脱硝优化（共7篇）
脱硝优化 篇1
随着国家越来越严格的环境保护法律、法规和标准执法的增加, 对采用可控硅脱硝系统在确保电厂烟气排放标准的前提下, 同时提高脱硝系统操作运行的连续性、可靠性以及经济实惠, 如何准确和经济优化脱硝系统具有一定的研究价值。
一、脱硝系统工艺原理
脱硝技术主要采用选择性催化还原的方法, 其主要发生在反应器中的催化剂、氨、和烟气在催化剂的作用下产生反应, 从而中和了氮氧化物。混合气体由于受到催化剂的作用, 与烟气混合后进入SCR反应器, SCR反应器操作温度可在310℃~410℃的范围, SCR反应器的位置位于省煤器和空气预热器之间, 而在进口和出口处均标有SCR反应器的温度测量, 在310℃~410℃温度范围内, 控制系统会自动报警并停止氨的供给。脱硝反应生成的水和氮烟雾进入空气预热器。
吹灰器过热蒸汽吹扫介质SCR反应器、脱硝设备使用rake风设备。设定清晰的频率根据操作的经验, 通常3次/天或根据反应器催化剂前后压差的变化控制。用液氨还原剂气体 (氨) 脱硝装置。氨供应系统由液氨、氨水箱卸料压缩机、液氨泵、液氨蒸发罐, 氨吸收罐、污水池、污水泵系统提供的使用氨脱硝反应。烟气脱硝技术可以达到超过90%的脱硝效率最高, 其方法也是最成熟、最可靠的一种脱硝方法。在保证可控硅脱硝效率和氨的逃逸率和二氧化硫得以转换, 从而确保安全连续运行的可控硅系统。确保烟气流动的均匀性, 烟气中氮氧化物和氨的混合以及烟气温度场的均匀性是脱硝性能的关键, 也是设计的重点因素。
二、烟气脱硝系统的技术特点
洞察催化剂性质, 根据不同的工程选择合适的催化剂, 包括波纹板式、蜂窝板式等等, 不受制于一个物种或制造商的催化剂, 并通过优化参数, 减少催化剂粉尘的风险, 保持一个较低的压力降。同时结合催化剂厂家可以给业主提供催化剂管理经验, 从而更加便于业主管理催化剂。同时与国外最专业的制造商合作, 通过流场模拟使用的物理模型和数学模型技术, 精心设计和安排的可控硅系统烟气, 喷氨格栅、静态混合器等等, 使烟气温度和速度分布在均相催化剂, 烟气中氮氧化物和氨混合均匀, 可以促使最有效的催化剂的使用, 最大程度减少氨的消费, 减少灰尘可控硅系统, 并保持较低的可控硅系统烟气压力降。
三、脱硝系统工艺技术优化方案
目前使用在大型燃煤发电机组一般都是使用原始容克式空气预热器对锅炉进行加热的, 因为硫酸氢铵的初始生成温度始终都是高于空预器的烟气温度, 从而使得空气预热器的金属部发生腐蚀现象, 最终导致空气预热器的压降上升而导致热效率较低的现象, 使空气预热器的安全产生隐患。目前用于火力发电厂锅炉SCR烟气脱硝系统的氨喷射技术主要有三种方法: (1) 线性控制注射氨格栅技术 (2) 涡流式静态混合注射技术; (3) 注入电网分区控制氨型技术。在技术使用当中对可控硅脱硝系统仍有缺陷在某种程度上和存在氨逃逸问题。为了减少SCR脱硝系统的氨气逃逸量, 我们必须使氨在烟气脱硝系统脱硝反应器中与NO在脱硝反应器内呈现不同对应分布, 基于测试可以用于上述三种不同氨优化调整方案。
在SCR脱硝系统出口NO的分配不均匀度程度是否小于25%作为优化调整指数, 根据脱硝系统出口NO分布情况调整氨的分布, 可以实现脱硝系统优化, 以减少氨逃逸量脱硝系统。然后采用不同的脱硝系统, 其优化的结果是完全不同的, 从本质上说, 效果最显著的是分布控制喷氨技术, 紧随其后的是线性控制喷氨网格技术, 最后一般的就是涡流式混合动力技术。
根据我国针对电厂空气污染物排放标准, 燃煤锅炉和燃气轮机机组在不同时间的最大允许排放的氮氧化物浓度有一个数值限制要求, 通过控制氨氧化脱硝系统的出口浓度达到排放要求, 同时, 减少氨、脱硝运行成本的有效控制。
四、国内外脱硝技术深入对比
在国外对联合脱硫脱硝的研究开发工作十分活跃, 与单独采用脱硫或脱硝工艺相比, 在一个系统内同时脱硫脱氮的工艺有很大的优越性, 如减少系统复杂性、更好的运行性能以及低成本等等, 烟气的脱硝 (氧化氮) 系统也正在我国大型电厂推广, 新建的1000MW机组都将同步配备脱硝装置, 对于灰渣的循环利用, 目前为止, 取得了很大的成就。例如利用灰渣制造、改良土壤、锅炉及其辅机系统、发电机及电工设备以及对火电厂各生产环节实行自动化的调节、控制, 协调各部分的工况, 使整个火电厂安全、合理经济运行。
但是由于我国自主知识产权的技术, 还没有形成脱硝装置设计、监控、操作、监控、管理等各个方面的相对缺乏经验。所以, 在火力发电厂锅炉烟气脱硝系统流程设计, 可以根据发达国家的经验理性的优化设计, 根据特征和煤锅炉设计特点、适应性应用于火力发电厂锅炉深入、全面、系统的实验研究。
总结
脱硝系统技术去除效率高, 适应当前的环境要求和电力行业的高度重视。发达国家严格的环境保护的脱硝系统技术已经成为当前最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, 可脱硝系统技术必将成为主要的火力发电厂燃煤锅炉脱硝技术。在中国, 也会得到越来越广泛的应用, 因此致力于脱硝系统的研究和优化化工技术势在必行。
参考文献
[1]周礼学.燃煤锅炉脱硝系统的运行优化《华北电力技术》2012年10期.
[2]大型电站锅炉烟气脱硝选择性催化还原系统优化研究《》2012年12.11.56-67.
[3]何升;赵凤英.脱硝技术对锅炉的影响及运行优化《内蒙古电力技术》2011.12.88-89.
脱硝优化 篇2
降低火力发电厂NOx的排放有众多方法, 其中, SCR法是20世纪70年代末80年代初先由日本发展起来的。20世纪80年代中期迅速在日本、西欧、美国等国家得到了应用。在目前应用的脱硝技术中, SCR是应用最多且最成熟的技术之一。在德国和日本都有40 GW以上的机组采用该技术, 达到80%～95%的NOx降低率。
笔者通过对广州恒运电厂8号, 9号机组脱硝系统采用蒸汽吹灰器和电加热水浴式NH3汽化器的优劣性的比较, 提出脱硝系统采用声波吹灰比蒸汽吹灰更经济, 蒸汽加热液NH3比电加热液NH3更节能, 为电厂的节能优化提供了参考。
1 广州恒运电厂脱硝系统的工艺
广州恒运电厂8号, 9号机组脱硝系统工艺采用了引进德国鲁奇能捷斯集团的选择性催化还原法 (SCR) 全烟气脱硝。在催化剂的作用下, 向温度约300 ℃～420 ℃的烟气中喷NH3, 将NOx还原为N2和H2O。即液NH3罐的液NH3经过电加热水浴式NH3气化器蒸发成气NH3, 与风机提供的稀释空气混合到安全浓度 (5%体积浓度) 以下, 经NH3注射栅格 (AIG系统) 注入省煤器出口的烟气通道中, 与一定温度下的锅炉烟气充分混合。充分混合后的烟气、空气及NH3混合物流经SCR反应器中的催化剂层。在催化剂的作用下, 烟气NOx与NH3在催化剂的表面发生充分的化学反应生成N2和H2O, 达到脱除烟气中NOx的目的。
2 问题分析
2.1 脱硝系统蒸汽吹灰
SCR装置安装在空气预热器和电除尘器的上游 (高灰, 热烟气侧) 。这种布置的优点是进入反应器的烟气温度达到300 ℃～500 ℃, 多数催化剂在这个温度范围内有足够的活性, 烟气不需要再热即可获得较好的脱硝效果。但催化剂处于高尘烟气中, 其寿命受到一些影响。为了预防灰粉堆积在催化剂表面, SCR系统采用了戴蒙德耙式蒸汽吹灰方法, 吹灰蒸汽接自锅炉吹灰蒸汽减温减压站后的主管道。吹灰枪设计为2层共12台, 吹灰蒸汽温度>350 ℃, 正常运行时吹灰蒸汽压力>2 MPa, 喷嘴数量为108个, 单只吹灰枪进退1次需5.11 min, 每台吹灰枪耗气量为79 kg/min。若吹灰频率为1次/d, 每年运行300 d (约合7 000 h) , 则蒸汽损失为1 453.284 t/a。考虑到蒸汽供热的价格约为180元/t, 则8号, 9号机组SCR系统的蒸汽吹灰所造成的经济损失为523 182.24元/a。
由于蒸汽吹灰是靠射流吹灰, 因此, 介质吹扫面积有限, 而且蒸汽吹灰器是将喷管深入炉膛进行吹灰, 吹灰完毕要将喷管撤出, 因此, 活动部件非常多, 这就造成吹灰器操作频繁, 且故障出现率高, 机械、电气维护和检修量大。蒸汽吹灰如果压力过高或长期使用, 会加快催化剂磨损, 压力过低又影响吹灰效果, 且由于蒸汽吹灰器的使用, 会增大烟气中的含湿量, 蒸汽疏水效果差时, 会使反应器的温度降低, 影响脱硝效率。
2.2 脱硝系统NH3蒸发器
目前, 由于无水NH3气体分子在催化剂上, 比NH3水具有更大的穿透能力和更好的还原能力, 因此, 燃煤电厂SCR烟气脱硝装置普遍使用的是液NH3。采用液NH3作为还原剂时, 在喷入烟气管道前需对液NH3进行蒸发。恒运电厂的SCR烟气脱硝系统也以NH3作为还原介质, 供NH3系统包括NH3的储存、蒸发、输送与喷NH3系统。其中, NH3蒸发器为2台82 kW的螺旋电加热水浴式NH3汽化器, 利用特制高效率电加热器加热筒体内的水, 再加热紧凑式换热管内低温液体。正常2台运行, 1台备用, NH3蒸发器的工作温度为65 ℃～80 ℃, 温度低至65 ℃时加热器开始工作, 80 ℃时加热器联锁停止运行。采用电加热水浴式NH3汽化器的优点是工作时气化量极其稳定, 出口温度为常温或可按用户要求设定。
整个SCR脱硝系统的设计要求为SCR出口NOx≤130 mg/Nm3 (6%O2) , 即脱硝效率≥80%, NH3逃逸比例≤3×10-6 (6%O2) 。
为达到此要求, 满负荷时A, B两侧SCR反应器入口的NH3流量均需100 Nm3/h, 由于NH3是由液NH3的形式贮存, 温度很低, 所以此时加热器启动频繁。根据运行历史趋势, 2台NH3蒸发器平均间隔20 min启动1次, 每次运行2 h, 蒸发器电流104 A, 平均每台耗电57.04 kW/h, 年用电为285 200 kW·h/a (5 000 h满负荷) , 若以0.61元/kW·h计, 则8号、9号机组NH3蒸发器需要支出的电费为347 944元/a。现有液NH3蒸发器能耗大、成本高。
3 其他脱硝装置技术及经济性分析
3.1 声波吹灰
声波清灰的原理是将一定强度的声波馈入运行中的锅炉炉体内各种可能积灰的空间区域, 通过声波能量的作用使这些区域中的空气分子与粉尘颗粒产生剪切、振荡, 破坏和阻止粉尘粒子在热交换器表面或者粒子之间的结合, 使之始终处于悬浮流化状态, 以便烟气或重力将其带走[1]。由于声波可传播性与往复作用的特点, 声波除灰技术从根本上避免了传统除灰器的一系列弊病。例如, 清灰的范围不再受限于除灰机械所能够进入锅炉的部分的尺寸, 事实上声波清灰器本身不需要进入锅炉, 仅仅依靠声波的传播, 就能够清除数米以外, 管道背后及狭缝中的积灰。
一般声波吹灰对所用压缩空气的要求较为简单, 只需要供气压力>0.5 MPa, 压缩空气保持干燥清洁即可, 电厂的杂用压缩空气即可满足这些要求。由于相对简单的结构与安装方式, 一次性投资大幅度降低, 一般使用声波除灰技术的成本仅是传统吹灰技术的1/3, 运行中所耗费的介质量也远低于传统吹灰技术的1/2。再加上声波吹灰装置使用维护简便, 运行、维护成本也很低[2]。据统计, 从1999年以来, 美国新建的96个项目中, 有67个项目采用声波吹灰技术, 仅有29个项目采用传统的蒸汽吹灰技术。到2004年, 所有的96个项目中, 只剩2个电厂继续使用蒸汽清灰技术, 其他项目都改造成了声波清灰。声波吹灰在国内SCR项目上也已得到成功应用。江苏国华太仓发电有限责任公司2×600 MW机组烟气脱硝环保工程, 采用日立造船波纹板式催化剂, 每台锅炉配2个SCR反应器, 每个反应器装设9台声波吹灰器。 该机组自2005年12月投运以来, SCR运行压差一直维持在200 Pa左右, 2006年4月底SCR反应器离线内部检查, 催化剂非常干净, 反应器内任何一边都没有灰尘堆积现象[3]。
3.2 蒸汽加热液NH3
发电厂的蒸汽和热水一般都比较容易得到, 利用蒸汽或者热水来加热液NH3则会节约很多成本。在这方面, 全国多家电厂已有应用。例如, 大唐乌沙山发电厂的脱硝系统采用的液NH3蒸发, 蒸发所需要的热量采用350 ℃, 1.29 MPa的辅助蒸汽来提供热量, 将0.2 MPa～0.6 MPa的液NH3进入NH3蒸发器内的蒸发管道受, 热蒸发到40 ℃。蒸发器的壳程充装的是纯甲醇, 这样可以保证液NH3蒸发过程中不引起凝结水冻结堵塞NH3蒸发器。甲醇正常压力为0.1 MPa, 避免甲醇急速受热。设定0.8 MPa联锁报警, 关闭蒸汽进口控制阀门, 使其与NH3气出口温度连锁控制, 调节辅助蒸汽进汽量, 保证NH3气出口温度在正常范围。福建后石电厂600 MW机组脱硝系统的液NH3蒸发器为螺旋管式, 管内为液NH3, 管外为温水浴, 以蒸气直接喷入水中加热至40 ℃, 再以温水将液NH3汽化, 并加热至常温。蒸气流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节。在NH3气出口管线上装有温度检测器, 当温度<10 ℃时切断液NH3进料, 使NH3气至缓冲槽维持适当温度及压力。蒸发槽也装有安全阀, 可防止设备压力异常过高。另外, 山西阳城电厂8号机组也采用了液NH3蒸发槽, 液NH3蒸发所需热量由蒸汽提供, 液NH3在蒸发槽内被加热到40 ℃并气化。
以厂用辅助蒸汽为例, 0.8 MPa, 250 ℃的辅助蒸汽焓为2 949.08 kJ/kg, 80 ℃的疏水焓为334.93 kJ/kg, 以辅助蒸汽作NH3蒸发器热源的话, 只需要157.111 kg/h即可达系统设计的NH3蒸发器工作要求, 蒸汽损失也只有141 399元/a, 与电加热式相比, 利用蒸汽作热源节省很多。
4 结语
火力发电厂是中国主要的环境污染源之一, 而且其所释放的污染物种类比较多, 这就造成所使用的污染物控制装置比较多, 因此, 燃煤火力发电厂设备多, 系统复杂, 给节能减排带来了很多工艺上的问题。笔者提出的用声波吹灰替代蒸汽吹灰, 用蒸汽加热液NH3替代电加热液NH3更经济, 应当极力推广。
参考文献
[1]姜根山, 李晓东, 田静.声波除灰的能量传播优势[J].中国电力, 1999, 32 (9) :32-33.
[2]杨春雨, 朱全勇.声波吹灰器的选择性催化还原反应器上的应用[J].电力环境保护, 2006, 22 (5) :61-62.
脱硝优化 篇3
燃煤电厂控制硫化气体排放的技术可分为两类, 一是一次燃烧控制, 二是烟气脱硝装置。一般情况下, 在燃烧过程中控制硫化气体有很大的难度, 因为通常采用烟气脱硫装置来控制。
在电厂锅炉的烟道位置上设置烟气脱硝装置, 通过这种装置, 可以把NO还原成氮气, 氮气是一种无害气体, 不会对环境造成危害。当前, 烟气脱硫系统要么采用选择性非催化还原 (SNCR) , 要么采用选择性催化还原 (SCR) , 这两种技术是电厂脱硝系统的主流技术。
2 SCR烟气脱硝系统优化设计
SCR烟气脱硝系统选择的还原介质通常是氨NH3, 而SCR烟气脱硝装置通常由5部分组成:喷氨装置、催化剂以及供氨装置、输送烟道、控制系统。其中, SCR的反应器应当设置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间。氨与烟气充分混合之后便会进入反应器, 在氨的作用下, NO即被还原成氮气。
影响SCR脱硝效率的因素之一是催化剂, 催化剂的活性、结构类型以及寿命等均可对脱硝效率产生影响。此外, SCR反应设计, 比如烟气流速、催化剂层数等, 也可对SCR脱硝效率产生影响。因此, 在优化脱硝系统时, 必须考虑催化剂和SCR反应器设置这两个因素。
具体到电厂锅炉, 其设计、燃煤性质以及燃煤的燃烧方式等, 均可对SCR烟气脱硝装置产生影响, 这也就是说, 提高电厂锅炉SCR烟气脱硝系统运行效率, 不仅要考虑催化剂因素, 还要考虑烟气管道、供氨与喷氨系统, 以及相关的控制系统等。而关于SCR系统来说, 其最为核心的技术便是生产工艺与催化剂配方。因此, 必须严格控制SCR反应器入口处的烟气流速、温度等。
2.1 SCR反应器的优化方案
催化剂一般是沿着垂直方向分布的, 烟气通过催化剂的方向自上而下, 因此, 反应器的优化可考虑烟气的流速;烟气的流速越大, 则其在催化剂上停留的时间越短。此外, SCR反应器的优化, 必须考虑燃煤的性质、催化剂以及燃煤燃烧的方式、场地的空间等因素。常见的SCR布置方案有:
在空气预热器入口与省煤器出口直接安装SCR反应器, 也就是把SCR反应器安装在空气预热器与静电除尘器前。当烟气通过省煤器之后, 温度可到达300℃以上, 可满足催化剂的温度要求。而在使用过程中, 应选择飞灰腐蚀性良好的催化剂, 并适当降低烟气的流速、硬化处理催化剂等, 提高烟气脱硝装置的性能。
高温侧低飞灰烟气段方案。在高温静电除尘器出口与空气预热器入口之间设置SCR反应器。烟气经过高温除尘之后才能进入反应器, 这就使得烟气中的粉尘量大幅降低。但其中的细颗粒易粘结, 容易堵塞催化剂, 可通过提高烟气流速清除催化剂表面的灰尘。
2.2 SCR催化剂的选择
催化剂对整个系统来说有着极为重要的影响, 因此, 必须合理选择SCR烟气脱硝系统的催化剂。催化剂的选择, 需要考虑两个方面的因素, 一是催化剂本身的性质, 比如活性、温度范围等, 二是实际的需要。此外, 催化剂的结构形式也需要考虑在内。
系统运行一段时间后, 催化剂的活性会降低, 氨的逃逸量也会增加, 这时需要增加催化剂的层数来提高催化剂的利用率, 但这又会增加烟道的阻力。因此必须更换催化剂。更换催化剂, 还需要合理选择催化剂。
2.3 供氨系统与喷氨系统
供氨系统主要包括氨的存储、氨的蒸发以及输送, 此外还有喷氨系统。其中, 当前主要的供氨有三种方式, 一是液氨, 二是氨水, 三是尿素。而在供氨系统运行过程中, 必须严格控制SCR烟气脱硝装置入口处的硫化物浓度, 以及烟气流速、喷入氨的浓度分布等。
3 结语
当前, 燃煤火电厂锅炉系统广泛采用了SCR烟气脱硝技术, 切实降低了电厂发电对大气环境所造成的影响。但是当前SCR烟气脱硝系统还有进一步优化的空间, 本文笔者结合自身的工作经验, 从烟气脱硝系统原理、关键技术等方面对其进行了优化。
参考文献
[1]赵宗让.电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力, 2008, 11.
[2]冯立波, 罗钟高, 葛春亮.火电厂SCR烟气脱硝工艺系统设计[J].能源工程, 2009, 2.
脱硝优化 篇4
SNCR脱硝技术核心主要有两个方面: (1) 选择合适的温度窗口, 保证反应的温度; (2) 选择合适的喷射方案, 合理选取氨水喷射角度、覆盖面、雾化效果, 使还原剂尽可能地与烟气混合均匀。水泥脱硝工程性能考核的主要指标有:脱硝率、NOx排放浓度、氨水消耗量、氨逃逸浓度。设计、运行、管理维护不善, 可能会导致这些指标不合格。
1 水泥脱硝系统性能分析
以浙江杭州某5 000t/d水泥窑炉烟气脱硝工程反映出来的问题进行性能分析和优化设计。该生产线烟气量为 (35~50) 万m3/h (标态, 下同) , 初始NOx排放浓度在800mg/m3以上, 烟气流量波动较大, 生产工况不稳定。脱硝工程配置LNB-SNCR联合脱硝装置, 低氮燃烧器投运后NOx排放浓度为690~780mg/m3, SNCR脱硝采用20%的氨水作为还原剂, 设计脱硝效率为NOx排放浓度低于320mg/m3, 脱硝系统投运约1年后, 系统脱硝效率下降, 氨水喷射量为1 350L/h时, NOx排放浓度310~400mg/m3, 难以稳定保持在320mg/m3以下。为做好分析, 查阅了系统设计指标和168h试运行指标, 与性能下降后指标对比, 见表1。
根据表1, 与168h试运行期间相关参数均值比较, 运行1年后, 脱硝系统的性能有所下降 (需排除仪表和数据传输存在的问题) , 氨水利用率降低。此外, 据水泥企业反映, 一段时候的运行后余热锅炉的腐蚀较严重, 并发现水泥窑熟料出口处出现结团现象, 疑为粉尘吸附氨水导致, 也推测可能因为氨逃逸浓度较高。而表1氨逃逸检测仪显示的氨排放浓度并不高, 但是, 这并不能说明没有过量氨排放, 因为氨逃逸检测仪安装在窑尾烟囱, 烟气在脱硝后经历了分解炉、五级旋风预热器、增湿塔、生料磨、除尘器等诸多设备后, 余氨可能已经被粉尘吸附, 窑尾测试值仍能保持在较低水平。
注: (1) 初始NOx含量和烟气量为脱硝系统投运前的统计平均值; (2) 本项目实际投运氨水浓度为20%, 按照0.91的比重进行折算; (3) 氨逃逸浓度为实际产生氨逃逸浓度减去本底氨排放浓度 (SNCR停运时) 均值的差值; (4) 168h运行期间, 由于实际脱硝效率>设计脱硝效率, NSR也相应较大。
2 原因分析及故障排除
2.1 排除分析仪表故障
脱硝系统中主要的分析仪表有:烟气CEMS系统、还原剂分配柜中调节阀和流量计, 其他则是保证系统安全性和稳定运行的辅助性仪表。这些分析仪表指导脱硝系统正常运行, 是还原剂喷射量的计算的依据和脱硝效果的表征。
由于脱硝工程中分析仪表所处的工作环境非常恶劣, 其他水泥厂曾经出现过由于CEMS不准导致系统投产后NOx排放浓度居高不下的现象。由于水泥窑炉SNCR脱硝工程一般为改造工程, 脱硝设施配套之前, 业主已经装备有CEMS, 且委托第三方单位进行运行维护。配套脱硝工程后, 部分企业数据表征系统运行不稳定或是不达标时, 通常会联系脱硝工程服务商, 认为是脱硝系统出现故障。脱硝工程服务商若排查问题不严密, 以此数据作为依据, 配套业主单位实施整改, 事后验收发现故障出现在CEMS上, 就会造成资源浪费。
因此, 应优先排除仪表故障, 特别是CEMS故障, 最好是水泥企业、CEMS运维方、脱硝工程服务商三方共同校验, 确认仪器无故障, 或采用标气标定和同类型仪表比对的方法排除仪器故障。
2.2 安装、运维存在缺陷
如果检测数据无误, 则说明确实发生了大量还原剂的消耗, 但是还原剂并未有效脱除NOx, 可能存在3种情况: (1) 氨水不能有效喷入分解炉; (2) 还原剂喷入炉膛后, 被粉尘大量吸附; (3) 还原剂喷入炉膛后, 直接随烟气排出系统。
在运行中曾经发现喷枪外管满是氨水, 说明喷射口可能存在堵塞, 导致氨水不能顺利喷至分解炉, 而是回灌至喷枪外管 (压缩空气通道) 。因此, 脱硝控制系统显示为氨水流量较高, 但是实际并未喷入分解炉, 因此NOx排放浓度也居高不下, 根据氨水喷射量计算公式, 控制系统仍然计算出需要加大氨水喷射量信号, 但是起不到实际效果, 而且形成恶性循环。双流体喷枪为小孔喷射, 喷射点所在温度较高 (850~950℃) , 极易形成干湿界面堵塞喷嘴孔。
企业根据锅炉检修时余热锅炉腐蚀现象判断氨逃逸, 建议将腐蚀处取样分析, 确认腐蚀是由于氨逃逸导致, 说明还原剂确实喷入分解炉内, 但是未与烟气反应, 而直接随烟气排放。这是由于流场分布不均匀所致, 个别区域覆盖率极高, 导致该区域氨水过量, 虽然水泥后期烟气流程较长, 但不能保证过量的还原剂在适宜的温度窗口完全反应, 而脱离脱硝反应温度窗口后, 再混合均匀也不能被有效反应, 只能随烟气排出, 余热锅炉段可能出现铵盐沉积, 即喷入炉内的还原剂, 虽然有效喷入, 但是相当一部分被炉内粉尘吸附, 不能有效地与烟气中NOx反应。
以上问题, 均需从还原剂的喷射方案进行细致分析和优化, 包括喷嘴选型、喷枪安装和流场分布。
3 喷射方案优化
3.1 水泥脱硝双流体喷枪
一般而言, 水泥窑炉SNCR烟气脱硝工程通过双流体喷枪将还原剂喷射进入炉内, 该喷枪为套筒式结构, 内管为液相 (还原剂) 通道, 外管为压缩空气通道, 主要有三方面的作用: (1) 强化雾化效果、使喷雾颗粒进一步分散; (2) 增加射程、喷射覆盖面更大; (3) 冷却降温, 保护喷枪免受长时间高温灼烧。
喷枪的性能对整个脱硝系统有着重要影响, 如果雾化粒径过大, 会减少还原剂与烟气中NOx的有效接触面积, 降低气液反应速率, 喷入的还原剂不能得到有效利用, 便随烟气排出系统。如果雾化粒径过小, 则需要提供较大的动力来促进雾化, 喷入过量压缩空气增加了分解炉热能消耗, 压缩空气的动力消耗也有所增加。此外, 在单个喷枪性能满足设计要求的条件下, 还需要进行合理的喷枪布置设计, 即喷枪分布形成的覆盖面及喷雾分布均匀性。
综上所述, 双流体喷枪是水泥脱硝系统的关键设备, 喷枪性能和喷枪的布置设计直接影响到烟气脱硝系统性能参数和运行可靠性。因此, 合理选择喷枪和优化喷枪布置设计对优化SNCR烟气脱硝系统运行有重要意义。
3.2 喷枪安装的核实和优化设计
一般而言, 双流体喷枪的主要性能参数包括:喷射角、喷射压力 (液相) 和雾化压力 (气相) 、喷枪流量 (液相) 、喷枪雾化粒径。
案例工程中现在使用的喷枪为日本EVERLOY公司的双流体喷枪, 主要性能参数见表2。
因为喷枪的工作环境比较恶劣, 分解炉粉尘含量高, 为保证喷射效果并避免喷嘴受高尘烟气的磨蚀, 案例工程喷枪的安装见图1a, 喷枪的喷嘴与分解炉炉膛内壁平齐。
但是, 若出现喷枪安装不仔细, 喷枪深入部分不足, 如图1b所示, 喷枪安装好后, 喷嘴距离内壁>14mm, 则氨水都喷射到分解炉套筒, 不能有效喷入分解炉, 也会造成喷入了大量的氨水, 却没有实际发挥作用和功效。
同理, 根据图1b, 由于分解炉内离心力作用, 分解炉内壁可能出现严重积灰, 也会形成图1b所示还原剂沿壁面渗漏, 并未喷入到分解炉内的现象, 还原剂被分解炉内壁沉积的粉尘层吸收, 不能有效喷入分解炉。
因此, 除了可以退出喷枪, 在喷射孔通过捅灰的方式解决外, 还可以尝试调整喷枪安装长度, 将喷枪适当多深入炉内, 排除此方面可能存在的氨水损耗, 而且该解决方案不用增加投资, 但不适合长时间使用。另外, 实心锥喷枪可以减少边缘部分被沉积的粉尘吸附的问题, 案例工程已经是实心锥, 故不做变更。
3.3 喷枪选型的优化设计
针对上述可能存在的安装的问题, 还可以改变喷枪选型, 一方面, 如前所述, 若为空心锥喷嘴, 可以变更为实心锥喷嘴。另一方面, 可以采用偏心喷枪。常用的水泥脱硝双流体喷枪, 根据喷枪喷嘴孔设置位置可分为顶部喷嘴孔, 即顶部中心为圆心开一圈孔 (图2a) ;顶部单孔 (图2c) ;另外还有偏心喷嘴, 一般为单个孔, 孔与喷枪轴线成一定角度 (图2b、2d) 。案例工程采用的是图2a所示顶部多孔喷枪, 从现在案例工程所体现出来的性能下降现象来看, 并非最佳型式。
图3为不同开孔型式喷枪在分解炉截面上所形成的喷射覆盖情况。大圆圈是分解炉截面, 小圆圈是截面上喷枪布置点位。目前, 案例工程采用的是图3b, 可以看到中心部分全部为重复覆盖部分, 边缘部分有较多的烟气短流部分, 中间区域未经反应的过量氨则易于为粉尘吸附, 造成氨水耗量增加。
单纯从理论分析来看, 喷射覆盖面越大, 覆盖面的重复率越低, 越有利于还原剂分散到烟气中发生反应。由图3可以看到:a与b均为顶喷射式喷枪, 中心内切圆重复率均较高, 周边出现多处覆盖不到的区域 (烟气短流) 。c与d均为偏心喷射式喷枪, 周边喷射覆盖率及重叠率较高, 中心出现多处覆盖不到的区域 (烟气短流) , 45°偏心30°喷射角流场分布均匀度劣于30°偏心30°喷射角喷枪所形成的流场分布。综合比较流场分布均匀性, 30°偏心30°喷射角喷枪最佳。因此, 改用30°偏心30°喷射角喷枪 (图d) 型式的喷枪进行调整试验。
3.4 干湿界面结垢的问题及解决
案例脱硝工程配置的喷枪自带套筒 (Φ27.2mm×2.9mm) , 实物型式见图2a, 喷枪的喷射孔中心分布在Φ10mm的圆上 (多个喷射孔, 环状分布) , 喷射孔与喷枪自带套筒内壁 (Φ21.4mm) 距离较近 (约为6mm) , 见图4a, 粉尘沉积后易于搭接结垢。
拟优化方案改用喷枪为30°偏心30°喷射角单孔喷枪, 外观型式见图2b, 喷枪无自带套筒, 喷射孔距离塔体套筒内壁 (Φ38mm) 间距较大, 见图4b, 孔在轴线上距离最近为15mm, 最远为23mm, 粉尘适当沉降后也不易因为搭接而形成堵塞。
若喷射层所在壁面刚好为旋流离心力较大区域, 粉尘极易集结在喷射孔和自带套管区域, 并且由于高温作用, 干湿界面处极易形成坚硬的结垢, 导致喷射孔堵塞, 氨水不能有效喷射, 而回灌至喷枪外管。但是, 脱硝系统的计量装置显示的喷射量仍旧较大。建议更换单孔偏心喷枪进行试验以排除故障。
3.5 优化整改后实施效果
按照以上系统分析和优化整改的思路实施优化整改后, 将优化后的系统投入运行, 各项性能指标与优化前进行比较, 并结合项目实际运行参数和同规格生产线的主要烟气参数假设了两种工况进行理论计算和经济技术分析, 见表3。
从表3可以看到: (1) 优化后, 初始NOx浓度上升, 其他参数基本一致的条件下, 同等氨水耗量下NOx可以控制在320mg/m3以下; (2) 水泥企业通常计算运行成本是以单位熟料产品的耗量进行计算, 本项目脱硝运行成本高达4.78元/t熟料, 高于行业平均水平 (2.5~3.5元/t熟料) , 这种考核办法适用于水泥成本的核算, 但是并不适用于环保成本核算, 从表3可以看到本项目初始NOx浓度高达900mg/m3, 亦是超出了行业平均生产水平, 从单位NOx的减排成本来看, 经优化后同样减少1吨NOx, 平均成本要少1 821.2元, 单位NOx减排成本下降明显。 (3) 为了进行合理的成本分析, 表3假设了2种工况, 通过理论计算氨水耗量和运行成本, 通过假设工况一可以看到, 初始NOx浓度对于运行成本的控制至关重要, 假设工况二是用同规格熟料生产线烟气参数平均值作为设计参数, 烟气量42.7万m3/h和初始NOx浓度650mg/m3, 优化后的性能作为输入条件, 脱硝率53.1%时, NSR取1.2, 经理论计算, 各项指标优于行业平均运行水平。
另外, 该项目也实施了低氮改造, 但性能下降后NOx排放浓度高达900mg/m3, 效果低于行业平均水平, 从节省运行成本的角度考虑, 建议水泥企业进一步核实低氮燃烧的脱硝效果, 生产工艺调整和低氮改造优化后, 降低初始NOx浓度, 节省运行成本。
4 结论
影响水泥脱硝性能的因素很多, 若通过数据表征认为脱硝性能下降, 应优先排除CEMS系统、烟气分析仪、流量计等核心仪表可能存在的故障。
此外, 喷射方案作为SNCR脱硝技术的核心之一, 对于性能的影响较大, 主要包括喷枪的选型、喷枪的安装方案。根据分析, 现在常用的喷枪型式中, 30°偏心30°喷射角喷枪具有较高的覆盖率和较低的覆盖重复率, 是比较适宜的喷枪型式, 单孔喷枪比多孔喷枪与外部保护套管间有更大的间隙, 可以避免干湿界面结垢;喷枪的伸入长度不够会导致喷射液滴沿壁面流动, 减少炉内还原剂喷入量, 分解炉内部烟气离心力作用下可能会导致分解炉内壁积灰, 致使喷枪的深入长度不够, 也会形成相似的效果, 实心锥喷嘴可以减少这种影响, 可以适当将喷枪伸入炉内, 再想办法调整炉内流场, 避免喷枪安装点位处的积灰。在放置喷枪与套管可能存在的结垢方面, 尽量加大套管尺寸, 若套管已经制作完成, 单孔喷枪比多孔喷枪更能避免干湿界面结垢。
脱硝优化 篇5
1 脱硝控制系统脱硝原理
中国目前新建大型火力发电机组脱硝系统大多数采用SCR (Selective Catalytic Reduction, 选择性催化还原法) 工艺, SCR一般是将氨类 (NH3) 还原剂喷入烟气中, 利用金属催化剂将烟气中的NOx转化为氮气 (N2) 和水 (H2O) [3]。主要反应方程式为
由于SCR没有副产物, 不形成二次污染, 且装置结构简单, 脱硝效率高, 因此它得到了广泛应用[4]。华电潍坊发电有限公司 (简称潍坊公司) 二期工程2×670 MW机组采用SCR工艺, 设A、B两侧SCR反应器, 毎侧安装有声波吹灰器、蒸汽吹灰器、喷氨调节门、喷氨快关门、喷氨流量计、CEMS进出口NOx、氧气 (O2) 仪表等设备。
脱硝喷氨自动调节系统的基本原理是根据脱硝出口NOx浓度实时调整喷氨调节门的开度, 达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。其中, CEMS测量到的是烟气中的一氧化氮 (NO) 浓度, 而在实际计算和控制算法中用到的是NOx浓度, 这就需要通过公式进行换算和修正。烟气中NOx浓度 (干基、标态、6%O2) 的计算公式为
式中:WNOx为烟气中NOx浓度;WNO为CEMS测量到的是烟气中的NO浓度;O2为烟气中的氧浓度。
2 脱硝控制系统存在的问题
潍坊公司脱硝自动调节原有的控制方式为脱硝效率调节方式, 根据脱硝入口NOx浓度、设定出口NOx浓度、实际出口NOx浓度, 计算设定脱硝效率和实际脱硝效率;根据设定脱硝效率和实际脱硝效率的差值, 实时调整喷氨调节门的开度, 来达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。
式中:W1为脱硝反应器入口NOx浓度;W2为脱硝反应器设定出口NOx浓度;W3为脱硝反应器实际出口NOx浓度。
在实际运行的过程中, 通过对历史趋势进行查询研究, 发现此种调节方式在负荷比较稳定时, 自动投入情况能够满足SCR反应器运行的要求, 但当负荷一旦变化时, 由于出入口NOx都将随之大幅度变化, 因此调节系统扰动较大, 无法投入正常运行, 造成出口NOx浓度值时常超标。
3 脱硝控制系统优化
脱硝效率调节方式没有直接以出口NOx浓度作为跟踪量, 因此在原有脱硝效率调节方式的基础上, 增加了出口NOx浓度调节方式。PID控制器的设定值为出口NOx浓度, 被调量为实际出口NOx浓度测量值, 根据设定的出口NOx浓度和实际出口NOx浓度的偏差, 经PID运算后生成喷氨调节门指令, 实时调整调节门的开度, 来达到控制脱硝出口NOx浓度的目标。控制原理如图1所示。由于直接跟踪出口NOx浓度, 因此调节更为直接有效。
由图1可以看出, 出口NOx浓度由设定值随动的单回路控制系统控制, 控制回路简单、易于调试和整定。在PID控制模块中, PID具体参数应根据设备运行实际状况来调整和优化。积分时间宜设定在400 s左右, 比例系数宜设定为0.1~0.2。
为了防止喷氨调节门过调, 在PID控制模块中应加入自动调节的上限和下限, 如设上限60、下限20, 根据入口NOx浓度实时调整。具体方法为通过分析各种工况下的大量历史数据, 记录不同入口NOx浓度下调节门开度波动的正常范围, 将入口NOx浓度引入分段函数功能块, 然后引入PID控制模块的上限和下限。例如, 在入口NOx浓度为300 mg/m3时, 调节门上限设为40、下限设为20;在入口NOx浓度为500 mg/m3时, 调节门上限设为60、下限设为30。
造成脱硝入口NOx浓度波动的主要因素有机组负荷、磨煤机运行方式、省煤器出口氧量、SOFA风量、CCOFA风量、偏置风量等[5]。当机组工况快速变化、入口NOx浓度大幅波动时, 往往出现自动调节滞后。此外, 烟气在反应器中有一个化学反应过程, CEMS测量仪表取样管路通常较长, 造成NOx测量存在明显滞后, 进而造成自动调节滞后。因此需要在PID控制模块中加入前馈信号, 使用脱硝入口烟气流量和入口NOx浓度的乘积得到的入口NOx含量作为前馈信号, 这样有利于快速响应工况变化, 也进一步增强了变负荷控制系统调节的及时性。
需要注意的是, 由于出口和入口CEMS分析仪表需要进行定期吹扫, 吹扫时CEMS测量到的NOx浓度大幅变化, 失去其真实性, 不能再将此时测量到的NOx浓度作为PID控制模块的跟踪量, 因此加入了吹扫状态信号, 当吹扫时跟踪量保持吹扫前数值, 保持时间可以根据吹扫后NOx浓度恢复正常所需时间来确定, 通常在吹扫结束后3 min恢复实时跟踪。用于跟踪量的出口NOx浓度和用于前馈信号的入口NOx浓度都要引入吹扫状态切换。
此外, 还加入了自动切手动条件:调节门指令反馈偏差大、调节门反馈坏点、出口NOx浓度坏点、入口NOx浓度坏点、出口O2坏点、入口O2坏点等, 切手动。当喷氨调节门切手动时, 发出报警, 及时提醒人员检查处理。
在工况稳定的情况下, 进行出口NOx浓度设定值阶跃扰动试验, 可以得到喷氨调节门开度响应曲线, 如图2所示。
由图2可以看出, 出口NOx浓度设定值由60 mg/m3调整为80 mg/m3后, 喷氨流量由140 kg/h减小到120 kg/h, 出口NOx浓度响应曲线存在12 s纯延迟, 为大惯性控制对象, 其调节过程较长, 峰值时间为4 min, 系统调节时间为10 min。出口NOx浓度测量值由60 mg/m3上升至第一峰值的88 mg/m3, 超调为8 mg/m3, 衰减率为75%, 稳态误差<2 mg/m3, 系统稳定性、及时性和控制精度均为优良。
在设定出口NOx浓度不变的情况下, 通过锅炉燃烧调整, 进行入口NOx浓度突升试验, 对比控制方式优化前后出口NOx浓度变化曲线, 如图3所示。
由图3可以看出, 在设定出口NOx浓度为70 mg/m3的情况下, 在3 min的时间里入口NOx浓度值由400 mg/m3上升到500 mg/m3, 优化后出口NOx浓度控制效果较优化前大为改善。控制性能参数如表1所示。
4 脱硝控制系统设备优化
为了进一步提高自动调节效果, 应尽可能缩短CEMS仪表烟气取样管路的长度和减少弯曲, 以保证烟气分析仪表的快速反应。定期对CEMS仪表进行维护与校验, 对烟气取样管路进行检查, 确保CEMS测量的准确性[6]。
脱硝喷氨调节门和管道过滤网容易发生堵塞, 会造成液氨供应不足。液氨的纯度通常很高, 其浓度一般在99.5%以上, 但还是会有少量杂质, 这些杂质带有一定的粘性, 粘附在调节门阀体和过滤网孔板处, 长期积累后容易堵塞调节门阀体和过滤网孔板。因此, 当发现供氨流量异常时, 应当打开旁路阀手动调整供氨, 将喷氨调节门和管道过滤网拆下, 清理杂物, 用压缩空气将附着在调节门阀体和过滤网孔板处粘性杂质清理干净。在系统实际运行过程中, 应加强声波吹灰器和蒸汽吹灰器的检修维护, 确保正常投运, 防止出现催化剂表面挂灰或堵塞, 避免影响催化剂活性。
5 结论
1) 采用脱硝出口NOx浓度调节方式, 不断优化脱硝喷氨自动调节系统, 能够增强喷氨自动调节的稳定性。
2) 优化PID控制参数, 能够解决调节系统震荡问题。
3) 使用脱硝入口烟气流量和入口NOx浓度的乘积, 得到入口NOx含量作为前馈信号, 能够增强工况变化时自动调节的及时性, 解决自动调节跟踪慢的问题。
4) 动态调整PID控制的上限和下限, 能够改善自动控制的超调问题。
5) 加入CEMS吹扫屏蔽能够确保跟踪量的有效性。
参考文献
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[4]杨冬, 徐鸿.SCR烟气脱硝技术及其在燃煤电厂的应用[J].电力环境保护, 2007, 23 (1) :49-51.YANG Dong, XU Hong.Discussion on the application of the SCR technology in coal-fired power plants[J].Electric Power Environmental Protection, 2007, 23 (1) :49-51.
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脱硝优化 篇6
SCR脱硝系统催化剂入口烟气温度低于最低喷氨温度时, 可通过设置省煤器烟气旁路将高温烟气引出以提高系统烟气温度, 从而达到脱硝温度要求条件[1,2]。工程中设置省煤器旁路后发现常有旁路高温烟气流量小等问题发生, 故需通过适当增加烟气经过省煤器过程的压损来提高旁路烟道的烟气流量。本文以某电厂SCR脱硝系统为例, 通过在省煤器过热器出口调温侧布置不同方案的隔板来增加省煤器出入口阻力, 从而提高省煤器旁路高温烟气流量和催化剂入口烟气温度, 以满足脱硝工程实际要求的目的, 数值模拟结果具有较强的示范意义。
1 模型概述
CFD是利用计算机求解流体流动的各种守恒控制偏微分方程组的技术, 通过建立相关离散点场变量之间的关系代数方程组, 数值计算和图像显示后求解各方程组获得场变量近似值, 从而达到对不同物理化学系统进行分析的目的。本文的模型是按照比例为1:1而建立。模型主要采用六面体网格, 模型计算基于Fluent模拟软件进行, 计算模型为Realizableκ-ε湍流模型[3,4]。
2 模拟方案
本省煤器烟道优化分析的目的是提高省煤器出入口的压损值, 以达到增加省煤器旁路高温烟气流量及催化剂入口烟气温度。通过布置不同方案的隔板, 模拟在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下, 省煤器旁路高温烟气流量和催化剂入口烟气温度等是否能够满足脱硝工程实际需要。经优化设计后, 在省煤器过热器出口调温侧设计了四个方案的隔板布置方式, 包括原省煤器未布置隔板的方案1共五个方案。
3 结果分析
3.1 省煤器内增设不同隔板布置方案后压损和旁路流量
在负荷分别为50%BMCR和100%BMCR工况下, 通过对省煤器内增设不同隔板布置的方案进行数值模拟与分析, 得出的省煤器出入口压损和旁路高温烟气流量结果如表2所示。从表2中可以看出, 在省煤器过热器出口调温侧无布置隔板的方案1时, 在50%BMCR和100%BMCR工况下, 旁路高温烟气流量分别为73.2103Nm3/h和98.6103Nm3/h。增设隔板后, 方案5时50%BMCR和100%BMCR工况下, 省煤器旁路高温烟气流量分别为119.7103Nm3/h和182.4103Nm3/h。
3.2 省煤器内增设不同隔板布置方案后催化剂入口烟气平均温度
在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下, 增设不同隔板布置方案后的催化剂入口烟气平均温度的模拟结果如表3所示。从表3中得出, 方案1催化剂入口烟气平均温度在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下分别为292℃和301℃, 但经布置隔板后, 方案催化剂入口烟气平均温度在负荷为50%BMCR和100%BMCR工况下分别为316℃和327℃, 达到了催化剂最低喷氨温度的工程需求, 因进一步提高喷氨温度会增加省煤器出入口压损, 故满足催化剂最低喷氨温度即可, 故方案5为较优方案。
3.3 催化剂入口烟气平均温度流场分析
在省煤器过热器出口调温侧布置了方案5隔板后, 在负荷为50%BMCR工况下, 经省煤器旁路流出的高温烟气与低温烟气混合后, 催化剂入口截面烟气平均温度为316℃, 为满足催化剂入口截面高低温烟气混合均匀的要求, 对其进行了模拟, 分析得出催化剂入口截面烟气温度分布偏差较小, 高低温烟气能够均匀地混合, 未出现严重分层现象。
4 总结
本文对省煤器过热器出口调温侧布置不同方案隔板进行了数值模拟与分析, 对比了不同方案隔板对省煤器出入口压损、旁路高温烟气流量以及催化剂入口烟气温度的影响, 得到了如下结论:
(1) 布置隔板能有效提高省煤器出入口压损和旁路高温烟气流量, 方案5隔板布置方式较优。
(2) 布置方案5隔板后催化剂入口烟气平均温度能够达到脱硝最低喷氨温度, 催化剂入口截面温度偏差较小, 能够满足工程需求。
参考文献
[1]徐文胜, 马志刚.湿法脱硫塔入口烟道流场的优化分析[J].能源与环境, 2011, 4 (06) :48-54.
[2]陈咏城.超超临界660MW机组取消脱硫旁路的控制系统优化[J].热力发电, 2013, 43 (11) :164-166.
[3]The user's guide of Fluent[M].Fluent, 2002.
脱硝优化 篇7
燃煤电厂在生产过程中产生大量的粉尘、SOX、NOX和有害金属元素等。随着国家工业水平的提高和国家对减少大气污染的日益重视, 采用脱硝技术减少锅炉排烟中的氮氧化物含量已成今后大型火电机组继脱硫后的又一个重点环保环节。
目前, 我国对于燃烧产生的NOX控制方法主要有燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制三类。燃烧前控制因成本很高, 工程应用较少;而燃烧中控制技术, 脱硝效率不高, 无法有效的控制NOX排放。所以现国内新建的燃煤锅炉基本采用燃烧中控制配合燃烧后控制的双重手段, 即低NOX燃烧技术配合烟道尾部高温高尘条件下加装选择性催化还原 (SCR) 脱硝装置。由于采用上述脱硝技术的NOX脱除率高、运行简单, 因此选择性催化还原 (SCR) 脱硝技术将成为我国控制NOX排放的最有效的控制手段。
本文主要对天津某电厂2×350MW供热机组的SCR脱硝系统投入运行后的技术参数的优化和调整方法进行讨论。
1. 选择性催化还原法 (SCR) 脱硝装置工作原理
选择性催化还原法 (以下简称SCR) 脱硝装置指将NH3等还原剂喷入烟气中, 利用催化剂将烟气中的NOX转化为N2和H2O。在氨选择催化反应过程中, 还原剂可以选择性地与NOX发生反应, 而不是被O2氧化, 因此反应被称为“选择性”。主要反应式如下:
锅炉烟气中的大部分NOX均以NO的形式存在, NO2约占5%, 影响并不显著。所以, 以反应 (1) 、 (2) 为主。反应原理如图1所示。
2. SCR脱硝系统投运中存在的问题
对于SCR脱销技术, 在应用中还存在不少的问题, 如果脱硝反应不完全, 很有可能致使还原剂氨发生不必要的逃逸现象。在反应条件改变时, 会发生如下的氧化反应:
上述反应的发生弱化了脱硝效果影响脱硝效率, 应尽量避免发生。同时SCR催化剂在催化脱硝反应的同时也会将烟气中的SO2氧化为SO3, SO3又能与逃逸的氨继续发生如下副反应:
其中NH4HSO4是一种粘附性很强并具有较强腐蚀性的物质, 具有极强的吸附性, 造成大量灰分沉降在空预器换热元件表面和卡在层间引起堵塞, 使空预器阻力上升。对锅炉运行产生不必要的影响增加引风机能耗,
锅炉烟道中的烟气流速并不均匀, 导致SCR脱硝系统内各区域还原剂NH3的需求量也不相同, 如果在烟道内还原剂投入量不合理也会造成脱硝总体效率不高, 氨逃逸率过高的情况。
3 SCR脱硝系统的主要技术参数的优化方法
3.1 合理提高SCR脱硝系统投运时的烟气温度
SCR脱硝系统应选择在反应区烟气温度较高的情况下进行投运, 投运时温度应控制在350℃以上。SCR脱硝系统投运初期就采用较高的烟气温度可以提高NOX与NH3反应活性, 使NH3反应更完全从而减少NH3的逃逸率。
3.2 控制氨气投入量, 保证出口NOX浓度不会过低
合理控制SCR脱硝出口 (空预器入口) 处的NOX含量, 保证出口的NOX浓度量不低于50mg/Nm3 (标态、干基、6%O2) 。脱硝系统出口的NOX浓度过低, 会导致氨气的逃逸率相应的升高。逃逸的氨气会与烟气中的SO3反应, 生成硫酸氢氨对锅炉设备的安全运行造成不必要的影响。
3.3 控制SCR脱硝系统中的氨气与空气比例
合理控制SCR脱硝系统的氨气和空气的混合比例, 在保证氨气占混合气体积不超过报警浓度的前提下, 可以适当的将混合气中氨气的比例控制在8%~10%范围内。通过提高氨气比例可以保证, 即使燃烧高于设计含氮量的煤种时, 也有足够的还原剂进行脱硝反应, 保证脱硝效率。
3.4 合理调配SCR脱硝系统各喷嘴的喷氨量
因锅炉实际的烟气系统中NOX含量并不平均, 需要根据烟气流速和NOX分布情况调整各喷嘴的还原剂流量, 保证了氨气在脱硝反应区内合理分配。通过上述方法可以确保还原剂NH3与NOX完全反应, 有效的提高了脱销效率的同时降低氨的逃逸率。
4 SCR脱硝系统技术参数的优化实例
在某供热机组运行期间, 在燃烧煤种、锅炉负荷不变的工况下对一侧SCR脱硝系统反应区技术参数进行了优化调整, 并对优化前后脱硝效果进行了对比。
4.1 设计参数
具体锅炉、燃煤及脱硝系统设计参数见表1, SCR脱硝系统图见图2。
4.2 优化调整前SCR脱硝系统情况
优化调整前供氨量:48kg/h, 混合气体总流量:1160 m3/h。混合后对各喷氨支管路气体流量进行测量, 结果见图3。
使用红外烟气分析仪对SCR脱硝系统出口同一截面的的NOX浓度进行网格法测量, 并将NOX浓度修正到6.0%O2标准状态结果见表2, NOX分布棒状图见图4。
优化调整前SCR脱硝系统技术参数较差, 投入还原剂各支管路的流量并没有与实际的NOX浓度相对应, 造成脱硝出口的NOX浓度偏高并且分布不均, 出口各测点的NOX浓度的标准偏差大。
4.3 优化调整后SCR脱硝系统情况
根据优化调整前的实际数据进行了优化调整, 调整后SCR脱硝系统运行参数如下:供氨量:57kg/h, 混合气体流量:1242m3/h。调整后还原剂各支管路流量测量结果见图4。
通过对SCR脱硝系统的优化调整效果明显, 优化后的SCR脱硝系统出口NOX浓度分布情况见表3, 棒状分布图见图5。
4.4 总结
通过对SCR脱硝系统参数优化前、后的工况对比, 可见脱硝系统的优化效果明显。调整后脱硝出口NOX的平均浓度比调整前下降了40mg/Nm3 (6%O2工况) 以上, NOX浓度分布较调整前更加的均匀, 标准偏差较调整前降低了10以上。说明对SCR脱硝系统的方法合理, 能够达到降低出口NOX浓度, 提高脱硝效率, 减少氨的逃逸率的效果。
4结束语
1.优化调整时应根据脱硝出口NOX浓度分布情况进行, 对出口NOX含量低于平均值的区域应减少对应喷氨口的混合气体流量, 反之偏高的区域增加流量。
2.增、减混合气体流量时应变化不应太大, 最多以1~0.5m3/h的流量步幅增减, 如果流量变化过大, 会对整体NOX浓度场的分布产生影响, 不利于脱硝系统的优化调整。
3.优化时对还原剂NH3的供应量的调整应缓慢进行, 因脱硝系统的调整反应具有一定的延时性, 所以每次调整间隔不应小于20分钟。
4.在调整期间应保持锅炉运行参数的稳定, 调整期间的锅炉燃烧用煤也不能发生较大变化。如果工况或煤质发生变化应停止调整, 待工况及煤质恢复到变化前的状态后再进行调整, 防止因外界因素的变化干扰脱硝的优化调整。
5. 投入SCR脱硝系统时, 应保证脱硝系统烟气温度在350℃以上, 保证催化剂在最佳的工作温度运行。
6. 根据实际测量的NOX浓度场的分布状况, 对喷氨各分支管路的流量进行优化调整能降低NOX的排放含量, 提高氨气的有效利用程度, 减少氨气的浪费, 避免造成未反应的氨气再对大气造成二次污染。
参考文献
[1]段传和, 夏怀祥, 燃煤电站SCR烟气脱硝工程技术, 中国电力出版社.2009
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