21側氨流量隨運行時間變化趨勢與機組負荷變化趨勢保持一致，說明SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)擁有較高的噴氨總閥控制精準度。

為了定量分析SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)改造后機組噴氨總量的變化情況，選取了機組改造前、后兩個月的主要相關數(shù)據(jù)進行對比分析，如表2所示。

從表2數(shù)據(jù)可知，SCR在平均負荷為501?5 MW時分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)改造前兩個月內，平均脫除NOX濃度為284?1 mg/m3時，對應的兩側平均噴氨量為104?5 kg/h；改造后兩個月內，平均脫除NOX濃度為272?4 mg/m3，對應的兩側平均噴氨量為92?8 kg/h。分區(qū)噴氨項目完成后，平均脫除NOX濃度下降約4?1%，而總噴氨量下降約11?2%，換算到平均脫除NOX濃度相同的情況下，總噴氨量下降約7?1%。

表2 SCR分區(qū)噴氨系統(tǒng)改造前后相關參數(shù)對比

3 結論

1）660 MW燃煤汽輪發(fā)電空冷機機組增加SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)不僅可以滿足國家NOX超低排放要求，而且明顯提高了脫硝效率。SCR反應器煙道出口NOX濃度平均值下降至30?86~34?32 mg/m3，脫硝效率提高至89?92~91?96%。且能夠均布噴氨流場。

2）相同機組平均負荷條件下，SCR分區(qū)噴氨控制系統(tǒng)可控制空預器阻力上升，且節(jié)約噴氨量。