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    關注 | 燃煤機組SCR脫硝超低排放改造前后性能對比分析
    發布時間:2020-09-18  中國閥門信息網   閱讀數:202    

    關注 | 燃煤機組SCR脫硝超低排放改造前后性能對比分析

    摘要:對現有采用SCR工藝典型燃煤機組脫硝超低排放改造前后性能進行對比評估,可為后超低排放形勢下燃煤機組SCR煙氣脫硝裝置的高效、經濟、穩定運行提供參考及借鑒。通過跟蹤并對35個電廠81臺采用SCR煙氣脫硝工藝燃煤機組超低排放改造前后的脫硝裝置運行現狀進行對比分析,得到了脫硝效率、入出口NOx濃度及其分布、入口速度分布、氨逃逸、氨氮摩爾比、運行煙溫、溫降等脫硝裝置各方面改造前后實際運行的關鍵參數,掌握了此類機組脫硝裝置主要性能變化情況。結果表明:超低排放改造后大部分脫硝裝置整體性能有所提升,但出口NOx濃度分布均布性差、入口速度分布達不到要求、氨逃逸超標、低負荷脫硝投運煙溫低等問題日益突出,并相應提出了建議及意見。

    關鍵詞:燃煤機組;SCR;超低排放前后;均布性;性能對比

    0 引言

    氮的氧化物(NOx)是大氣污染物的重要組成之一,自2014年以來,環保壓力進一步升級,國家發改委、能源局、環保部聯合下發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》,要求所有具備改造條件的現役燃煤機組NOx質量濃度執行不高于50mg/m3(6%基準氧)的排放限值,部分省市如河北省進一步加碼要求NOx排放濃度不高于30mg/m3(6%基準氧,W型火焰鍋爐除外),比現行的100mg/m3排放標準嚴格很多(W型火焰鍋爐、循環流化床鍋爐除外)。對此,國內燃煤電廠積極響應并進行了新一輪大規模的煙氣脫硝超低排放改造,當前改造已陸續進入尾聲。

    SCR作為我國燃煤電廠煙氣脫硝主流工藝,在本輪脫硝超低排放改造技術中仍舊占據絕對主導地位。由于前期“十二五”脫硝改造工期緊、管理粗放、運維經驗不足等原因導致部分改造工程質量控制不力,部分工程實施過程中隱藏的問題已在投運后逐漸顯現,而原脫硝裝置已顯露和仍隱藏的問題尚未有效解決的情形下又迎來了此次脫硝超低排放改造,勢必會對現役機組脫硝系統造成更大的不利影響。實際上,從SCR脫硝超低排放改造后的運行情況來看,脫硝裝置改造前存在的如入口NOx濃度偏離原設計值、脫硝效率達不到設計值等問題得到一定程度的改善,但考慮到超低排放改造后更低的排放限值要求勢必會對運行調控的要求更高,氨逃逸超標引起的如空預器硫酸氫銨堵塞和催化劑失活等問題也將越發突出,同時,以往和當前仍然存在的脫硝裝置流場不均問題更多還是停留在片面的噴氨優化濃度場調整而忽視了速度場的影響,此外,低負荷脫硝投運煙溫低造成催化劑失活和影響脫硝裝置穩定達標排放等疑難問題仍未有效解決,且呈現更嚴峻發展趨勢,將對機組的安全穩定和經濟運行產生不利影響。

    為此,本文對35個電廠81臺采用SCR工藝典型燃煤機組超低排放改造前后的脫硝裝置運行現狀進行對比分析,評估脫硝系統超低排放改造前后暴露的問題,分析問題產生的深層次原因,為后煙氣超低排放形勢實際運行調整提供參考及借鑒。

    1 研究方法與內容

    本次研究針對35個電廠81臺已采用SCR工藝實現超低排放運行的燃煤機組,性能試驗測試安排在機組SCR脫硝裝置改造投運后的2~6個月內,測試時間為1~3天。測試期間除了最低負荷的SCR入口煙溫測試外,其他參數測試要求燃煤機組鍋爐處于滿負荷工況,燃用煤質、運行負荷穩定。測試參數主要包括NOx濃度及其分布均勻性、SO2濃度、O2濃度、氨逃逸濃度、煙氣溫度、煙氣流速及其分布均勻性、脫硝效率和氨氮摩爾比等,其中SO2、NOx、O2等煙氣成分濃度利用氣體分析儀在線檢測,氨逃逸濃度采用現場人工采樣實驗室分析化驗檢測,煙氣流速利用皮托管、微壓計、溫度儀等測試計算而得,NOx濃度分布和煙氣流速分布均勻性分別根據上述設備檢測結果計算其相對標準偏差來定。為了保證測試結果的準確性,采用了平行采樣平行分析的方法,參照《固定污染源中顆粒物測定與氣態污染物采樣方法》(GB /T 16157-1996)、《燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗收試驗規范》(DL /T 260-2012)等相關標準分別對機組脫硝裝置改造前和改造后進行系統的性能試驗及評估,機組情況如表1所示。需要說明的是,無煙煤一般應用于W火焰鍋爐,當前有部分W火焰鍋爐正在進行超低排放改造試點,尚未全面展開,本次研究不考慮無煙煤機組。從中可以看出本次的研究機組具有較強代表性,可有效反映當前燃煤機組SCR煙氣超低排放運行前后的真實現狀。

    表1機組情況

    2 結果與討論

    2.1 脫硝效率及入出口NOx濃度分析

    調查機組超低排放改造前和改造后的脫硝效率及其入口、出口NOx濃度實測值與設計值如圖1-圖3所示。由圖1可以看出,超低排放改造后的機組脫硝效率都有比較明顯的提升,實際脫硝效率均高于設計值,表明當前機組脫硝效率基本能夠滿足設計要求。

    圖1 超低排放改造前/改造后各機組脫硝效率

    圖2 超低排放改造前/改造后各機組脫硝裝置入口

    圖 3 超低排放改造前/改造后各機組脫硝裝置入出口 NOx 濃度

    圖4 超低排放改造前/改造后各機組脫硝裝置出口NOx濃度與脫硝效率

    濃度的增大而提高,結合圖3(a)可以看出,部分機組超低排放改造后脫硝裝置入口NOx濃度設計值較改造前有所調整,表明脫硝機組超低排放改造時對不合理的原入口NOx濃度設計值進行了優化,通過合理提高或降低設計值能使改造后脫硝運行更貼合實際運行狀況,有利于更好發揮脫硝裝置整體性能。從圖3可以看出,脫硝裝置入出口濃度基本都能控制在設計值范圍內,結合圖1和圖4還可以發現,超低排放改造后脫硝裝置出口NOx濃度控制較改造前有明顯的收斂,基本控制在20~50mg/m3,但各機組彼此之間差距仍然較大,不少機組為了提高脫硝效率將出口NOx濃度控制在較低的排放水平,這將會導致噴氨量加大增加運行成本的同時還會造成硫酸氫銨加劇生成影響催化劑性能以及對下游設備產生不利風險。為此,應當合理調整運行控制方式、優化噴氨系統,將出口NOx濃度壓線運行或低于排放限值5~10mg/m3運行。

    2.2 SCR入出口NOx濃度均勻性分析

    由圖5(a)可知,SCR脫硝裝置超低排放改造前和改造后的入口NOx濃度分布偏差不大,基本能夠控制在10%以下,且改造后脫硝裝置A、B兩側入口之間偏差較改造前略小,但二者整體偏差均不大,表明超低排放改造前和改造后的SCR入口NOx濃度分布較為均為。而由圖5(b)可知,SCR脫硝裝置超低排放改造前的出口NOx濃度分布偏差基本在5%~30%,個別達到60%以上,而改造 后 的 出 口 NOx濃 度 分 布 偏 差 基 本 在20%~60%,個別能達到80%以上,其中部分機組由于改造前入口NOx濃度設計值偏高、出口NOx濃度實測值較低,導致改造后其出口NOx濃度分布偏差有所降低,整體而言改造后的出口NOx濃度分布偏差普遍高于改造前,且改造后脫硝裝置A、B兩側出口之間偏差也更明顯。同時由圖6可知,SCR出口NOx濃度分布偏差與氨逃逸存在一定相關性,偏差越大氨逃逸也越容易超標,且超低排放改造后這一現象更加明顯。這表明實施超低排放改造后脫硝裝置出口NOx濃度分布更加不均勻,分析其原因,一方面是因為更低的排放限值對運行調整的要求更高、控制難度更大,另一方面則是因為超低排放對脫硝裝置流場改造均勻性認識不足、改造措施有限甚至認為脫硝超低排放改造就是新增或更換催化劑。為此需要提高認識,提升運行調控水平,加強噴氨優化調整,必要時根據機組自身實際情況開展精準噴氨或智能噴氨改造工作,此外要特別注意噴氨噴嘴磨損堵塞、供氨閥門調節特性、導流混合裝置調整、催化劑活性等脫硝關鍵設施的檢修運維工作。

    圖5 超低排放改造前/改造后各機組脫硝入出口NOx濃度分布

    圖 6 超低排放改造前/改造后各機組脫硝出口 NOx濃度分布與氨逃逸

    2.3 SCR入口煙氣速度均勻性分析

    由圖7可知,不同機組超低排放改造前和改造后的SCR入口煙氣流速相對標準偏差情況差異較大,有改造后偏差明顯降低的,也有改造后偏差反而更大的,但整體上約70%的機組改造前和改造后SCR入口煙氣流速偏差均在15%以上,約30%的機組改造前和25%的機組改造后偏差均在25%以上。由圖8可知,SCR入口煙氣流速相對標準偏差與氨逃逸存在一定相關性,結合圖5、圖7可以發現,噴氨格柵上游的原煙氣NOx濃度分布相對比較均勻,但煙氣速度分布則不再均勻。這表明改造后SCR入口煙氣流速偏差較改造前雖然有了一定程度的改善,但流速不均問題仍然非常突出,特別是超低排放改造后對SCR入口煙氣流速偏差要求更高,而超低排放實際改造過程中對脫硝裝置流場優化工作并未有效開展,該問題沒有得到根本性解決。針對此問題,有必要根據電廠實際情況對脫硝裝置開展現場冷態流場摸底試驗和數值模擬相結合工作,重點關注噴氨裝置上游和催化劑上游煙氣速度分布,通過調整或增設導流板、整流裝置、布置合適靜態混合器、混裝不同孔隙、不同型式催化劑等方式來重新校核與優化流場。

    圖7 超低排放改造前/改造后各機組脫硝入口速度分布

    圖8 超低排放改造前/改造后各機組脫硝入口煙氣速度分布與氨逃逸

    2.4 氨逃逸、氨氮摩爾比及流場均勻性分析

    氨逃逸、氨氮摩爾比和流場均勻性是反應脫硝裝置性能水平的關鍵參數,圖9中可以看出超低排放改造前和改造后分別約有48%、21%的機組氨逃逸濃度超出原SCR脫硝系統設計值,圖10可以發現超低排放改造后氨逃逸與SCR出口NOx濃度和入口煙氣速度分布相對標準偏差相關性更加緊密,這主要是因為超低排放改造前期脫硝管理方式較為粗放,對氨逃逸、氨氮摩爾比和流場均勻性控制意識不強,超低排放改造后對氨逃逸、氨氮摩爾比和流場均勻性控制雖然得到一定程度改善但仍難有效控制氨逃逸超標。結合圖1和圖5還可以看出,脫硝效率要求越高、濃度場均勻性越差的機組氨逃逸濃度超標情況越明顯,這主要是因為超低排放改造形勢下流場均勻性要求嚴格、NOx低濃度數據調控困難、負荷多變引起的NOx濃度波動大導致氨逃逸全部或局部超標,同時氨逃逸濃度在線表計監測不準、脫硝效率控制不合理、催化劑壽命管理不重視也給氨逃逸和氨氮摩爾比控制增加難度,為此在實際運行時可通過低氮燃燒優化調整,定期或不定期開展噴氨優化試驗,必要時根據具體機組自身特點,進行精準噴氨或智能噴氨改造工作,同時還應關注催化劑全壽命管理,定期對運行中催化劑檢測評估。

    圖9 超低排放改造前/改造后各機組脫硝出口氨逃逸濃度

    圖 10 超低排放改造前/改造后各機組氨逃逸與出口 NOx 濃度分布及入口煙氣流速分布

    2.5 煙溫分析

    SCR 脫硝催化劑對運行溫度有一定要求,煙溫高于最高連續運行煙溫或低于最低連續運行煙溫均會造成催化劑失活。由圖11(a)可以看出,整體上機組脫硝系統超低排放改造前和改造后在滿負荷工況時設計煙溫與實際煙溫偏差不大,基本都在320~420℃之間,滿足SCR脫硝催化劑運行煙溫要求。但由圖11(b)可以看出最低負荷工況下存在著部分機組SCR脫硝裝置入口煙溫低于最低連續運行煙溫問題,且改造后這一現象更加明顯,同時由圖11(b)還可以發現超低排放改造后的最低連續運行煙溫設計值普遍在300~320℃,基本低于改造前設計值(320℃)。這主要是因為當前國內燃煤機組負荷調度、調峰頻繁,部分電廠為應對低負荷煙溫過低導致脫硝退出而采取了調低最低連續運行煙溫設計值方式,對此必須注意要科學理性對待,一方面催化劑潛能實際上會在最低連續運行煙溫上留有一定裕度,但另一方面超低排放改造后脫硝效率的提升必不可免會導致氨氮摩爾比的增大,進而導致NH3濃度提高,即同一電廠煤質不變情況下超低排放改造后最低連續運行煙溫會提高。各電廠必須結合自身實際情況合理設置最低連續運行煙溫,必要時可采取省煤器煙氣旁路、省煤器分級改造等技改方式。

    圖11 超低排放改造前/改造后各機組脫硝入口煙溫

    2.6 煙溫降分析

    SCR脫硝系統煙溫降一般要求控制在3℃以內,由圖12可以看出約22%的機組超低排放改造前SCR脫硝系統煙溫降超出原設計值,超低排放改造后這一比例達到了約36%,部分機組甚至超過原設計值2~5倍,這主要是因為脫硝系統煙溫降未被重視,超低排放改造過程中對脫硝系統保溫裝置維護不到位。根據《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》要求,燃煤機組全面實施超低排放改造后所有現役電廠每千瓦時平均煤耗低于310g[3],脫硝系統節能降耗關鍵點相對有限,煙溫降作為脫硝系統為數不多的節能降耗關鍵點,容易被忽視,特別是煙溫降明顯高于設計值的電廠需引起高度重視,應在機組檢修時加強對SCR脫硝系統的保溫防護。

    圖12 超低排放改造前/改造后各機組脫硝系統溫降

    3 結論

    本文通過對我國現有采用SCR工藝典型燃煤機組超低排放改造前和改造后的脫硝設施運行性能進行對比評估,得到脫硝效率、入出口NOx濃度及其分布、入口速度分布、氨逃逸、氨氮摩爾比、運行煙溫、溫降等脫硝裝置改造前后實際運行的關鍵參數,對比研究結果顯示:(1)超低排放改造后大部分脫硝裝置整體性能得到提升,超低排放改造后出口NOx濃度分布偏差基本在20%~60%且脫硝裝置A、B兩側出口之間偏差更明顯;

    (2)約70%的機組改造前和改造后SCR入口煙氣流速偏差均在15%以上,約30%的機組改造前和25%的機組改造后偏差均在25%以上;

    (3)超低排放改造前和改造后分別約有48%、21%的機組氨逃逸濃度超出原SCR脫硝系統設計值,同時出口NOx濃度和入口煙氣速度分布偏差與氨逃逸存在一定相關性,其中出口NOx濃度分布偏差越大氨逃逸越容易超標;

    (4)部分機組SCR脫硝裝置入口煙溫低于最低連續運行煙溫問題且改造后這一現象更加明顯;22%的機組超低排放改造前SCR脫硝系統溫降超出原設計值,改造后這一比例達到了約36%。

    這些表明當前國內燃煤機組出口NOx濃度分布均勻性差、入口煙氣速度分布偏差達不到要求、氨逃逸超標、低負荷脫硝投運煙溫低等問題日益突出,針對這些問題建議采取的解決措施主要有:

    (1)合理調整運行控制方式、優化噴氨系統,將出口NOx濃度壓線運行或低于排放限值5~10mg/m3運行;

    (2)優化低氮燃燒調整,定期或不定期開展噴氨優化試驗,必要時根據機組自身實際情況開展精準噴氨或智能噴氨改造工作;

    (3)根據電廠實際情況對脫硝裝置開展現場冷態流場摸底試驗和數值模擬相結合工作,重點關注噴氨裝置上游和催化劑上游煙氣速度分布,重新校核與優化流場;

    (4)重視催化劑全壽命管理工作,定期對運行中催化劑檢測評估;

    (5)合理設置脫硝最低連續運行煙溫,加強脫硝系統溫降防護、設備及儀表維護力度,提高運維管理水平。 

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