王德鑫，曲立濤，李 超，于洪海，王 健

(華電電力科學(xué)研究院有限公司東北分公司，遼寧 沈陽 110180)

煤電機(jī)組超低排放的全面實(shí)施對(duì)主要大氣污染物減量控制效果十分顯著，與2013年超低排放改造相比，NOx排放量降低了88.8%[1-3]。低氮燃燒+SCR技術(shù)是實(shí)現(xiàn)NOx超低排放的主要技術(shù)路線[4-5]，但隨著運(yùn)行時(shí)間的累積，過低的NOx控制質(zhì)量濃度導(dǎo)致SCR脫硝裝置出現(xiàn)新的問題，如反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布不均、空預(yù)器及下游設(shè)備堵塞腐蝕、風(fēng)煙系統(tǒng)沿程阻力增加、NOx排放質(zhì)量濃度控制困難、SCR反應(yīng)器出口和煙囪總排口NOx質(zhì)量濃度偏差大[6-7]。這些問題對(duì)NOx達(dá)標(biāo)排放及機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行均造成不利影響。

為掌握超低排放煤電機(jī)組SCR脫硝裝置運(yùn)行狀態(tài)及NOx達(dá)標(biāo)排放實(shí)際情況，總結(jié)分析各煤電機(jī)組存在的共性與個(gè)性問題，并根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)條件提出改進(jìn)建議，本文以10座電廠10臺(tái)超低排放煤電機(jī)組SCR脫硝裝置為研究對(duì)象，對(duì)比分析了反應(yīng)器流場、溫降、出口NOx分布、空預(yù)器阻力及NOx排放水平，研究了SCR脫硝裝置運(yùn)行狀態(tài)異常的原因，為超低排放機(jī)組SCR脫硝裝置故障分析與處理提供一定參考。

1 研究方法

本次調(diào)查研究共選擇了10座電廠10臺(tái)煤電機(jī)組SCR脫硝裝置為研究對(duì)象，這些脫硝裝置已完成超低排放改造，并在2020年開展A級(jí)檢修，總裝機(jī)容量為3800 MW。主要分布在東北三省、京津冀及內(nèi)蒙古區(qū)域，機(jī)組概況見表1。

表1 機(jī)組概況

NOx排放質(zhì)量濃度數(shù)據(jù)采用CEMS統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，運(yùn)行時(shí)間及NOx超標(biāo)時(shí)間、超標(biāo)原因等數(shù)據(jù)信息來源于各機(jī)組生產(chǎn)報(bào)表，煙氣流量、溫降、NOx質(zhì)量濃度分布、空預(yù)器阻力等數(shù)據(jù)來源于各機(jī)組A級(jí)檢修性能試驗(yàn)報(bào)告。

2 結(jié)果分析

2.1 NOx達(dá)標(biāo)排放情況

參與調(diào)查的SCR脫硝裝置主要設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)基本良好，其健康性和安全性基本能夠滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的要求。2020年，參與調(diào)查的機(jī)組整體NOx排放達(dá)標(biāo)率為99.88%，NOx累計(jì)超標(biāo)86.87 h(已根據(jù)排污許可證申請(qǐng)與核發(fā)技術(shù)規(guī)范、固定污染源煙氣排放連續(xù)監(jiān)測技術(shù)規(guī)范等要求，剔除滿足機(jī)組啟停期間有豁免條件的排放數(shù)據(jù))，平均每臺(tái)機(jī)組NOx超標(biāo)時(shí)間為8.687 h。圖1統(tǒng)計(jì)了NOx各類超標(biāo)原因的時(shí)間占比。

圖1 NOx超標(biāo)時(shí)間分布情況

由圖1可知，啟停機(jī)時(shí)段NOx超標(biāo)排放時(shí)長占比最高，主要原因?yàn)闄C(jī)組啟停機(jī)期間，SCR 反應(yīng)器入口煙氣溫度較低，無法達(dá)到320～420 ℃的SCR 脫硝工藝正常工作溫度區(qū)間。SCR脫硝無法正常投運(yùn)，導(dǎo)致NOx排放質(zhì)量濃度超標(biāo)[8]。

2.2 反應(yīng)器入口煙氣流量

煙氣流量決定反應(yīng)器內(nèi)煙氣流速與反應(yīng)接觸時(shí)間[9]，煙氣流速相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差能反映煙氣流速在監(jiān)測斷面的不均勻程度。相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差計(jì)算見式(1)。

(1)

調(diào)查統(tǒng)計(jì)了研究對(duì)象A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器入口煙氣流量及入口流速相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差情況，結(jié)果見表2。

表2 SCR反應(yīng)器入口煙氣流量及流速相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差

由表2可知，參與調(diào)查的機(jī)組A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器入口煙氣流量絕對(duì)偏差最小值為0.07%，最大值為16.11%，平均值為5.89%。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，大部分機(jī)組A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器入口煙氣流量存在偏差。煙氣偏流導(dǎo)致兩側(cè)反應(yīng)器處理煙氣量不一致，催化劑磨損、消耗情況也會(huì)產(chǎn)生差異。參與調(diào)查的機(jī)組中，單側(cè)反應(yīng)器入口截面煙氣流速相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差最小值為7.89%，最大值為33.40%，平均值為16.28%，可見單側(cè)反應(yīng)器入口截面煙氣流速分布不均勻的情況普遍存在。反應(yīng)器入口煙氣流速分布不均，將會(huì)存在局部氣流流速過高情況，經(jīng)過導(dǎo)流板進(jìn)入第1層催化劑上層時(shí)仍不能得到有效改善。在相同噴氨量工況下，局部煙氣中NH3質(zhì)量濃度相對(duì)較低，同時(shí)煙氣在該區(qū)域所屬催化劑層停留時(shí)間相對(duì)較短，反應(yīng)時(shí)間不足，進(jìn)而導(dǎo)致SCR脫硝裝置出口對(duì)應(yīng)區(qū)域NOx質(zhì)量濃度偏高。因此在實(shí)際運(yùn)行中，應(yīng)對(duì)鍋爐燃燒配風(fēng)方式進(jìn)行調(diào)整，盡量控制兩側(cè)氧量的偏差在較小范圍內(nèi)。同時(shí)應(yīng)保證省煤器輸灰系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，避免反應(yīng)器上游煙道積灰引起煙氣流場改變。根據(jù)反應(yīng)器阻力變化情況，及時(shí)調(diào)整催化劑吹灰壓力與周期，避免催化劑積灰堵塞引起反應(yīng)器阻力升高。

2.3 反應(yīng)器溫降

調(diào)查統(tǒng)計(jì)了研究對(duì)象A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器煙氣溫降情況，結(jié)果見表3。

表3 部分機(jī)組SCR反應(yīng)器煙氣溫降 單位：℃

由表3可知，參與調(diào)查的機(jī)組A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器煙氣溫降最小值為1 ℃，最大值為9 ℃，平均值為4 ℃。A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器煙氣溫降均能達(dá)到不大于3 ℃的性能保證值要求的機(jī)組有A、F機(jī)組，僅占全部調(diào)查機(jī)組的20%。可見，SCR反應(yīng)器溫降超出性能保證值的情況較為普遍，煙氣溫降過高說明反應(yīng)器本體存在漏風(fēng)或保溫效果不良，增加系統(tǒng)運(yùn)行負(fù)擔(dān)的同時(shí)也勢必會(huì)造成熱量損失。

B機(jī)組A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器煙氣溫降平均值為7 ℃，在所有參與調(diào)查機(jī)組中最大。圖2、圖3為B機(jī)組SCR反應(yīng)器進(jìn)口、出口截面煙氣溫度分布圖。

圖2 反應(yīng)器進(jìn)口煙氣溫度分布情況

圖3 反應(yīng)器出口煙氣溫度分布情況

由圖2、圖3可知，A側(cè)反應(yīng)器進(jìn)口煙氣溫度最大值為410 ℃，最小值為356 ℃，相差54 ℃；B側(cè)反應(yīng)器進(jìn)口煙氣溫度最大值為416 ℃，最小值為363 ℃，相差53 ℃。A側(cè)反應(yīng)器出口煙氣溫度最大值為389 ℃，最小值為355 ℃，相差34 ℃；B側(cè)反應(yīng)器出口煙氣溫度最大值為397 ℃，最小值為358 ℃，相差39 ℃。SCR反應(yīng)器平均煙氣溫降為7 ℃，大大超出煙氣溫降不大于3 ℃的性能保證值要求，并反映出B機(jī)組SCR反應(yīng)器煙氣溫度場均勻性較差。因此，SCR反應(yīng)器進(jìn)口煙氣溫差較大的機(jī)組，應(yīng)根據(jù)反應(yīng)器進(jìn)口溫度場情況調(diào)整鍋爐燃燒工況，并檢查煙風(fēng)擋板、導(dǎo)流板等調(diào)節(jié)裝置功能是否正常，必要時(shí)可利用數(shù)值模擬結(jié)合現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)查找偏差原因并制定調(diào)整方案[10-11]。同時(shí)，SCR反應(yīng)器煙氣溫降較高的機(jī)組應(yīng)及時(shí)檢查SCR反應(yīng)器、煙道保溫及系統(tǒng)漏風(fēng)情況，盡可能減少煙氣溫降，避免能耗損失。

2.4 反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布

NOx質(zhì)量濃度分布的相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差能夠反映出反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布不均勻程度，采用煙氣分析儀測試出口煙氣中NOx質(zhì)量濃度，多點(diǎn)測試后計(jì)算出口NOx質(zhì)量濃度相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差，以表征出口濃度分布的不均勻性。相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差計(jì)算見式(2)。

(2)

表4 反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布

由表4可知，參與調(diào)查的機(jī)組A、B兩側(cè)SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布的相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差最小值為11.50%，最大值為53.10%，平均值為32.73%，其中87.5%的單側(cè)反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度的相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差超過了15%的性能保證值要求,表明SCR反應(yīng)器普遍存在NOx質(zhì)量濃度分布不均的情況。

反應(yīng)器出口NOx分布不均的根本原因是入口氨氮摩爾比分布不均，導(dǎo)致反應(yīng)器內(nèi)NO催化劑還原反應(yīng)不均勻[12]。反應(yīng)器出口NOx分布不均造成局部氨逃逸增加，氨逃逸量越大，硫酸氫銨生成量就越多，嚴(yán)重時(shí)造成下游的空預(yù)器堵塞。另外，反應(yīng)器出口CEMS一般采用單點(diǎn)測量，反應(yīng)器出口NOx分布不均會(huì)導(dǎo)致單點(diǎn)CEMS測試數(shù)據(jù)不能夠反映煙道內(nèi)NOx質(zhì)量濃度真實(shí)水平，測試數(shù)據(jù)與均勻混合的總排口CEMS測試數(shù)據(jù)產(chǎn)生偏差。

降低反應(yīng)器出口與總排口CEMS測試數(shù)據(jù)偏差大的主要措施是改善反應(yīng)器出口NOx分布均勻性，根據(jù)反應(yīng)器進(jìn)口流場、濃度場調(diào)節(jié)噴氨格柵開度，使反應(yīng)器入口氨氮摩爾比盡量匹配，可顯著改善SCR脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布均勻性。文獻(xiàn)[13]通過噴氨優(yōu)化最終能夠?qū)崿F(xiàn)出口NOx波動(dòng)幅度控制在±10 mg/m3以內(nèi)，降低出口截面上平均NOx分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差至20%以內(nèi)。而對(duì)于開展噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)對(duì)反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布均勻性無明顯改善的機(jī)組，應(yīng)評(píng)估噴氨格柵調(diào)節(jié)功能，并進(jìn)行流場、濃度場摸底測試，結(jié)合數(shù)值模擬開展脫硝裝置流場優(yōu)化治理工作[14]。如文獻(xiàn)[15]通過CFD模擬優(yōu)化提出改造方案，并進(jìn)行現(xiàn)場改造。改造后再次通過流場測試顯示，流場分布大為改善，系統(tǒng)運(yùn)行更加穩(wěn)定。有條件的機(jī)組還可考慮增加進(jìn)、出口煙氣分析儀數(shù)量，進(jìn)行噴氨格柵自動(dòng)精準(zhǔn)噴氨改造。

2.5 空預(yù)器壓差

調(diào)查統(tǒng)計(jì)了研究對(duì)象A、B兩側(cè)空預(yù)器煙氣側(cè)壓差情況，結(jié)果見表5。

表5 空預(yù)器煙氣側(cè)壓差情況

由表5可知，參與調(diào)查的機(jī)組空預(yù)器煙氣側(cè)壓差在機(jī)組負(fù)荷率基本相當(dāng)?shù)那闆r下，最小值為1.35 kPa，最大值為2.64 kPa，平均值為1.59 kPa。由此可見，參與調(diào)查的機(jī)組空預(yù)器煙氣側(cè)壓差基本能夠維持在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)。但個(gè)別機(jī)組空預(yù)器煙氣側(cè)滿負(fù)荷工況下壓差較高，如F機(jī)組B側(cè)空預(yù)器壓差為2.64 kPa，G機(jī)組B側(cè)空預(yù)器壓差為2.12 kPa，明顯高于其他機(jī)組平均水平。且F機(jī)組、G機(jī)組A、B兩側(cè)空預(yù)器壓差均存在較大偏差，一定程度上能夠說明壓差較高側(cè)空預(yù)器存在堵塞情況。

氨逃逸在SCR工藝中客觀存在，低負(fù)荷下反應(yīng)器入口煙氣溫度低、催化劑性能下降、反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度超設(shè)計(jì)值、反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布不均等因素，都是造成氨逃逸過高的因素[16]。逃逸的NH3與煙氣中的SO3、水生成大量硫酸氫銨，不僅會(huì)對(duì)冷端傳熱元件造成腐蝕，而且液態(tài)的硫酸氫銨捕捉飛灰的能力極強(qiáng)，極易造成冷端層元件堵灰，從而導(dǎo)致空預(yù)器運(yùn)行阻力升高[16]。研究表明，若氨逃逸率增加到2 μL/L時(shí)，空預(yù)器運(yùn)行半年后其阻力增加約30%；若氨逃逸率增加到3 μL/L時(shí)，空預(yù)器的阻力將會(huì)快速增加50%甚至更高。

空預(yù)器堵塞一般發(fā)生在空預(yù)器冷端傳熱元件處，其原因主要是空預(yù)器冷端煙氣溫度相對(duì)較低，更利于硫酸氫銨的生成與沉積[17]。因此在空預(yù)器正常吹灰無法維持較低的煙氣側(cè)壓力時(shí)，可適當(dāng)提高排煙溫度，使沉積的硫酸氫銨高溫分解，減緩堵塞情況[18]。但控制氨逃逸在較低水平運(yùn)行才是解決此類問題的最終手段。

3 結(jié)語

參與調(diào)查機(jī)組基本能夠?qū)崿F(xiàn)NOx超低排放，但反應(yīng)器入口煙氣流量偏差、煙氣流速分布不均、反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布不均等問題普遍存在。在日常運(yùn)行中，應(yīng)通過燃燒調(diào)整控制脫硝反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度在設(shè)計(jì)值內(nèi)，合理控制出口NOx質(zhì)量濃度在較高水平對(duì)降低氨逃逸及緩解下游設(shè)備堵塞有積極作用；保證省煤器灰斗輸灰系統(tǒng)正常運(yùn)行，盡量減少隨煙氣進(jìn)入反應(yīng)器的煙塵量。檢查吹灰系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)及吹灰器工作覆蓋范圍，避免存在吹灰未覆蓋死角，對(duì)于催化劑積灰與壓差增加較快的反應(yīng)器應(yīng)增加吹灰頻次，加強(qiáng)催化劑層及空預(yù)器吹灰系統(tǒng)治理能夠有效預(yù)防設(shè)備積灰堵塞；開展噴氨優(yōu)化，使反應(yīng)器入口氨氮摩爾比盡量匹配，改善SCR脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布均勻性，降低氨逃逸；開展脫硝裝置性能評(píng)估優(yōu)化與催化劑全生命周期管理工作，保障NOx達(dá)標(biāo)排放與脫硝裝置穩(wěn)定運(yùn)行。