330 MW燃煤机组对冲燃烧锅炉SCR脱硝系统的改造分析

张寿岩,姚 闯

(河北西柏坡发电有限责任公司,河北 石家庄 050400)

为全面落实全国生态环境保护大会和全省生态环境保护大会精神,推进污染防治攻坚战,打赢蓝天保卫战,河北省大气污染防治工作领导小组办公室印发了《河北省钢铁、焦化、燃煤电厂深度减排攻坚方案》(冀气领办[2018]156号)。深度减排攻坚方案中要求燃煤电厂控制氮氧化物排放浓度不高于30 mg/m3,虽然过量喷氨能够满足机组出口氮氧化物的要求,但过量喷氨导致机组氨逃逸增大,烟气的二氧化硫会在脱硝催化剂的作用下形成三氧化硫,与过量的氨气反应形成硫酸氢氨,附着在空气预热器蓄热元件上,导致空气预热器压差过大,影响机组负荷等一系列的问题。因此电厂需要进一步采取措施进行氮氧化物深度减排治理。结合当前机组氮氧化物的运行现状,对机组的氮氧化物采用多种方法联合控制,实现氮氧化物的深度减排。

1 设备概况

某发电公司1-4号机组为北京巴布科克·威尔科克斯有限公司生产的亚临界参数自然循环锅炉,采用墙式对冲燃烧方式,锅炉燃烧系统采用冷一次风机热风送粉、对冲燃烧方式。1-4号机组烟气脱硝装置均采用高灰型SCR脱硝工艺,反应器布置在省煤器与空气预热器之间,不设反应器烟气旁路,每台锅炉设2台SCR反应器。脱硝装置采用液氨制备还原剂,氨气与稀释风混合后,通过布置在SCR脱硝装置入口烟道截面上的AIG喷嘴喷入到烟道内,脱硝催化剂均按“2+1”模式设置,且4台机组备用层均已加装催化剂。反应器入口原设计NOx浓度为700 mg/m3,目前能够满足反应器出口NOx小时排放浓度均值小于50 mg/m3的超低排放标准。以下以3号机组为例,对机组脱硝系统存在的问题进行分析。

2 脱硝系统存在的问题

为研究3号机组脱硝装置出入口NOx/O2浓度分布规律,2018年9月,对3号机组进行摸底测试,根据脱硝性能试验结果,目前脱硝装置入口NOx浓度的现状和存在问题主要有:机组在300 MW高负荷时,3号机组平均NOx浓度在510～610 mg/m3,局部NOx最大浓度峰值达610 mg/m3,随负荷降低,机组NOx浓度呈上升趋势,主要是负荷降低时氧量充足,NOx生成量增加。机组150 MW负荷下,3号机组NOx平均浓度为600 mg/m3,局部NOx浓度峰值达693 mg/m3,入口NOx浓度偏差A、B侧分别为5%、3%,入口截面最大浓度偏差为98 mg/m3,如图1所示。

图1 3号炉不同负荷下脱硝入口NO x分布

经检测,3号机组SCR入口截面烟气流速与标准值相比,偏差分别为14.3%、16.0%。A反应器入口截面烟气流速最大值、最小值分别为19.0 m/s、10.5 m/s,B反应器入口截面烟气流速最大值、最小值分别为18.8 m/s、9.7 m/s,SCR入口烟气流速偏差较大。

如图2所示,3号机组脱硝装置出口NOx平均浓度为24 mg/m3,局部NOx浓度峰值达46 mg/m3,出口NOx浓度偏差A、B侧CV值分别为44%、34%,CV值偏大,出口NOx浓度偏差较大,出口截面最大浓度偏差为26 mg/m3,平均氨逃逸浓度为2.91μL/L,局部氨逃逸浓度峰值为8.39μL/L。

图2 3号机组脱硝出口NO x及氨逃逸

通过以上数据分析可知,SCR进出口烟道截面大(单侧竖直烟道截面积约为27 m2),混合距离约为13 m,无法满足氨与NOx混合均匀的要求,而且由于NOx测量具有滞后性,采用单点测量不具备代表性等原因,导致脱硝自动投入品质差,长时间喷氨量超标或不足,造成氨逃逸超标等问题。执行新的排放标准后,NOx小时排放浓度均值应小于30 mg/m3,届时氨逃逸情况会进一步增强。

3 脱硝系统的改造措施

通过分析当前机组脱硝系统存在的问题,对脱硝区域的导流板进行优化设计,加强宽度及深度方向烟气混合能力,提高局部区域内烟气混合均匀性,同时保证烟气流速分布的均匀性。在SCR出口断面各分区内进行在线NOx及氨逃逸测量,实时调整各分区喷氨量;同时对喷氨总量及各分区的喷氨量的控制逻辑进行优化升级,确保烟囱处NOx小时排放浓度均值在30 mg/m3以下,氨逃逸小于3μL/L。

3.1 流场优化

图3给出了原流场的总流线图和第1层催化剂入口前的流线分布示意图。烟气在反应器顶部入射到催化剂表面时,气流比较紊乱,顶部导流板下方存在涡流区,因此流线较为紊乱。

图3 原SCR系统及催化剂入口流线分布

图4是原流场结构第1层催化剂入口截面速度分布云图,可以看到整个截面上存在几个明显的高速区,高速区的位置与顶部导流板存在映射关系。根据截面上速度取样值,经统计计算,此截面速度分布相对标准偏差16%。

图4 原流场结构第1层催化剂入口截面速度分布

根据原始结构流场模拟计算结果,在合适的位置加装导流板,得到优化的流场结构。在省煤器出口水平烟道增加第1组导流板;在竖直烟道入口弯头处布置第2组导流板;在竖直烟道顶部弯头布置第3组导流板;其后在反应器顶部更换原有导流板,优化反应器入口流场;对原有烟道局部进行改造,消除局部涡流区,如图5所示。

图5 优化方案的数值模拟模型示意

图6 给出了优化方案的系统总流线、喷氨格栅和第1层催化剂入口前的流线分布示意。

从图6中可以看出,优化方案的系统流线分布均匀,无明显旋涡,第1层催化剂前的流线分布很均匀,第1层催化剂来流速度与竖直方向夹角小于10°。

图6 优化SCR系统入口流线分布示意

3.2 脱硝控制优化

喷氨总量控制系统优化是利用复杂预测模式及智能算法,解决测量仪表滞后问题,精准调整喷氨总量,稳定排放指标。影响喷氨量变化的因素主要有负荷、锅炉氧量、总风量、燃料量、反应器出入口NOx浓度、烟囱入口NOx浓度、喷氨流量、供氨压力、磨煤机启停操作等一系列测点,这些测点直接或间接影响喷氨自动调整的效果。本套控制系统设置了自适应内模控制及超前相位补偿模块,针对控制对象的迟延惯性及非线性等控制难点,实现脱硝NOx的快速稳定控制;吹扫自闭环模块完成吹扫工况下各参数的无扰预测,实现NOx全程无盲区控制;最终使喷氨总量控制系统可以在复杂多变的运行工况下满足环保及机组运行要求。

控制系统的总体架构设定为以内模控制为核心的串级预测控制,其中副调仍为PID控制器控制流量,并设非线性控制函数,输出调门指令;主回路为内模控制器,用以克服大迟延、大惯性难点,输入为NOx设定值及实际值,再以前馈量为辅助,输出值为流量指令;另设小时均值计算模块,根据小时均值实时修正NOx设定值,以保证均值不超标。

3.3 分区精准控氨

SCR分区喷氨系统包括测量层、执行层和控制层,主要涉及NOx浓度分布式巡测和混合采样测量、氨氮摩尔比分区在线调平,以及多维度决策的喷氨总量控制等技术,通过执行层“总量控制阀+分区调节阀+支管调节阀”3级阀门的串联控制和调节,全面提升喷氨控制的品质。

原机组脱硝单侧分支管路为15根,为了更加严格的控制SCR出口截面浓度分布,机组单侧SCR反应器(A、B侧)喷氨区域划分为5个喷氨分区,单侧SCR反应器出口划分为5个测量分区,根据测量结果分区在线调节。

原氨/空气混合集箱切分为5段,作为喷氨分区氨/空混合气小联箱,新增氨/空气混合气母管,从新增母管上引接出5路支管路(每一路分别设置手动切断阀、电动调节阀、就地风量流量计),分别连接至对应的喷氨分区氨/空混合气小联箱,如图7所示。

图7 分区控氨方案示意图

反应器出口5个分区氮氧化物进行巡测,大约每个测点需要3 min,全部巡测完成约需要15 min,巡测时间也可以根据需要进行调整。各分区NOx测量值与本侧平均值比较,偏差大于5 mg/Nm3后开度增加3%,小于-5 mg/Nm3则开度减少3%,每15 min比较一次;各分区调节阀的调节范围限定为40%～90%,调门开度到达限位后不再调整,若分区NOx与其他分区偏差过大,则由运行人员至现场调整喷氨支管手动调节阀。

4 改造效果分析

改造完成后对4种不同工况下的脱硝系统性能进行试验,试验结果见表1。

表1 脱硝效率与氨逃逸浓度结果

锅炉在310 MW、300 MW、260 MW、150 M W蒸发量下,出口NOx小时排放浓度均值满足环保小于30 mg/m3的要求,氨逃逸小于3μL/L,出口截面NOx浓度分布相对标准偏差CV值控制在20%以下。

5 结束语

通过对机组脱硝系统进行改造,有效解决了脱硝系统流场不均、氨逃逸量大的问题,不仅可以提高脱硝效率,而且可以实现分区测量、精准控氨,节约耗氨量,缓解空气预热器压差大,降低引风机电耗。锅炉在高、中、低负荷下,SCR脱硝装置满足出口NOx浓度分布相对标准偏差小于20%。烟囱出口处NOx波动范围(稳态)在(25±5)mg/m3范围内;脱硝系统出口NOx浓度平均值与净烟气NOx浓度偏差≤10 mg/m3。性能试验期间,脱硝喷氨控制一直投入自动,脱硝自动投入率为100%。单台锅炉每年新增减排NOx65 t,有效减少NOx排污费,对改善当地大气环境质量有着重要作用,具有良好的宏观社会效益。