古交西山发电厂2×660 MW机组脱硝稀释风系统的改造与优化

耿卫众

（古交西山发电有限公司，山西古交 030206）

0 引言

古交西山发电有限公司2×660 MW超超临界直接空冷机组配套了选择性催化还原SCR（selective catalytic reduction）烟气脱硝系统，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口与空气预热器之间，属于高含尘布置方式。SCR反应器内部装有板式催化剂，催化剂层数按“3＋1”模式布置。脱硝系统长期运行后，脱硝稀释风量明显下降，喷氨量增加，氨逃逸增大，空气预热器差压升高，严重威胁着机组的安全稳定运行。

1 脱硝稀释风系统工艺介绍

脱硝稀释风从锅炉空预器出口A侧热一次风母管引出1根DN600 mm的管道，经过逆止阀后分为2根DN450 mm的管道进入A、B两侧的氨空混合器，在氨空混合器内，水解器来的氨气与稀释风均匀混合后，体积分数≤5%的稀释氨气进入A、B两侧稀释氨气分配母管，再分别通过16根装有手动调节阀的支管，进入16个喷氨格栅前的小联箱，每个联箱分别引出长、短2支各装有20个设有节流孔板喷嘴的喷氨格栅。单侧烟道喷氨格栅共有32支喷氨管道、640个斜向45°布置的喷氨喷嘴，分上下2层布置，将热一次风稀释后的氨气均匀地分布在烟道内，与烟气中的NOx充分混合反应。脱硝稀释风系统在进入氨空混和器前各加装1个电动门和流量计，以满足脱硝系统运行要求[1]。

2 脱硝稀释风系统运行情况

古交西山发电有限公司2号机组于2018年9月28日通过168 h满负荷试运进入商业运营。机组168 h试运期间，脱硝单侧热一次稀释风量在4 300 m3/h左右，两侧稀释风总风量为9 000 m3/h左右。脱硝装置入口NOx均值为416.93 mg/m3（标态，干基，6%O2），出口 NOx均值为 38.15 mg/m3，脱硝效率为90.84%，高于设计值89%。自动喷氨调节阀运行稳定，调节阀开度为65.67%左右，水解器产生氨蒸气量为531.17 kg/h与理论计算需氨量（565.25 kg/h）接近，氨逃逸值为 0.205 μL/L，空预器压差维持在1.2 kPa左右。

2019年2月13日发现脱硝系统两侧热一次稀释风量逐渐减小，3月21日起两侧稀释风量减小速度明显加快，机组负荷较低时，脱硝稀释风量减小速度更快。4月10日脱硝B侧稀释风量降为700 m3/h以下，最低时流量表计显示为0，A侧稀释风量最低时流量表显示为400 m3/h。此时，脱硝喷氨调节阀不能自动运行，需人工手动调节喷氨，氨逃逸显示大于5 μL/L，锅炉空预器压差出现上升趋势，严重威胁机组的安全稳定运行。

为了提高脱硝系统热一次稀释风量，维护人员临时在脱硝喷氨支管手动调节门后加装手动吹扫阀，当稀释风量偏低或喷氨支管温度低于180℃时，人工对脱硝喷氨支管进行压缩空气吹扫[2]，在一定程度上缓解了稀释风量的减小速度，但同时增加了运维人员的劳动强度。

3 脱硝稀释风流量减小的原因分析

为了彻底解决脱硝稀释风量降低的问题，本文从设计、设备选型、施工安装等方面进行分析。

3.1 设计方面

根据初设资料及设计计算书，热一次稀释风源头设计参数为：P=14.26 kPa，t=321℃。稀释风管路压降为6.5 kPa，其中稀释风主管压降为0.78 kPa，混合氨气前稀释风支管压降为0.13 kPa，混合氨气后热风支管压降为0.06 kPa，稀释氨气分配母管压降为0.06 kPa，喷氨支管压降为2.72 kPa，氨空混合器压降为1.0 kPa，压差式节流孔板流量计压降为1.75 kPa。因此，喷氨格栅前小联箱的入口风压为7.76 kPa左右，稀释风流量不小于9 574 m3/h。

在实际运行中，脱硝热一次稀释风源头压力为8.0～9.5 kPa，低于设计参数 14.26 kPa（14.26 kPa 为锅炉一次风机的全压升），若计算书中其他压损正常的情况下，喷氨格栅前小联箱的入口风压为1.5～2.5 kPa，导致喷氨格栅喷嘴喷射速率达不到烟气流速的 2～3 倍[3-4]。

3.2 设备方面

脱硝氨空混合器采用隔板式氨空混合器，热一次稀释风所携带飞灰与尿素水解所产生的氨气携带蒸汽中不能被热一次风完全带走的水分混合，容易使飞灰在氨空混合器中结块，使氨空混合器流通截面减小，阻力增大[5]。运行过程中，实际测量氨空混合器的压损为3.27 kPa，远远大于设计要求的1.0 kPa。同时，根据现场运行数据，压差式流量计运行最大压损为2.918kPa，大于1.75kPa的设计值。

实际运行中，由于氨空混合器及压差式流量计产生的阻力远大于设计值，进一步降低了氨格栅前小联箱入口风压，使喷氨格栅喷嘴喷射速率更小。

3.3 施工安装方面

脱硝稀释风系统在进入A、B两侧氨空混合气之前的母管设计有逆止阀，施工过程中，工作人员未按图施工，将逆止阀由母管水平段改装在母管竖直段，导致热一次风通过该逆止阀时，必须克服阀门的自重，增加了管道局部阻力。经实际测量，当逆止阀前的稀释风压为8.5 kPa时，经过逆止阀后的风压降为5.8 kPa，压降损失为2.7 kPa，然而在在稀释风系统计算书中对该阻力进行了忽略。

综上所述，脱硝稀释风源头实际运行压力低于设计压力，而稀释风系统管道运行阻力明显大于设计值，使喷氨格栅前小联箱入口风压较低，喷氨格栅喷嘴喷射速率达不到设计要求，稀释风携带的飞灰不能及时通过喷氨格栅喷嘴排出导致喷氨格栅堵塞，从而造成稀释风量下降。

4 脱硝稀释风系统的改造与优化

根据以上分析，为避免稀释风携带的飞灰不能及时排出喷氨格栅造成脱硝稀释风风量下降的问题，提出以下两种解决方案：一是提高稀释风源头压力；二是降低稀释风管道压损。由于脱硝稀释风源头压力无法提高，因此只能从降低管道压损方面采取措施。

根据流体力学基本原理[6]，管道系统的阻力损失由流体在直管内的摩擦阻力所引起的沿程阻力损失和局部阻力损失组成。即

其中，hf为总阻力损失；hl为沿程阻力损失；hm为局部阻力损失；λ为沿程阻力系数；l为管道长度；d为管道直径；U为流体流速；ζ为局部阻力系数。

由式（1）—式（3）可知，降低系统阻力的方式有：降低沿程阻力系数；降低管道长度；加大管径；降低局部阻力系数。

在现场设备布置位置以及布置空间已定的情况下，降低管道长度和加大管径无法实现，因此对现有的系统只能从降低沿程阻力系数和局部阻力系数出发解决问题。根据现场设备、管道运行参数，主要从以下几方面采取措施。

4.1 优化氨空混合器及流量计

脱硝装置每侧稀释风管路装有1台隔板式氨空混合器，该氨空混合器内有5块折流板，实际运行过程中，测量其阻力损失为3.27 kPa，经与设备厂家技术人员沟通确认，拆除第2、第4块折流板。拆除2块折流板后，氨空混合器的阻力损失降至1.47 kPa。

脱硝装置每侧稀释风管路装有1台压差式节流孔板流量计，该流量计最大压损可达2.918 kPa。为了降低流量计产生的阻力损失，将该流量计更换为异形喉管流量计，更换后的流量计压损较小，仅有0.05 kPa。

4.2 拆除稀释风母管上的逆止阀

为防止一次风机突然故障，脱硝氨空混合器中喷入的氨气返至具有较高温度的热一次风母管而引发事故，在一次风母管上设计有逆止阀[7]。由于该逆止阀未按施工图安装，产生阻力较大，在征得原设计人员同意后，将该逆止阀阀板拆除。同时对喷氨程序进行优化，当一次风机故障失去脱硝稀释风后，连锁关闭水解器至氨空混合器供氨气动门，以保证系统安全。

4.3 更换喷氨格栅喷嘴孔板

脱硝喷氨格栅采用长、短管组合的形式，减小集箱静压特性，保证在烟道深度方向喷氨均匀。喷嘴斜向布置，采用螺纹连接，中间位置设有d＝11 mm的节流孔圈，使氨喷射高度为喷管节距的1/4，保证烟道宽度方向每个喷嘴喷氨量均匀。

为了增大喷氨格栅喷嘴出口流通截面，使热一次稀释风携带的飞灰能及时排出，同时保证各喷嘴喷氨量均匀，经多次与原设计人员沟通，并根据实际运行中不同工况下脱硝装置入口NOx值和稀释风温度核算喷氨喷嘴孔板的孔径，最终确定将喷氨格栅的1 280个喷氨喷嘴的节流孔板孔径变更为d＝14 mm，有效增大了喷嘴的通流截面。

4.4 喷氨流场优化调整

由于脱硝稀释风系统设备改动较多，稀释风量明显变大，为防止因稀释风工况的变化造成喷氨格栅各区域喷氨量严重不均衡，造成NOx与NH3的混

合及反应不充分，造成局部喷氨过量，影响下游空预器的安全稳定运行，改造完成后首次投运脱硝系统，由脱硝调试专业技术人员根据烟气气流的分布情况，调整各喷氨支管手动阀开度，对喷氨格栅各区域的喷氨量进行优化调整，使各喷氨格栅喷嘴流量与烟气中需还原的NOx含量相匹配，避免局部区域的喷氨过量[8]。

5 脱硝稀释风系统改造及优化实施后的效果

5.1 稀释风量的变化

改造后机组500 MW以下负荷时脱硝稀释风量为5 900～6 200 m3/h，500 MW以上负荷时稀释风量为 6 600～7 000 m3/h，较改造前风量增大了 2 500～3 000 m3/h。通过喷氨流场优化调整后A、B两侧稀释风量偏差维持在300 m3/h左右，相对比较稳定，且不需要频繁对喷氨支管进行压缩空气吹扫，大大减轻了运维人员的劳动强度。

5.2 脱硝和脱硫装置出口NOx的变化

脱硝装置出口的烟气经过空气预热器的旋转混合及脱硫装置旋汇耦合器的均布，到达脱硫出口时混合更均匀，而脱硝装置出口至脱硫装置出口NOx几乎不会被去除，因此，通过观察脱硝装置与脱硫装置出口NOx值的偏差可辅助判断脱硝装置喷氨是否均衡。

改造前，脱硝装置出口NOx值小于脱硫装置出口NOx值，且偏差较大，偏差值大约为20 mg/m3。为了保证脱硫装置出口排放净烟气中NOx值不超过35 mg/m3，脱硝装置出口NOx值需控制在较小范围内，一般维持在15～20 mg/m3，导致实际喷氨量大于理论需氨量。改造后，脱硝装置出口NOx值明显高于脱硫装置出口NOx值，脱硝装置出口NOx值控制在45 mg/m3左右，脱硫出口净烟气NOx值可稳定在35～40 mg/m3，实际喷氨量明显小于理论需氨量。

5.3 喷氨量的变化

脱硝稀释风系统改造后，喷氨格栅各区域喷氨更均衡，喷氨量与烟气中NOx相匹配，在机组负荷为660 MW、脱硝装置入口NOx值为450 mg/m3、脱硝效率为89%的设计工况下，每1 h可节约氨蒸气100 kg，相当于节约尿素49.8 kg。按照尿素市场平均价格2 000元/t计算，每亿kW·h电可节约运行成本约1.5万元，经济效益明显。

6 结束语

针对古交西山发电公司脱硝系统运行中脱硝稀释风量明显下降、喷氨量增加、氨逃逸增大等问题，通过理论分析，结合现场实际情况，找到了稀释风量降低的原因，并在分析原因的基础上提出了相应的解决措施。措施实施后，稀释风量显著增加且运行稳定，喷氨量和氨逃逸明显降低，收到了预期的效果，大大提高了机组运行的安全经济性，同时也减轻了运维人员的劳动强度，对其他同类电厂脱硝系统的改造具有一定的参考价值。