650MW機組脫硝分區噴氨技術應用
摘 要：SCR,即選擇性催化還原技術，是當前主流的脫硝技術手段。與其它鍋爐煙氣脫硝技術相比具有脫硝效率高的特點，一般可達80%～90%以上。技術相對成熟，二次污染小。缺陷是關鍵技術難度大，無法同時進行脫硫，且煙氣易結露腐蝕設備和管道。技術路線是高溫催化作用下，利用還原劑（NH3、液氨、尿素等）“有選擇性”地與煙氣中的氮氧化物反應并生成無毒無污染的氮氣和水。該技術最初興起于美國，日本等國家。在我國興起較晚，應用過程中問題不斷。以某650MW機組為例，本文分析了脫硝過程存在的取樣不準，噴氨量不可控，閥門老舊等問題進行了技術改造，取得了可喜成果。
關鍵詞：脫硝;SCR;取樣;
1 SCR脫硝技術應用概況
隨著國家加強對大氣環境治理力度的加強，全國各地都在開展鍋爐發電機組相關技術改造。改造后初期效果顯著，然而隨著改造技術的應用，后期也會面臨諸多問題。以某發電公司2臺650MW超臨界機組中1#機組為例。對此臺機組完成了超低排放改造，目前主要污染物排放指標為氮氧化物不大于50mg/Nm3、二氧化硫不大于35mg/Nm3、煙塵小于10mg/Nm3，各污染物排放均滿足當前國家超低排放限值的要求。不過經過一段時間運行后，脫硝系統的一些問題逐漸凸顯，如：（1)SCR氨逃逸明顯偏大且監測不準確，導致下游設備空預器壓差增大，空預器堵塞較嚴重，影響機組安全穩定運行；（2)SCR出口監測點與機組煙氣總排放口監測點間的監測數據存在較大差異，尤其是氮氧化物濃度值差異較大，兩個測點間的數據一致性差，現有SCR出口測點的氮氧化物濃度不能真實反映脫硝的實際情況；（3)SCR反應器噴氨支管閥門開度很少進行調節，調節沒有監測依據，反應器內部催化劑層各個分區的脫硝效率、堵塞狀況不清楚，局部氨逃逸嚴重，造成空預器堵塞。
2 1#650MW機組排放點監測
某發電公司兩臺發電機組采用選擇性催化還原（SCR）工藝。SCR反應器布置在鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，催化劑選用蜂窩式，采用2+1層布置。在正常負荷范圍內煙氣脫硝效率均不低于80%。液氨由液氨蒸發系統通過管道與各個機組SCR連接。系統由脫硝劑供應、脫硝反應兩個區構成。為了深入了解脫硝工藝存在問題，在脫硝煙道進、出口兩側各增加一套NOx/O2濃度全截面取樣裝置，更換取樣管線及取樣探頭，利舊原CEMS煙氣分析儀，取代原系統單點取樣裝置。增設同步取樣巡測裝置，新增NOx/O2雙通道快速測量儀表，氨逃逸表移位利舊。為噴氨總閥控制優化提供準確、可靠的數據基礎。
圖1 SCR出口NOx/O2/NH3濃度測量層示意圖
3 外掛控制系統
控制模塊作為脫硝噴氨優化控制系統的大腦，保證SCR出口NOx/O2/NH3濃度巡測模塊和分區噴氨管路模塊協調工作。控制模塊以分散控制系統為硬件平臺搭建，作為原DCS的外掛系統，與原DCS實時通訊，從而構建完整的脫硝噴氨優化控制系統。
4 噴氨格柵分區改造
改造噴氨格柵是為了將脫硝劑分區，調節各區域配比。分別對原1組或2組噴氨支管改為5分區，并在分區管上安裝有分區自動調節閥，根據新增外掛控制系統的指令控制各分區的噴氨量配比。改造后脫硝A、B側出口的NOx不均勻系數均在20%以內；平均氨逃逸率1.77ppm；改造后脫硝裝置阻力增加50Pa以內；經過第三方測試評估，氨耗量比改造前減少了約10～15%。極大的提高了脫硝系統的自動化水平，總排口NOx排放超過95%的時間與設定值偏差<10mg/Nm3，超過80%的時間與設定值偏差<5mg/Nm3，運行人員將NOx總排口目標值設定到42mg/Nm3的高位也可以放心的將脫硝噴氨投自動，不需要隨時監視NOx排放指標，降低了運行人員的工作強度。基本實現精準噴氨。
機組正常運行工況下，分區噴氨控制投運可以在絕大部分時間里將SCR出口NOx分布不均勻系數控制在0.2以內，平均值為0.16，僅在機組負荷大幅度變化，SCR入口NOx快速波動的情況下會超過0.2，并在幾個周期的調整后恢復到0.2以下。
圖2的SCR出口NOx分布不均勻系數在0.16的典型工況為例，同一截面的NOx分布最大值為51.56 mg/m3，最小值為31.14 mg/m3，平均值為40.73mg/m3，不存在明顯過噴氨和欠噴氨的區域，可有效抑制過噴導致的氨逃逸過大和欠噴導致的平均濃度過大。
5 脫硝出口性能測試孔煙氣實際測量結果
脫硝出口煙道設置有9個性能測試孔，依次編上號碼(從外側向內依次編號為第1、2、3、4、5、6、7、8、9孔)，每個測孔布置一根取樣管，逐個測點采樣。
圖2 不均勻系數為0.16時典型NOx分布圖
#1機組330MW、490MW、630MW不同負荷下NOx和O2各點濃度測量結果見表1～3，氨逃逸濃度測量結果見表4。
表1#1脫硝裝置330MW負荷脫硝出口煙氣組分濃度表
6 結論
6.1 經濟效益
由于脫硝入口NOx分布不均勻，傳統的噴氨方式只能根據脫硝進出口的NOx濃度差異確定噴氨總量，無法做到根據脫硝系統內NOx不均勻的情況有針對性噴氨，保證NOx濃度高的區域多噴氨，NOx濃度低的區域少噴氨。因此，整個噴氨格柵噴氨量相同的控制方式就會導致入口NOx濃度高的區域，出口NOx濃度也高，氨逃逸率低；入口NOx濃度低的區域，出口NOx濃度也低，氨逃逸率極高（由于脫硝效率有極限，所以NOx不可能降低到零，導致大量噴入的氨不會被反應，氨逃逸率極高）。脫硝的氨逃逸會與煙氣中的SO3和水生成硫酸氫銨，硫酸氫銨在146℃～207℃之間是粘稠的液態，該溫度剛好處于空預器低溫段的工作溫度區間，因此，過量的氨逃逸會在空預器低溫段內生成黏性硫酸氫銨，沉積在蓄熱元件表面，并與煙氣中的灰結合，形成積灰板結，堵塞空預器蓄熱元件的流道，導致空預器阻力增大。空預器阻力增大首先會導致三大風機所需壓頭增加，即三大風機的電耗會增加。據測算，2臺600MW機組，空預器阻力每增加100Pa，三大風機電耗增加115.9kW，根據改造前空預器阻力最大增加接近2kPa，若按噴氨優化可使空預器阻力平均減小400Pa估算，該項的經濟效益約為96.4萬元/年。
表2#1脫硝裝置490MW負荷脫硝出口煙氣組分濃度表
表3#1脫硝裝置630MW負荷脫硝出口煙氣組分濃度表
6.2 安全效益
由于傳統噴氨手段常常會引起過量噴氨，導致生成大量的黏性硫酸氫銨，與煙氣中的灰一起沉積在蓄熱元件表面，導致空預器阻力增大。空預器阻力持續增大會導致各種安全風險。送風機出口額定全壓通常不高，空預器阻力上升會導致送、引風機壓頭不夠，引起送、引風機出力不足。一般送、引風機均為軸流式風機，空預器阻力嚴重增大甚至會導致風機出現失速、喘振等問題，引起風機葉片損傷。對于送風機，空預器阻力增加會使二次風量減小，導致鍋爐爐膛氧量降低，易引發鍋爐結焦、效率下降等問題，影響鍋爐的安全性，甚至導致爆管停機。同時，在回轉式空預器中，往往堵塞并不是發生在所有的蓄熱元件上，導致空預器的阻力會出現波動，引起一次風機、送風機和引風機的壓力擺動，以及鍋爐爐膛負壓的波動。鍋爐正常運行時應保持微負壓，一旦爐膛負壓波動過大，將會嚴重影響機組的運行安全性。噴氨優化改造可以很大程度上避免因空預器導致的以上問題的發生，提高鍋爐燃燒穩定性和設備運行安全性。噴氨優化還減少了過量噴氨的發生，防止因過量噴氨導致催化劑微孔堵塞引起的失活，避免機組因脫硝不達標導致降負荷或停機。
表4 #1機組脫硝裝置逃逸質量濃度試驗結果
6.3 環保效益
在環保效益方面，過量噴氨往往會導致排放的煙氣中銨鹽的濃度增加，而銨鹽正是大氣中PM2.5的主要組成成分之一。隨著大氣污染物中PM2.5越來越受重視，控制氨逃逸也逐漸變成一個重要的課題。在氮氧化物排放達標的前提下，減少氨逃逸，有助于減輕大氣污染，塑造良好的企業形象。另一方面，硫酸氫銨的沉積主要是發生在空預器冷端，但隨著機組排煙溫度變化，部分硫酸氫銨也會在電除塵陰極線上沉積，導致陰極線肥大，影響除塵效率。同時，噴氨優化降低了排煙溫度，降低了除塵器區域煙氣的流速，也可提高除塵效率，有助于避免排放粉塵濃度超標。
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