到2020年,现役60万千瓦及以上燃煤机组、东部地区30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组及其它有条件的燃煤发电机组,改造后大气污染物排放浓度要求基本达到燃气轮机组排放限值,即烟尘≤10mg/Nm3、SO₂≤35mg/Nm3、氮氧化物≤50mg/Nm3。# {9 S; a2 ?% M2 i5 r
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这就对脱硝装置的达标排放提出了更高的要求,目前已经投运的SCR脱硝出口、总排口都设置有CEMS在线监测仪表,其中总排口的CEMS在线测量数据上传至当地环保部门。
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( V% m0 V1 p& _/ X在实际运行过程中,也逐渐暴露出一些较为普遍的问题,如:烟气流场分布均匀性、流速和烟温控制、AIG喷氨分配、催化剂性能、CEMS在线测点布置等,影响机组的安全、稳定运行,同时也给节能减排工作带来困难。
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" ~3 e: |- s/ p( U" J本文通过对某厂2号机组脱硝运行中经常发生的SCR出口与烟囱入口测量NOx浓度值“倒挂”问题(即总排口测量值大于SCR出口测量值产生的偏差问题)进行简单分析,便于发电企业及时排查问题来源,优化脱硝系统的日常运行管理。6 h% {6 h6 z' r. {
1 w& Q: E$ R6 U. b+ O1系统概况
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- j. d% U' `4 x某厂2号机组为660MW超临界直流燃煤机组,脱硝系统采用低氮燃烧和选择性催化还原法(SCR)工艺,高含尘布置,即SCR反应器布置在锅炉省煤器出和空气预热器之间,不设旁路系统,还原剂为液氨。设计入口NOx为250mg/m3,脱硝装置安装了备用层催化剂,即目前为“2+1”层催化剂。
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% Q3 @2 z8 z1 `" ~0 _- I2系统控制遇到的主要问题
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1)、脱硝出口浓度分布均匀性、氨逃逸+ J- T& Z; `5 Z
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在570MW负荷下,脱硝A、B侧出口各测孔不同深度NOx浓度和氨逃逸量差别较大,如图1所示。 O- P8 k _& V! r5 V$ Y' ~# c
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图1 脱硝A侧出口NOx浓度分布(570MW)0 z/ s% ~% @4 }+ G R2 |+ u
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8 G) b" Y2 _- @图2 脱硝A侧出口氨逃逸分布(570MW)
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由图1、图2可知,脱硝A侧出口各测孔NOX浓度分布均匀性差,NOx浓度相对平均标准偏差为52.8%(其中,部分测孔的深度3处NOx浓度非常大,且对应的喷氨支管原始开度均处于最大状态,优化调整过程中,无法对测孔的深度3处NOx浓度进行调平,初步判断造成这种现象的原因是对应的喷氨支管堵塞)。氨逃逸平均值为4.9ppm,且多数测孔氨逃逸浓度均超过设计值2.5ppm。$ L( Q W ~1 i% D' i
4 F! G* b7 ~: w2 g4 m& L# E; {& J脱硝B侧出口NOx浓度及氨逃逸分布见图3、图4。- [" K; @7 W; v# M+ H0 x" Z% F+ A
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. o6 l! g! j2 Y" z" d% w5 @图3 脱硝B侧出口NOx浓度分布(570MW)
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Z7 ? Q! d! {$ p5 r+ u图4 脱硝B侧出口氨逃逸分布(570MW)) N5 u' o: l0 l0 \% k. p; F
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由图3、图4可知,脱硝B侧出口各测孔NOx浓度分布均匀性差,NOx浓度相对平均标准偏差为78.0%,氨逃逸平均值为2.9ppm。
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2)、空预器压差* B, m# q4 c! Y( ]* K( z- e+ \
/ @' V0 }- g. G K1 T' [6 v该厂2号机组于2016年12月完成超低排放改造,脱硝系统新增一层催化剂。2017年11月,2号机组氨耗量逐渐增大,空预器压差也有上升的趋势,2018年1月初,560MW工况条件下,A、B侧空预器压差分别上升至1.8KPa、2.5KPa。
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* l( C' `9 S% o; J& z/ \: m经喷氨优化调整后,空预器压差变化如图5所示。5 X; v$ T( b G: J
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, a8 s* H; C9 Q" W0 |0 e图5 空预器压差变化(2018.01.08-2018.01.19)
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从图5可以看出(红色代表机组负荷,蓝色代表A侧空预器压差,绿色代表B侧空预器压差),通过喷氨优化调整试验,使得氨逃逸浓度、空预器压差得到明显的降低,其中A侧空预器压差由1.8Kpa降至1.2Kpa,B侧由 2.5Kpa降至 1.8Kpa(560MW负荷),有效解决了空预器压差大的问题。1 s) B; Y+ t3 w
" T M A' _/ U3)、倒挂; D0 v" A0 s4 y& d% J4 U
1 p! l/ V: q7 C2 A5 \目前脱硝装置运行中脱硝出口与总排口氮氧化物浓度存在偏差,SCR反应器出口NOx浓度均值较烟囱总排口NOx数值偏低10-15mg/m3,导致氮氧化物浓度产生 “倒挂”问题。
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) n" @, E& z8 j! x$ b# }通过对比某一天脱硝以及脱硫CEMS在线数据,脱硝A、B侧出口均值较脱硫出口低12mg/m3,如图6所示。6 I* f2 g; Q F- U, B, a
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图6氮氧化物浓度分布曲线5 y2 |# O* U/ T( L0 P* G( F
4 z5 j" ]; E5 Q, g: n7 H3原因分析4 e! S" T2 {' x
3 t: H; b5 b8 q2 _7 R. ~, r; _1)、在线表计问题
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. N% O6 A% W8 z! X! ~8 v9 Q1 g电厂在脱硝反应器入口、出口以及总排口均安装有CEMS在线测量仪表,便于对污染物排放的实时监控,氮氧化物采用抽取法单点连续测量,并根据O2含量折算成标况下数值。 H8 C3 n/ y7 t7 g: V( f: }5 X' s
' o9 ]: B! t9 o* e2 v, q8 {6 i通过标气对各测点CEMS装置进行校验比对以及使用已校验的便捷式烟气测试仪(NOVA PLUS多功能烟气分析仪)对CEMS装置尾气测量比对(差值为1-2mg/m3),排除CEMS在线仪表测量误差造成的影响。
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+ `& |9 x. Z3 Q% m1 f2)、脱硝出口截面NOX浓度分布均匀性差、测点布置问题4 F: L& c; F3 Q/ I# R F8 R
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脱硝使用的催化通道横截面积过大,无法达到NOx、氧均匀分布,无法将催化还原反应达到最大的结果。
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1 Y/ k7 d9 E B1 t. N5 J3 W4 }% M0 N根据上面脱硝出口NOx浓度分布数值可以看出,靠近烟道中心位置的NOx浓度较高,依次向两侧递减,同时在同一测孔截面上不同深度的NOx浓度分布也不均匀,各测点不同深度的浓度值差异较大。$ I' {8 f) U. P5 z9 ^6 k: H# L3 E, z
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CEMS在线取样点布置偏离烟道中心,且只有一个深度的测量值,代表性较差,在脱硝实际运行中烟气流场不能做到完全分布均匀,只有单点测量的CEMS数值是造成脱硝出口NOx浓度较总排口低(即倒挂)的主要原因。
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# v7 c' ~, l+ A3)、运行控制方式, z8 ?9 C6 Q! U$ P: N3 c' }
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目前机组运行中的脱硝控制方式普遍采用脱硝出口NOx浓度为控制点来保证氮氧化物浓度排放达标,这种控制方式也会导致倒挂现象的产生。而且如果仅考虑SCR反应器出口浓度的变化,而忽略SCR反应器进口NOx浓度过高,一味将出口浓度设定偏低的话,有可能会超出催化剂的脱硝能力,容易造成喷氨过量、催化剂提前失效、空预器堵塞等。
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4解决方法% j `, K7 ? N9 B; \6 R" \
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1)、调整NOx出口测点位置,增加在线取样点,接近烟道截面中心位置有利于测量准确,根据不同机组烟道截面位置不同,不能一概而论选择定值进行在线取样点的安装。/ a6 c6 K; A# A5 d/ E6 o
4 z/ S2 q5 A& s B: h: a, b/ Y2)、定期对脱硫、脱硝的进出口NOx浓度进行比对,结合试验数据,掌握机组脱硝系统出口、总排口断面的NOx浓度分布情况,及时调整在线测点的位置或者仪表。1 `# E9 E4 ~( Q+ ~. M
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3)通过喷氨优化调整试验,修正SCR反应器出口NOx浓度值、改善NOx浓度分布均匀性,避免脱硝运行中烟气流场的不均匀分布,导致在线采样点的CEMS示值误差。; u2 @' j& t7 H3 c% d
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4)综合脱硝效率和脱硝出口NOx浓度值因素,合理调整机组脱硝装置的运行控制。来源:大唐华东电力试验研究院 作者: 赵晓阳
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