300 MW無煙煤鍋爐選擇性催化還原系統(tǒng)積灰原因分析

樊 勝, 程智海

(1.華電大方發(fā)電有限公司, 貴州 畢節(jié) 551600; 2.上海電力學(xué)院, 上海 200090)

無煙煤由于揮發(fā)分含量低,著火溫度高,故在鍋爐設(shè)計過程中都采用了相對較高的爐膛斷面熱負荷和較高的燃燒溫度。為進一步減少著火區(qū)域的熱量散失,提高燃燒溫度,很多無煙煤鍋爐都在著火區(qū)域設(shè)計了衛(wèi)燃帶。W火焰鍋爐由于其獨特的鍋爐設(shè)計結(jié)構(gòu)以及在燃燒無煙煤方面體現(xiàn)出的優(yōu)勢,成為了無煙煤鍋爐的首選爐型[1]。目前投運及在建的W火焰鍋爐總數(shù)超過100臺,其中多數(shù)鍋爐都存在選擇性催化還原(Selective Catalytic Reduction,SCR)系統(tǒng)入口NOx濃度偏高,導(dǎo)致噴氨量偏大,引起SCR系統(tǒng)以及空氣預(yù)熱器堵塞等問題。SCR系統(tǒng)和空氣預(yù)熱器堵塞的問題已經(jīng)成為無煙煤鍋爐運行中面臨的共性問題[2]。本文從某300 MW鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)存在的問題入手,分析問題產(chǎn)生的原因并提出了優(yōu)化改造的方案。

1 運行中存在的問題

本項目配備東方鍋爐廠設(shè)計生產(chǎn)的亞臨界壓力、一次中間再熱、自然循環(huán)鍋爐,固態(tài)排渣,屬W形火焰鍋爐。燃用貴州無煙煤,設(shè)計煤種干燥無灰基揮發(fā)分為8.43%,收到基灰分為29.65%,低位發(fā)熱量為20.24 MJ/kg,SCR系統(tǒng)設(shè)計入口NOx濃度為800 mg/m3,設(shè)計出口NOx濃度小于200 mg/m3。催化劑為蜂窩式催化劑,采用3+1層設(shè)計方案。

脫硝系統(tǒng)改造完成后,運行時間不到1年,出現(xiàn)SCR系統(tǒng)差壓顯著增高,SCR噴氨量增大,SCR出口NOx排放濃度控制難度增加,甚至出現(xiàn)因NOx排放濃度超標限制機組負荷的情況。停機檢查發(fā)現(xiàn),在SCR系統(tǒng)噴氨格柵、煙道導(dǎo)流板位置出現(xiàn)了嚴重的積灰和堵塞現(xiàn)象,部分催化劑磨損嚴重。

2 運行分析

2.1 灰特性分析

停機后對煙道內(nèi)殘留的灰樣進行了取樣分析,結(jié)果顯示,灰樣中堿金屬氧化物含量較高,且實際灰樣中堿金屬的含量較設(shè)計煤種偏高很多。表1是設(shè)計煤種和實際灰樣成分的分析結(jié)果。由表1可知,無論是設(shè)計煤種還是實際灰樣的堿金屬當(dāng)量均屬于“嚴重沾污”等級;灰成分黏性較大是脫硝系統(tǒng)發(fā)生堵塞問題的基本原因之一[3]。

表2是停機后對省煤器、噴氨格柵和反應(yīng)器入口煙道等位置灰樣的細度分析結(jié)果。由表2可知,各位置灰樣中小于100 μm灰顆粒的比例均大于94%,較設(shè)計方案中小于100 μm灰分比例為67%的標準大幅度偏高。由此表明,隨著灰分細度的升高,灰顆粒的黏著力升高,煙道及系統(tǒng)發(fā)生堵塞的概率就會增加。

表1 設(shè)計煤種與實際灰樣成分分析比較

表2 不同位置灰分細度分析結(jié)果 %

從電廠日常的煤粉細度分析結(jié)果統(tǒng)計可知,磨煤機出口煤粉細度R90一般在5%～8%之間變化,鍋爐設(shè)計煤粉細度R90小于8%。也就是說,正常運行過程中煙道內(nèi)灰分中小于100 μm顆粒的比例大于95%屬于正常范圍。設(shè)計方案中小于100 μm灰顆粒的比例小于67%的選型標準顯然不合理。基于設(shè)計方案中灰粒尺寸的標準,本項目選取蜂窩式催化劑加重了催化劑發(fā)生積灰和堵塞的風(fēng)險。因此,設(shè)計參數(shù)選取和催化劑選型不合理是造成催化劑層積灰及堵塞的主要原因之一[4]。

2.2 脫硝系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

為減小脫硝系統(tǒng)的流場偏差,提高流動均勻性,設(shè)計過程中對脫硝系統(tǒng)進行了詳細的數(shù)值模擬,經(jīng)過反復(fù)優(yōu)化和調(diào)整,得到了優(yōu)化的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)參數(shù)、導(dǎo)葉布置方式及相關(guān)的技術(shù)指標。圖1和圖2是最終優(yōu)化方案的系統(tǒng)流線分布圖和催化劑表面速度云圖。

模擬結(jié)果顯示,第一層催化劑在發(fā)生導(dǎo)流板部分積灰的情況下,來流速度與豎直方向夾角仍可滿足小于10°的技術(shù)要求。第一層催化劑入口截面速度分布的相對標準差為6.0%,滿足技術(shù)指標小于15%的要求。物理模型的積灰試驗結(jié)果顯示:50%～100%負荷范圍內(nèi),水平導(dǎo)流板無積灰時,飛灰在催化劑表面的分布基本均勻;水平導(dǎo)流板積灰后,飛灰有向催化劑后部運動的趨勢。

圖1 SCR優(yōu)化系統(tǒng)的流線分布

圖2 催化劑表面速度云圖

從設(shè)計角度來說,脫硝系統(tǒng)的流場結(jié)構(gòu)均已達到較高的設(shè)計水平,但在現(xiàn)場實施過程中,脫硝系統(tǒng)水平煙道入口彎頭的結(jié)構(gòu)并未采用模擬計算時的圓弧彎頭,而是采用了直角彎頭加傾斜導(dǎo)流板的結(jié)構(gòu)形式。噴氨格柵入口煙道導(dǎo)流板結(jié)構(gòu)也與設(shè)計形式有所差別。

根據(jù)現(xiàn)場實際安裝重新進行的數(shù)值模擬結(jié)果顯示,噴氨格柵下游速度分布呈現(xiàn)內(nèi)高外低的特點,內(nèi)側(cè)最高速度達19 m/s,最低速度僅為1 m/s,標準速度偏差達56.90%,遠大于設(shè)計標準的15%。流場嚴重不均,致使噴氨均勻性嚴重偏離設(shè)計標準。因此,脫硝系統(tǒng)實際安裝結(jié)構(gòu)和系統(tǒng)設(shè)計結(jié)構(gòu)不一致是導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)產(chǎn)生流場偏差,引起脫硝系統(tǒng)產(chǎn)生嚴重堵塞的根本原因。

圖3為實際條件下SCR系統(tǒng)流場模擬速度分布示意。

圖3 實際條件下SCR系統(tǒng)流場模擬速度分布

2.3 運行維護

2.3.1 機組負荷的影響

圖4是不同季節(jié)和不同負荷下SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度的統(tǒng)計結(jié)果。

圖4 不同季節(jié)和不同負荷下SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度統(tǒng)計結(jié)果

由圖4可以看出,夏季機組煙氣溫度偏高,即使在150 MW負荷情況下,SCR系統(tǒng)入口溫度也可以達到330 ℃以上,完全滿足系統(tǒng)的噴氨溫度要求。但在冬季,煙氣溫度相對較低,在250 MW負荷時,SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度已降至330 ℃左右,當(dāng)機組負荷降至150 MW時,SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度降至310 ℃以下。隨著煙氣溫度的降低,催化劑的反應(yīng)效率也有所下降,維持相同脫硝效率需要的噴氨量增加。當(dāng)局部噴氨過剩較多、流場分布不均時,過剩的氨氣容易與煙氣中的SO2在催化作用下形成NH4HSO4[5]。由于NH4HSO4具有極強的黏性,很容易導(dǎo)致煙氣中的灰粒粘結(jié)成塊,造成系統(tǒng)堵塞,甚至還會連帶產(chǎn)生空預(yù)器的堵塞問題。由此可知,冬季鍋爐煙氣溫度偏低也是造成SCR系統(tǒng)堵塞加重的原因之一。

2.3.2 氨逃逸計算分析

表3是停機后對不同位置灰樣中SO3和NH4濃度的化驗分析結(jié)果。

表3 不同位置灰樣中SO3和NH4濃度分析

由表3可知,在不同位置出現(xiàn)了SO3和NH4大幅度偏高的問題,尤其是噴氨格柵位置灰樣中NH4濃度達到約300 mg/kg。在運行過程中,在線煙氣氨逃逸儀表的測量數(shù)值應(yīng)均小于5×10-6,但通過數(shù)值計算得到的氨逃逸水平遠大于實際的測量結(jié)果。

NO和NO2在SCR系統(tǒng)中反應(yīng)過程的基本方程式如下

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

(1)

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

(2)

由式(1)和式(2)可知,NO與NH3進行反應(yīng)的摩爾濃度比為1∶1,NO2與NH3進行反應(yīng)的摩爾濃度比為1∶2,故氨消耗量的計算式為

(3)

(4)

(5)

(6)

式中:qmNH3——純氨的小時耗量,kg/h;

M——氨與SCR系統(tǒng)反應(yīng)器入口NOx的摩爾比(考慮實際脫硝效率及氨逃逸后的氨消耗量與100%脫硝效率時理論氨消耗量的比值);

CNO,CNOx,CO2——反應(yīng)器入口煙氣中NO,NOx,O2的質(zhì)量濃度,mg/m3(標準狀態(tài),實際含氧量下的干煙氣);

qVg——SCR系統(tǒng)反應(yīng)器入口的煙氣流量,m3/h(標準狀態(tài),實際含氧量下的濕煙氣);

α——運行實測氧量,%;

CH2O——實際煙氣中水蒸氣的體積分數(shù),%;

γa——氨逃逸率,10-6;

ηNOx——脫硝效率,%;

CNOx(@6%O2)——標準狀態(tài),6%含氧量下的干煙氣。

由此可計算得到理論氨耗量,再根據(jù)實際氨耗量和理論氨耗量的差值,以及煙氣量,就可以計算得到煙氣中的氨逃逸濃度。在上述計算過程中,SCR系統(tǒng)入口煙氣流量、O2和NOx濃度均采用現(xiàn)場環(huán)保系統(tǒng)的監(jiān)測數(shù)值,SCR系統(tǒng)噴氨量以現(xiàn)場控制系統(tǒng)測量得到的氨氣流量作為計算數(shù)值。圖5是在不同負荷下,氨逃逸濃度的在線儀表測量值與計算結(jié)果的對比。

圖5 氨逃逸濃度的在線儀表測量值與計算結(jié)果比較

由圖5可知,氨逃逸濃度遠遠大于在線儀表的測量結(jié)果,尤其是在變負荷過程中。雖然在線儀表測量的氨逃逸濃度依然在設(shè)計范圍內(nèi),但是根據(jù)理論計算得到的氨逃逸濃度最高可以達到1.0×10-4以上。因此,在變負荷過程中,氨逃逸濃度嚴重超標是造成SCR系統(tǒng)和空預(yù)器堵塞的另一個重要原因[6]。

然而在變負荷過程中,氨逃逸濃度大幅度升高與脫硝系統(tǒng)的運行方式有直接的關(guān)系。SCR系統(tǒng)噴氨量的控制由運行人員根據(jù)SCR系統(tǒng)入口NOx濃度的變化趨勢,在環(huán)?？刂剖疫M行控制。在負荷變化過程中,由于SCR系統(tǒng)反應(yīng)器具有一定的反應(yīng)滯后時間,為了防止NOx排放濃度超標,運行人員往往采取過噴的方式進行控制,由此會造成噴氨量的波動較大以及煙氣中氨逃逸濃度的增加。

3 優(yōu)化改造和效果

針對SCR系統(tǒng)在設(shè)計、運行、工藝及控制流程方面存在的問題,電廠進行了綜合改造和優(yōu)化,具體內(nèi)容如下。

(1) 將原有催化劑型式由蜂窩式改造為板式,并根據(jù)實際灰分的性質(zhì)適當(dāng)增加了板間距。

(2) 對SCR系統(tǒng)入口煙道和反應(yīng)器入口煙道導(dǎo)流板的結(jié)構(gòu)進行了優(yōu)化改造,并在SCR系統(tǒng)入口煙道加裝煙氣混合器,提高了噴氨格柵入口煙氣的均勻性。

(3) 在保證鍋爐燃燒經(jīng)濟性穩(wěn)定的情況下,適當(dāng)降低磨煤機出口煤粉細度,將磨煤機動態(tài)分離器轉(zhuǎn)速平均降低10～20 r/min,煤粉細度R90的控制范圍由8%調(diào)整為10%。

(4) 通過燃燒優(yōu)化來提高火焰中心高度和給水溫度,并盡量提高低負荷時SCR系統(tǒng)入口煙氣溫度。

(5) 加強主控制室運行人員和環(huán)保集控室運行人員的相互溝通,并通過對脫硝系統(tǒng)的優(yōu)化控制,減少了噴氨調(diào)門在變負荷過程中的過噴。

通過上述優(yōu)化改造措施,SCR系統(tǒng)在之后的1年多運行時間內(nèi)未發(fā)生嚴重的堵塞問題,整體運行狀態(tài)保持穩(wěn)定。

4 結(jié) 語

燃用無煙煤鍋爐SCR系統(tǒng)由于煤粉細度較高,不適合采用蜂窩式催化劑,應(yīng)采用板式催化劑,并要根據(jù)灰顆粒的性能指標適當(dāng)調(diào)整板間距離;SCR系統(tǒng)應(yīng)盡可能采用圓弧彎頭,采用直角彎頭會引起比較大的流場偏差,造成噴氨均勻性下降;入口煙道混合器對減少SCR系統(tǒng)流場偏差具有顯著作用;在SCR系統(tǒng)運行過程中,應(yīng)注意利用系統(tǒng)參數(shù)計算的方法對煙氣中的氨逃逸濃度進行校驗和監(jiān)督,防止由于表計指示異常造成噴氨過量而引起的系統(tǒng)堵塞。

參考文獻：

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