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。
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! r4 n+ Z7 [" W3 _8 t% c K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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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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$ e3 h4 |+ r; W0 k7 I$ Q2 o4 y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。: S3 ^. P# r) t2 J# l9 t' {. b
0 Y/ X! `3 Q; ~1系统概况* e/ o6 b, ^: T
- Z5 W5 L# I, b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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2系统控制遇到的主要问题
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$ Y9 s& @ Y m# Z0 B$ F1)、脱硝出口浓度分布均匀性、氨逃逸
0 I1 _1 k. a# j1 C3 z. A) Q; H; i( w v7 `6 j% d: M6 E$ Q# f- I
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。
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0 Y: Q7 x$ \, p, g5 H图1 脱硝A侧出口NOx浓度分布(570MW)5 I0 z& O0 r8 ~3 t; T0 E M3 h
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图2 脱硝A侧出口氨逃逸分布(570MW)' e+ ]/ G4 ?: I- r* C, ], E; e
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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。1 w5 P! z2 |9 e) }$ o' Y9 b
$ U% N0 e: D) i |1 _" x4 a脱硝B侧出口NOx浓度及氨逃逸分布见图3、图4。' }1 o& H9 g* V6 c
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图3 脱硝B侧出口NOx浓度分布(570MW)
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图4 脱硝B侧出口氨逃逸分布(570MW). N0 m5 l# d! V5 \; o$ y
( |* o8 B {4 _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
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% x0 s! z) E7 s% |. H3 W7 I% n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。9 T( x8 d/ V( S3 p4 K6 c( i7 z6 c$ o
6 v, U( ?. s7 z经喷氨优化调整后,空预器压差变化如图5所示。2 Z- Q. `$ ~/ Q: x( ]
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图5 空预器压差变化(2018.01.08-2018.01.19)3 J( u" T g9 L; x/ G$ `3 E/ n
, e. V& ^9 T; v) Y0 u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。0 ^' h! p9 K( l) C" t& o* i
0 S8 E! B% g0 J7 k4 o3)、倒挂6 Z' \ \& ^" E' u0 N5 T
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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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W2 ^+ N" |% k' d1 V' ?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。
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图6氮氧化物浓度分布曲线
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. s* p) u0 G! h( g& A0 v$ E3 R3 e" C3原因分析
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1)、在线表计问题4 t! |1 {' y) \, G; b
, y& ^4 D1 g9 r8 p8 H5 w' ]; D) `0 B/ `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。% b! G% f0 y- V" o
1 u! T5 c0 G6 D' g; P4 [4 C, Y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。* J) [# X I: y2 I4 y
$ v7 L5 |9 }! r! v0 S2)、脱硝出口截面NOX浓度分布均匀性差、测点布置问题
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2 F' Q2 j8 V) I$ @9 `# Y/ ?3 |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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2 H' @- ?$ D+ ]+ Y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。0 v; s. V% ^5 j) I: s% q9 t
+ ~* c- p' K1 G6 Y0 \0 O. C* X) U+ ^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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3)、运行控制方式% |; n/ k, C) m | K
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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。4 q$ W! L) ^9 P* f4 @0 W
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4解决方法+ R! @6 _% I' e# m5 o1 z% z
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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。
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( Q' ^/ e6 a, i+ \( }* \2)、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。* k/ l) C; a; a. `: d+ z8 O
* _1 V' @. f& H! B3)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。
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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2 `. m2 g [$ A& h' b
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