脱硝控制

脱硝控制（精选10篇）

脱硝控制 篇1

本工程#1 ~ 3 高温高压煤粉锅炉采用尿素作为还原剂, 采用SNCR + SCR技术进行烟气脱硝改造, 新建#4 高温高压煤粉锅炉采用尿素热解制备氨气, 采用SCR技术对烟气进行脱硝。#1、#2、#3 锅炉最终NOx排放浓度不大于200mg/Nm3; #4 锅炉最终NOx排放浓度不大于88mg/Nm3。由于工艺过程复杂且全厂运行管理水平要求较高, 对控制系统的设计提出了较高的要求。本文对工艺流程进行介绍、对控制系统进行分析和设计, 总结并完善了本工程脱硝的控制系统设计, 对类似工程的设计起到借鉴参考的意义。

一、脱硝工艺系统。

( 一) 概述。烟气脱硝系统包括尿素储存与供应系统和脱硝反应系统两部分。SNCR系统喷射区域和SCR系统反应器本体是实现还原反应场所; 尿素溶液制备、储存与供应系统是还原剂尿素卸装、储存的场所。整个脱硝系统的流程图见图1。

( 二) 主要工艺系统控制。工程尿素区系统为公用系统, 所以#1 ~ 3 机组SNCR脱硝系统与#4SCR尿素热解脱硝系统控制主要包括尿素溶液配制系统控制、尿素溶液供料系统控制、在线稀释系统控制、SNCR计量与分配系统控制、炉前喷射系统控制、热解室计量分配系统控制、热解室控制以及加热器温度控制等几部分。

二、脱硝控制系统概述。

( 一) 控制系统基本原则。本工程#4 机组脱硝系统与机组同步建设, 故将脱硝系统的控制纳入#4 单元控制系统; #1~ 3 机组为已建锅炉增设脱硝系统, 采用分散控制系统DCS, #3 机组将脱硝系统控制纳入已建成的机组单元控制系统, 以达到与机炉统一监视或控制的目的。

( 二) 控制方式。为保证烟气脱硝效果和烟气脱硝设备的安全经济运行, 本工程将设置以DCS为核心的完整的检测、调节、联锁和保护装置, 实现以DCS操作员站为监视和控制中心, 对整个脱硝系统的集中控制。每台机组脱硝反应区各设置一面DCS控制柜, 各设置一台操作员站 ( 兼工程师站) , 尿素区设置一面DCS控制柜及一台操作员站 ( 兼工程师站) 。尿素区采用独立DCS, 与脱硝区DCS系统同平台, 以方便运行和减少配品备件。

( 三) 热工保护。本工程#4 机组脱硝装置的热工保护纳入到#4 机组DCS, 设计有防止误动和扰动的措施, 保护系统电源不会导致误发动作指令, 操作指令中热工保护系统指令优先于任何指令。热工保护系统应遵守以下原则: 一是单独设置重要的保护系统的逻辑控制。二是重要的保护系统设有独立的I/O通道, 并有电隔离措施。三是互为冗余的I/O信号通过不同的I/O卡件引入DCS。四是触发脱硝装置停运的保护信号设置专用的检测仪表。五是脱硝与机组DCS间用于保护的信号全部采用硬接线。

三、仪表的选型

( 一) 热工检测信号及仪表选型类型。脱硝系统的检测主要包括以下几点: 一是脱硝工艺系统运行所需主要参数。二是脱硝辅机的各种运行状态。三是仪用电源、仪用压缩空气的供给状态和运行参数。四是如有必要, 选取重要的环境参数。五是氨逃逸取样分析仪。

( 二) 仪表选型的特殊要求。第一, 由于脱硝系统中烟气流速较大、含尘量高, SNCR中烟气温度高, 热电偶在选型时考虑防烧坏及防磨, 并考虑可靠性, 应选择烟风耐磨双支热电偶, SNCR中选择高温烟风耐磨双支热电偶。

第二, 脱硝反应区流量测量主要为气体流量的测量, 尿素区流量测量主要为液体流量的测量, 可选用以下测量方式: 一是差压测量方式, 可选择标准流量孔板、威力巴等。二是一体化流量仪表, 可选择涡街式流量计、转子流量计、科里奥利质量流量计。

本工程结合与业主所签协议的要求以及仪表的精度、安装方便等要求, 最终全部选定转子流量计, 既满足测量要求, 又减少备品备件的数量。

第三, 脱硝工程中烟气的检测与分析具有一定的特殊性, 主要表现为管路堵塞问题。其原因如下: 一是高尘测量环境的影响。高尘会造成取样管路堵塞, 需要注意取样头的材质和过滤器的设计及选择。二是除高尘之外, NH3也会加剧阻塞的出现。NH3是水溶性气体, 非常容易被吸附, 也很容易与酸反应, 在热湿条件下, 如未反应的剩余NH3较多, 可能产生NH4NO3、 NH4Cl、 ( NH4) 2SO4、 NH4HSO3和 ( NH4) 2SO3造成堵塞。适当提高伴热管线温度, 可减少管道结露。

第四, NH3易溶于水, 理想条件下, 过剩NH3很少, 很容易被吸附。因此, NH3测量方法通常采用直接安装测量法。本工程采用激光法测量氨气逃逸浓度, 安装采用斜角对射方式。

四、结语

本工程脱硝系统采用DCS系统进行控制, 提高了控制系统的可靠性, 同时将脱硝控制系统纳入到机炉控制系统中, 与机炉统一监视或控制, 提高了工作效率, 降低了劳动强度, 保证了生产运行的安全、稳定。由于脱硝控制系统不是独立的控制系统, 在设计前要对机炉控制系统的要求及接口进行确认, 控制设备的布置也要充分考虑现场对设备的影响并且方便人员检修与维护。

摘要：某热电有限公司#13高温高压煤粉锅炉进行脱硝改造, 新建#4高温高压煤粉锅炉采进行脱硝设计。本文以此为例, 主要介绍了脱硝控制系统设计, 对类似工程的设计起到借鉴参考的意义。

关键词：脱硝,仪表选型,DCS

参考文献

[1]孙克勤, 钟秦.火电厂烟气脱硝技术及工程应用[M].北京:化学工业出版社, 2006

[2]夏怀祥, 段传和等.选择性催化还原法 (SCR) 烟气脱硝[M].北京:中国电力出版社, 2012

[3]段传和, 夏怀祥等.选择性非催化还原法 (SNCR) 烟气脱硝[M].北京:中国电力出版社, 2013

脱硝 政策雷声大,雨点小 篇2

今年年初,环保部颁布了《火电厂氮氧化物防治技术政策》(以下简称《技术政策》),电厂脱硝工程再次被提上议程。

大气环境的日益恶化提醒我们,控制氮氧化物的排放势在必行。事实上,我国早在2003年就出台文件要求电厂脱硝,但由于政策是非强制性的,执行情况并不理想。其中一个很重要的原因是,脱硝工程将大大增加电厂的成本,在没有政府补贴的情况下,企业不堪重负,自然缺少动力。

“现在煤价走高,电厂本身已经是负利了。作为电厂,尤其我们是股份制的民营企业,运行脱硝工程,根本承受不了。”广东顺德五沙热电厂(以下简称“五沙电厂”)经营部部长万义荣对《新财经》记者表示。根据五沙电厂的核算,电厂脱硝的运行成本费用每年高达4799万元。

保护环境是大势所趋,国家政策应该怎样落实?记者通过调查发现:要求脱硝电价补助是企业一致的呼声。

脱硝势在必行

说到发电过程中产生的污染物对环境的污染,万义荣并不回避。他回忆说,五沙电厂刚规划筹建时,四下里还是一片郁郁葱葱的绿树。短短几年时间,电厂建立起来了,环境也面目全非了。原来绿意盎然的环境在不知不觉中已悉数变成了黄色。新建不久的建筑物也被腐蚀得厉害,诸如避雷针、防盗窗、防盗门之类有金属的地方,锈迹斑斑。“除了这些看得见的,还有一些看不见的,比如,我们人体吸吸入过量的二氧化硫或者氮氧化物气体,危害也很大。”

万义荣有些无奈地告诉记者,五沙电厂自规划之初就把脱硫、脱硝提上了日程,并一直在努力节能减排,力争减少对环境的污染。但从企业本身来讲,缺少足够的财力支撑,可谓心有余而力不足。

在我国煤炭丰富、电力偏紧的背景之下,电厂已星罗棋布,燃煤数量日益猛增,对环境的污染也日益严重。

煤中所含的杂质硫(约1%),在燃烧中排放酸性气体二氧化硫(SO2);燃烧产生的高温促使助燃的空气发生部分化学变化,氧气与氮气化合,排放酸性气体氮氧化物(NOx)。它们在高空中为雨雪冲刷、溶解后形成酸雨(硫酸雨和硝酸雨)。

酸雨是我国面临的最严重的区域性大气污染问题。酸雨使得大气透明度变差,令城市变为“烟霾岛”,有害居民身体健康;可导致土壤酸化,使植物中毒甚至死亡;加速土壤矿物质营养元素的流失,改变土壤结构,导致土壤贫瘠化,影响植物正常发育或诱发植物病虫害;使非金属建筑材料(混凝土、砂浆和灰砂砖)表面硬化水泥溶解,出现空洞和裂缝,导致强度降低,从而导致建筑物损坏,建筑材料变脏、变黑,影响城市市容和城市景观。

据了解,在北欧一些国家,由于氮氧化物的沉降,使得水体中氮成分大大增加,已经引发了海水赤潮。随着世界各国工业化进程的不断加剧,二氧化硫、氮氧化物污染已超过烟尘污染,成为大气环境的第一大污染物。

来自官方的统计数据显示,电厂是氮氧化物的最大来源,其次是工业和交通运输部门。氮氧化物的成分是硝,因此,硝是电厂对环境的最大污染源之一。

作为电厂环保的一种技术设备投入,脱硝工程能够消除氮化合物,直接减少氮氧化物对环境的污染。因此,脱硝势在必行。

脱硫应起到示范效应

对于电厂来说,是否应该强制脱硝?有业内专家表示,这需要综合考虑。因为脱硝不仅仅是新型环保技术问题,还要考虑电力企业的经济成本和相应的财政投入。万义荣也表示,从企业自身来讲,的确面临很大的成本投入。

相比较而言,脱硫工程在我国推行得相对较好。国家强制电厂上相关装置,并给予电价补贴。目前,世界各国对脱硫都非常重视,已开发出数十种行之有效的脱硫技术。

由几家企业小规模起步,我国大约在十年前就开始研究脱硫工程。发展至今,我国已是全球最大的烟气脱硫市场,能依靠自主研发的脱硫技术给产业注入活力。

脱硫产业,美国用三十多年才发展起来,我国用了不到十年。从脱硫电价补贴每度电1.5分钱,到各类意见的出台和措施的颁布,我国脱硫产业已逐步走向规范化,进入整合时代。

相关部门对脱硫的重视程度和治理程度正逐年加强,脱硫产业的容量进一步得到提高。据悉,行业龙头龙净环保脱硫项目的营业收入,从2005年的1.75亿元提升到了2009年的将近12亿元。产业发展态势喜人。

在我国,脱硫产业先行,但仅仅脱硫是远远不够的。清华大学环境科学与工程教授贺克斌指出:“我国提出了在‘十一五’期间削减二氧化硫10%的目标,但如若不进行综合治理,二氧化硫的减排效果将被氮氧化物的增长全部抵消,因为尽管降水中硫酸量下降了,但硝酸量却上升了。”

据万义荣介绍,发达国家是脱硫产业和脱硝产业同时发展,电厂实施双项工程一并起步。相比较而言,我国脱硝产业却明显滞后。

“我国在三年前开始强制要求脱硫,而脱硝没有强制要求。但现在要求更严了,要上电厂一定要加装脱硫、脱硝设备,尽量减少燃煤、燃油对环境造成的污染。”万义荣指出,政策在脱硫和脱硝方面最大的不同之处在于,上脱硫设备有电价补贴,而且已经实施了三四年,但是,脱硝这块补助一点也没有。

在脱硫电价政策的激励下,我国电力行业二氧化硫减排取得了非常明显的效果。相关专家表示,对脱硝而言,脱硫应起到示范效应,脱硫电价的执行具有很好的借鉴作用。

电厂有苦难言

对于脱硝电价补贴,万义荣告诉记者,最初有关部门也认为应该给,因为电厂有投入、成本高,但一直没有出台具体执行措施。

“现在市场煤价持续走高,要上脱硫,又要上脱硝,企业财力很吃紧。”万义荣说,“我们电厂去年的收入情况还马马虎虎,一是可能受金融危机的影响,国家加大了投入,对电的需求量较大,再者去年煤价还不是很高。但今年的煤价在去年的基础上,上涨幅度高达30%～40%,而电价在有些地方,比如广东,不涨反降。”

今年年初有消息称,龙煤集团与五大电力集团中的四大电力集团所属电厂签订的2010年电煤合同,吨煤价格在去年的基础上上涨了50元。这只是开了个小头,之后的半年里,煤价持续走高。据万义荣说,最近的煤价又涨了约200元/吨。

2009年的“好日子”来得快,也去得快,这让电力企业叫苦不迭。高位徘徊的煤价令他们惴惴不安,电煤库存下滑的紧张现实让部分企业如履薄冰。因“缺煤”,华中地区一度电力供应紧张,一些火电机组被迫停机。

内部挖潜空间不大,企业只能努力从购煤、运煤方面控制成本。背负着重重压力,2010年,大部分电力企业面临微利甚至是负利的结局。华电能源一位负责人称,他们去年已经亏损,如果煤价还这样高,2010年,公司将继续亏损。

根据发改委开会确立的煤电联动的精神,煤价每上涨5%,电价就要上调1分钱/度。但现在电价根本就不动,企业却得面临煤价的持续高涨。万义荣说:“如果国家再强制脱硝的话,我们企业的压力很大。”

“燃煤之急”让五沙电厂很伤脑筋。煤价飞速上涨,没有计划煤,领导就拍板买市场煤。“可市场煤内地价格很贵,那就买国外的,因为现在世界经济不景气,印尼煤价稍微低一点,为了生存,我们就买印尼的煤。设计煤种(一般是指报告书和初步设计中采用的煤种)买不到,我们就买热值低一点的,没有办法,为了发电。”万义荣告诉记者,作为电厂,发电可能亏损,但不发电也不行,“之前我们跟电网签了合同,一年要发多少电就一定要发的,如果发不足,将面临罚款” 。

今年年初,五沙电厂用于发电的40多万吨煤,有2/3来自印尼。

就五沙电厂本身来说,电厂现运行两台30万千瓦超火电机组,工程总投资数额巨大。万义荣有一肚子苦水:“还有70%银行贷款,如果没有效益,就还不了贷。”虽如此,电厂用于环保的设施建设一项都没少,一开始就上了脱硫、脱硝设备。“其中脱硝系统一投资就是1.5个亿,平时的费用一度电要1.4分钱。”投运以来,环保也成为公司的亮点,但同时也带来了很大的经济压力。

来自五沙电厂的脱硝运行成本核算表显示:电厂脱硝运行成本费用总计为4799.65万元/年。按年运行7500小时,上网电量33亿kWh计,4799.65÷330000≈0.0145(元/kWh),供电脱硝成本为:0.0145元/kWh。因此,万义荣最期待的国家脱硝电价补贴值为1.45分钱。

据记者了解,另一家电厂——广东国华台山电厂,也面临同样的困境。电厂配置相关脱硝设施,投入巨大,对于目前部分经营困难的电力企业而言,无疑是雪上加霜,民营电厂的生存越来越难。由于脱硝运营成本巨大,不少电厂,特别是民营电厂,虽然已经上了脱硝设备,也没有运行。

企业脱硝经济负担应削减

事实上,我国环保行业的发展,强烈依赖于政策的激励和保障。从我国脱硫产业的发展来看,政策对行业发展的推动力可见一斑。

早在几年前,我国已提出了要脱硝,国家早在2003年就已经对脱硝相关政策立项,多方期待脱硝能和脱硫做得一样好,但相关配套措施一直没有出台。目前的情况是,国家已经给出政策,支持电厂上脱硝装置,但怎么支持并没有务实的举措。企业呼声较高的电价补贴,也没有得到政策支持。

去年下半年,国家发展改革委环资司环保处处长赵鹏高,在第十一届国际环保产业展览会暨环保产业报告会上表示:“国家发展改革委正在研究烟气脱硝的经济政策和电价政策,当年将开展试点工作。”

业内有关专家指出,《技术政策》是脱硝技术的引导性政策,先于相关经济政策出台,从而保证在现有的经济发展水平下有足够的技术储备。技术先行,通过基于技术的相应方案来确定需要多大的成本投入,从而确保与整个经济社会的发展水平相协调。

这也说明了:脱硝标准的制订等问题令业内人士困惑,实用性政策的出台尚需等待。

环保部有关负责人表示,脱硝电价等问题属于经济政策范围,需要各部门协同合作出台配套政策,如发改委、财政、税务等,环保部门也会参与到火电厂脱硝设施建设和运营成本的核算工作中去。到底该补多少钱,牵扯到多方因素,也决定着多方利益。

据介绍,单从脱硝技术上来讲,我国多采用乙胺加蜂窝式的选择性催化还原法。这是引进的日本技术,即加胺进去,跟碳起综合反应,使得其不生成硝酸。五沙电厂目前用的就是上述方法。万义荣表示,有的企业正在研发新的方法,国家也在进行这方面的研究,“应该有更好的方法,效率更高,成本更低。”所以,政策跟上之后,技术不成问题。万义荣还提出,“电厂现在要强制脱硝,但是相关的管理是一片空白,没有考核。”

从长远来看,在环保技术进步、电力需求增加等积极因素的推动下,电力行业未来发展前景较为乐观。但近年来,我国火电发展增速已趋于减慢。随着电力体制改革的深入开展,电力行业已经进入了微利甚至是负利时代。

提高脱硝喷氨控制精度难点及对策 篇3

降低烟气中NOx排放目前主要有三种方法:燃烧前控制, 燃烧中控制和燃烧后控制。燃烧前控制是指选用低氮燃料;燃烧中控制即低NOx燃烧技术, 控制燃烧过程中NOx的生成;应用最广泛的是对生成烟气中的NOx进行脱硝处理。目前国内电站主流烟气脱硝技术为选择性催化还原法 (SCR) , 在催化剂作用下, 还原剂 (NH3) 选择性地与NOx反应生成N2和H20, 其化学反应式如下:

其中第一个反应为主要反应, 约占95%, 因此可以近似认为NH3和NOx的摩尔比为1:1。

随着国家对环保工作的日益重视和人民群众对环境要求的不断提高, 越来越多的发电企业对脱硝系统进行了超低排放改造, 改造后烟气NOX含量小时均值由100mg/Nm3降低到50mg/Nm3以内, 随着小时均值的降低, 客观上要求控制精度也需相应提高, 否则在保证环保指标合格的同时无法控制合适的喷氨量, 不但浪费了较为昂贵的液氨, 而且喷氨过度会造成空预器堵塞, 不仅增大了风机出力, 还影响机组的安全运行。

2提高喷氨控制精度难点问题分析

2.1仪表测量系统存在的问题

2.1.1与喷氨控制相关联的仪表比较多, 对其影响较大的有, SCR入口NOx浓度测点, SCR出口NOx浓度测点, SCR烟气流量测点。实际运行过程中, 这三个测点的准确性较差, 或者没有代表性, 给控制带来很大麻烦。某公司SCR入口NOx浓度测点和SCR出口NOx浓度测点, 取样采用冷干直接抽取法, 存在冷凝水析出、气溶胶和铵盐结晶等问题, 不仅影响测量误差, 也会腐蚀设备, 造成NOx浓度测点故障率较高。其次是仪表左右两侧是单一取样点, 没有采用多点取样方式, 取样点代表性不强。第三是超低排放改造后相应的仪表没有改造升级, 仪表量程为0-1000mg/Nm3, 实际使用范围0-100mg/Nm3即可, 仪表量程选取过大。第四, 为了保证CEMS仪表取样管不被堵塞和测量的准确性, 需要定期进行吹扫和标定, 一般4小时左右要吹扫一次、标定一次, 在吹扫、标定过程中, 仪表输出被设置为保持, 持续时间在10分钟左右, 在这10分钟内, 往往仪表测量的实际值会发生变化, 对控制效果影响较为明显。

2.1.2净烟气折算NOx浓度偏大。因锅炉尾部漏风, 除尘及脱硫系统漏风, 参考修正用的氧量 (烟囱处) 与锅炉省煤器出口氧量相差较大, 低负荷时, 运行控制锅炉氧量在4%左右, 参考修正用的氧量 (烟囱处) 往往达到8%, 以上, 造成净烟气折算NOx浓度偏大。

2.1.3烟气流量测量不准。超低排放改造后, 锅炉烟道布置空间有限, 无法满足烟气流量测量装置的安装要求, 且烟气流量测量装置布置在高温、高粉尘环节中, 非常容易堵塞, 直接测量烟气流量现阶段还没有比较成熟的应用方案。但烟气流量是计算喷氨量的一个非常重要的参数, 对喷氨精度的影响非常大。

2.2控制策略存在的问题

某公司氨量调节控制逻辑, 根据SCR出口NOx浓度测量值与设定值的偏差, 采用单回路PID控制, 控制逻辑较简单。基本设计为固定摩尔比控制方式。该控制方式下的设定值为氨氮摩尔比或者脱硝效率, 控制系统根据当前的烟气流量、SCR入口NOx浓度和设定氨氮摩尔比计算出NH3流量需求, 最终通过流量PID改变氨气阀开度来调节NH3实际流量, 这种控制方式近似于开环控制, 脱硝系统的NH3需求量仅根据静态物理特性计算得出, 虽然控制能投入, 但控制效果很不精确;电厂人员在总结固定摩尔比控制方式不足的基础上对控制方案进行了改进, 采取了控制SCR出口NOx浓度控制方式, 此时系统设定目标为SCR出口NOx浓度, 并根据其与实际出口NOx浓度的偏差来动态修正氨氮摩尔比, 达到闭环控制SCR出口浓度的效果。这种方案也存在以下问题:

2.2.1控制目标不是考核目标

环境保护管理部门只对发电单位烟囱入口NOX浓度小时均值进行考核, 自动控制回路的直接控制目标是SCR出口NOx浓度, 控制目标与考核目标只有一定程度的关联。由于SCR出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度在时间上存在3分钟左右的差别, 并且两个位置在物理空间上存在较大差距, 校正氧量差距也较大, 最终SCR出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度差距较大。

2.2.2控制策略设计没有充分考虑被控对象的大延迟特性

为了考察被控对象的特性, 在现场对相关参数进行了测量, 通过与DCS上相关的历史曲线进行了对比分析, 结果表明, SCR出口 (或入口) NOx浓度测量值比实际值延迟了约30s, 烟囱入口CEMS取样管路更长, 延时更大。从氨流量控制阀动作到烟囱入口NOx浓度发生变化, 时间在3分钟左右, 整个响应过程长达10分钟以上, 是典型的大滞后被控对象, 设计控制逻辑时要充分考虑这一特性。

2.2.3控制系统对SCR入口NOx浓度扰动适应性差

某公司的脱硝控制策略, 考虑了机组负荷变化对脱硝控制的前馈作用, 但这种对应关系仅仅是基于静态物理特性的。也就是说:对于机组运行在600MW或者900MW负荷点, 控制系统可以根据负荷点计算出对应的喷氨量, 但机组从600MW上升到900MW变负荷速率有很多种, 对应的燃料、风量变化各不相同, 常规逻辑是风量变化超前于燃料量变化, 这就造成SCR入口NOx浓度变化很大, 如果控制系统仅仅响应SCR出口NOx浓度变化, 脱硝控制品质肯定不佳。

3喷氨控制系统改进措施

3.1仪表改造与改进

对CEMS仪表进行升级改造, 仪表量程由原来的0-1000mg/Nm3变为0-100mg/Nm3, 相应仪表的测量精度和响应速度得到提高。对取样管进行了改造, 由单点取样改为三点取样, 样气代表性得到加强。对样气预处理系统进行了改造, 减少了仪表的故障率, 对尾部烟道漏风点进行了综合治理, 减少了参考修正用的氧量 (烟囱处) 与锅炉省煤器出口氧量的偏差。为了解决CEMS仪表吹扫和标定时对控制系统的扰动, 将原有保持控制输出不变方案修改为根据对侧参数 (即A侧根据B侧调节, B侧根据A侧调节) 进行调节。为了解决烟气流量测量不准问题, 根据经验采用机组负荷和引风机电流拟合烟气流量信号。

3.2喷氨系统控制特性试验

只有在充分了解对象特性的前提下, 进行相关控制策略的优化, 才是可靠和科学的方法。在本次喷氨优化前, 先用试验仪器在就地对相关仪表的准确性进行了对比测量, 保证测量仪表相对准确。通过对测量仪表取样管路长度的测量, 查阅仪表响应时间, 较为准确的掌握了CEMS仪表延迟时间, 调阅DCS历史曲线, 对比SCR出口NOx浓度、烟囱入口NOx浓度、喷氨阀动作时间等数据。通过以上试验和数据分析, 某公司喷氨调节阀动作到SCR出口NOx浓度变化需要53秒, 喷氨调节阀动作到烟囱入口NOx浓度变化需要205秒。

3.3喷氨控制逻辑优化

喷氨控制回路改为串级控制回路, 整体设计思路为:主调节器的设定值为SCR出口NOx浓度, 被调量为SCR出口NOx浓度测量值, 经PID运算, 得到喷氨量, 作为副调节器的设定值, 其与喷氨流量测量值的偏差经PID运算后生成指令调节喷氨调节阀。针对控制目标不是环保考核目标问题, 引入烟囱NOx浓度设定值与小时均值的偏差对调节目标进行修正。针对SCR脱硝控制系统的大滞后特性, 设计时引入了AGC负荷指令, 根据被调量的变化量进行控制, 有效提前调节过程, 从而大幅提高了脱硝系统的闭环稳定性和抗扰动能力。针对控制系统对SCR入口NOx浓度扰动适应性差问题, 把SCR入口NOx浓度设计作为前馈信号, 同时采用前馈技术对脱硝控制系统的各种扰动因素进行动态补偿, 从反应源头及时消除烟囱入处出NOx浓度的波动, 并采用与负荷关联的变比例调节作用, 增强调节效果。根据经验采用机组负荷和引风机电流拟合烟气流量信号, 基本保障了该信号的相对准确。

4控制系统调试

4.1 PID参数设定

PID参数的设定可通过相应数学模型进行计算, 现场一般根据经验进行试凑, 通过调节曲线进行分析逐步修改参数, 直到系统趋于稳定, 调节品质达到预定目标。在超低排放要求下, 一般能将控制品质控制在±10mg/Nm3以内。调试时, 为环保指标不超标, 设定目标值为30mg/Nm (3环保要求为50mg/Nm3) , 根据经验对PID参数进行预设:主PID的比例设定为0.1, 积分时间Ti设定为300s。副PID的比例设定为0.08, 积分时间Ti设定为180s。微分环节不作用, 微分时间Td为零。初步参数设定好后将系统投入运行, 观察调节曲线, 在系统不振荡的情况下逐步放大比例环节控制, 找到最优值, 再将整定积分时间Ti由大到小减少, 找到最优值。初次设定完成后, 让机组在稳定工况下运行2~4小时, 观察新系统在稳态下的控制品质, 并根据情况初步整定控制系统参数以获得满意的调节品质。运行人员在系统初次投入过程中密切注意脱硝反应器出口NOx的变化情况, 出现异常调节时立即解除自动, 运行人员可根据当前情况手动干预, 将NOx降到50mg/Nm3以下。由于机组在协调方式运行段存在启/停磨煤机操作, 因此变负荷试验需在500MW~750MW (4台磨煤机运行) 和750MW~1000MW (5台磨煤机运行) 两个负荷段分别进行 (根据试验时的燃煤情况负荷段需作相应变动) 。变负荷速率和幅度由 (10MW/min速率、50MW幅度) 开始, 并根据试验情况逐步加大, 直至国家标准要求的 (20MW/min速率、150MW幅度) 。调试人员将根据试验情况进一步调整NOx系统的控制策略和参数, 直至获得满意的控制品质为止。变负荷试验中由运行人员密切注意机组主要运行参数, 出现异常时根据情况停止试验或解除NOx喷氨流量自动。

4.2前馈功率函数设置如下表

4.3前馈SCR入口NOx浓度函数设置如下表

5结论

分身“省煤器” 脱硝不罢工 篇4

面对“脱硝装置频繁投退困境”，粤电集团勇担减排责任，积极开展“产学研”合作，破解技术难题，全力推进提升烟温的技术改造等各项工作，以保障脱硝设施稳定运行。

由于持续开展环保改造，不断优化排放指标，到2014年底，粤电集团燃煤电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效已处于全国电力行业先进水平。其中，脱硝装置平均投运率94.31%，平均脱硝效率83.14%。

入口烟温偏低

脱硝装置自动退出？

在机组最低负荷经常低，导致省煤器出口（SCR脱硝装置入口）烟温偏低的客观条件下，脱硝装置被迫自动退出、投运率较低，这是粤电集团在氮氧化物治理上遇到的新问题。

“不是主观退出”，粤电集团安全监察及生产技术部副部长唐永光坦言，SCR脱硝装置的喷氨投运与退出在设计上为自动控制，当SCR脱硝装置入口烟温偏低时，达不到脱硝催化还原反应的温度条件时，它就会自动停止喷氨退出运行。

据了解，脱硝SCR装置运行一般要求入口烟温达到300℃以上（一般与烟气中二氧化硫浓度等相关），当入口烟温低于此温度时，不具备脱硝设施连续喷氨运行条件，SCR脱硝装置喷氨系统就会自动退出。

“锅炉热效率高的机组省煤器出口烟气温度相对偏低，在低负荷时才会出现脱硝装置退出运行的情况”，唐永光介绍，近年来电力需求低迷，并且新建电源增加迅速，西电东送又挤占广东部分燃煤电厂的发电负荷，省内机组调峰频繁，导致机组负荷经常维持在较低水平，锅炉省煤器出口烟温偏低。此外，这些锅炉均存在低负荷时省煤器出口烟温偏低（锅炉热效率较高）的设计特点，最终导致烟气进入脱硝设施的温度偏低，脱硝装置被迫反复自动投退。

面对“脱硝装置频繁投退困境”，粤电集团没有回避，勇担国企减排责任，在积极沟通电网公司及政府有关部门适度调高机组最低运行负荷的同时，会同厂家、高校及科研院所专家研究各台机组的技术改造方案。

据了解，粤电4家电厂根据各自机组结构特点分别采用了给水回热、锅炉热水再循环、锅炉省煤器分级布置改造方案，9台机组预计改造投资约1.9亿元。

“宁可牺牲部分发电效率，也要保证入口烟温。”唐永光表示，给水回热和锅炉热水再循环改造方案虽然投入资金相对经济一些，但是需要牺牲机组发电效率。现在这4家电厂的最低运行负荷已得到提高，脱硝装置的投运率已达到要求。

据介绍，目前，金湾电厂3、4号机组、平海电厂1号机组已经完成改造工作，其余机组的改造工作正处于设计供货阶段，计划在2015年内完成所有相关改造工作。

粤首台“省煤器”分级改造

破解脱硝入口烟温偏低难题

为达到既保证脱硝烟温，又尽量减少影响锅炉热效率的目的，金湾发电公司采用了锅炉省煤器分级布置改造方案。

金湾发电公司生产技术分部主任薛智介绍，该改造方案将原先布置在脱硝反应器上游的省煤器一分为二，切除部分省煤器，安装在反应器的下游。这样，减少了反应器上游省煤器受热面的吸热量，烟气经过上游省煤器后，仍能保持相对较高的烟温进入脱硝装置，烟气脱硝处理完之后再进入下游省煤器。

“脱硝装置入口烟温，改造前只有280℃，改造后能达到310℃。”薛智介绍，两台机组装机容量都是60万千瓦，此前，由于电网调峰，机组发电负荷低于40万千瓦时，脱硝装置由于入口烟温低就退出。现在，只要发电负荷不低于25万千瓦，都能保障脱硝设施正常运行。

“不惜成本，优中选优，两台机组改造投入超5000万元。”金湾发电公司安健环分部主任吴智鹏介绍，改造过程中，不但空间布置困难，并且停机改造工期长，停机经济损失大。

据介绍，金湾发电公司3号机组还是国家能源局煤电机组环保改造示范项目，目前改造已全部完成。

“氮氧化物：15.86mg/Nm3，二氧化硫：6.48mg/Nm3，烟尘2.30mg/Nm3。”8月25日下午3点35分，记者在广东珠海金湾发电有限公司中控室的监控大屏上看到3号机组三项污染物排放均达到超低排放“50355”燃机标准要求，即氮氧化物（NOx）低于50mg/Nm3，二氧化硫（SO2）低于35mg/Nm3，烟尘低于5mg/Nm3。

“产业减排一盘棋，应探寻最佳平衡点”

“电厂的减排压力日益增大。”粤电集团安全监察及生产技术部副部长唐永光表示，燃煤电厂减排已经到了极限，减排几毫克，动辄投入上亿的资金进行技术改造的实例不胜枚举，然而，如果将这笔资金投入到交通、钢铁、石化、水泥等其它产业领域的减排，将取得更好的减排效果。他希望环保部门在制定各个产业减排政策时，能够全面考虑，探寻最佳的平衡点。对当前环保电价、排污权交易等政策，企业也表达了自己的观点。

观点一：燃煤电厂超洁净改造应提高电价补贴

据了解，金湾发电公司超低排放改造项目，两台机组在原有环保设施的基础上进行了省煤器分级布置，加装备用层催化剂，增加湿式电除尘器，脱硫系统扩容，引增合一等重大改造，总投入资金达2.85亿元。

“脱硫、脱硝和除尘运维成本大大增加。”金湾电厂安健环分部主任吴智鹏介绍。目前超低排放改造机组的各项设施运维成本暂时还没有环保电价补贴，他建议国家针对火电厂超低排放进行专项补贴，以鼓励火力发电企业生产更环保更洁净的电力。

“希望尽快实施超低排放环保电价。”唐永光表示，目前亟须完善环保电价补贴等经济政策，重新核算实际成本，提高机组的脱硫、脱硝、除尘电价补贴，补偿企业环保改造投资及运营成本。此外，提供环保专项资金补助和贷款贴息补助部分困难电厂，使其有改造资金。

观点二：应完善执行标准的条件

唐永光表示，火电机组就像人的身体一样，也有生病的时候，希望参照国外惯例，对执行标准补充说明条件。

金湾发电公司相关负责人直言，目前即使进行了提升脱硝SCR反应器入口烟温改造的机组，也无法避免在启停机时氮氧化物排放浓度不超标，然而环保部门目前对启停机，环保设备故障等客观原因造成的环保超标暂无明晰的豁免法规。

观点三：排污权交易应完善二级市场定价机制

脱硝控制 篇5

为响应国家环保政策, 江苏省自2014年7月起对重点地区执行《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011) , 对氮氧化物NOx按100 mg/Nm3考核。江苏国信协联能源有限公司响应环保要求, 在2014年4月开始对2×135MW机组进行脱硝改造。

(1) 脱硝SCR反应系统。采用选择性催化还原 (SCR) 脱硝工艺, 每台480t/h锅炉配置两套脱硝SCR反应器, 反应器布置在省煤器与空预器之间。催化剂层数采取“2+1”模式布置, 初装2层预留1层。脱硝系统在设计工况、入口NOx浓度420mg/Nm3、处理100%烟气量、布置2层催化剂条件下脱硝装置NOx脱除率不小于80%。以脱硝所需最大供氨量和氨 / 空气体积比例小于5%为基准, 配置氨稀释风机及氨 / 空气混合系统。 (2) 氨储存、制备和供应系统。氨区采用液氨作为脱硝还原剂, 脱硝剂的储存、制备、供应为2×135MW机组公用系统。 液氨贮罐中的液氨自流到液氨蒸发器内蒸发为氨气, 氨气缓冲罐控制一定压力, 经过氨气管道送至锅炉侧的脱硝系统。液氨蒸发器按2台配置, 每台容量应按照2台机组在BMCR工况下105%容量设计, 且每台额定氨蒸发量不小于140 kg/h。氨气缓冲罐配备2台, 容量与蒸发器的连接为单元制, 但进出口有连通母管, 便于蒸发器和缓冲罐不对应切换, 缓冲罐容量满足蒸发器额定出力的5min停留时间。 (3) 排放系统。配备氨气稀释罐1台, 废水池1座, 废水泵2台。氨气稀释罐处理量按一台蒸发器的最大蒸发量下3小时的泄漏量设计, 废水的氨浓度控制在19%以下。液氨储存和供应系统排放的氨气经由氨气稀释罐吸收成氨废水后排至废水池, 废水池还用于收集场地上包括贮罐区、卸车区、泵区、罐底排液等无压力废氨水收集, 再经废水泵送到工业废水处理系统处理。

2化学反应机理

(1) SCR技术是还原剂 (NH3) 在催化剂作用下, 选择性地与NOx反应生成N2和H20, 而不是被O2所氧化, 主要反应如下:

(2) SCR运行中的主要影响因素。SCR系统最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、NOx浓度、喷氨量和氨逃逸等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数, 催化反应只能在一定的温度范围内进行, 同时存在催化的最佳温度, 这是催化剂特有的性质, 因此烟气温度影响反应的进程;而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度, 需要合适的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行;同时需要氧气的参与, 当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到最佳值;喷氨流量是达到脱硝效率, 达标排放的保证;氨逃逸是保证SCR系统运行的一个重要参数, 氨逃逸过高, 会造成SCR反应器及空预器堵塞, 严重时会导致锅炉停炉, 必须加以有效控制。

3 SCR脱硝装置自动控制调节原理

根据脱硝系统工艺流程及特点, 主要自动调节包括:SCR反应器喷氨自动控制、液氨蒸发器温度控制、氨气缓冲罐压力控制等, 其中脱硝自动控制调节系统中最为重要和核心为SCR反应器喷氨自动调节 (见图1) 。

脱硝系统喷氨自动控制策略在调试过程中对如下问题进行考虑: (1) NOx测量信号存在较长时间的滞后问题。 (2) 氨气逃逸率的控制问题。 (3) 氨气流量测量问题:采用涡街流量计, 经温度、压力补偿计算得出。 (4) 烟气流量测量问题:由于SCR出口烟道非常不规则, 不能精确和稳定测量, 所以考虑通过锅炉蒸发量折算得出。

SCR反应器喷氨自动控制方式通常有2种:固定摩尔比控制方式、出口NOx定值控制方式。

江苏国信协联能源有限公司喷氨自动控制采用SCR反应器出口NOx定值控制 (保持出口NOx恒定) 。SCR反应器出口NOx定值控制与固定摩尔比控制方式相比, 从控制角度而言, 出口NOx定值控制模式是一种按需脱除烟气中NOx的模式。 出口NOx定值控制更能保证满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB 13223-2011) 要求, 同时对于不同煤种、不同燃烧及运行方式等, 其更能体现出控制性能的灵活性及优越性, 同时氨气消耗量也更经济。

出口NOx定值控制方式与固定摩尔比的控制方式在主控制回路上基本相同, 与固定摩尔比控制主要的最大不同之处在于摩尔比是个变量, 摩尔比变量与反应器SCR出口NOX值以及锅炉负荷变化相呼应。

控制原理:主控制回路将NH3/ NOx摩尔比作为变量, 变化摩尔比输出控制器原理如下: (1) 根据入口NOx实际测量值以及出口NOx设定值计算出预脱硝效率和预置摩尔比。 (2) 预置摩尔比作为摩尔比控制器的基准来输出, 它是一个动态值, 出口NOx实际测量值与出口NOx设定值进行比较通过PID调节器的输出作为修正, 最终确定控制系统当前需要的摩尔比值。 (3) 摩尔比控制器输出的摩尔比信号算出所需的氨气量, 再与实际测量的氨气量比较, 形成喷氨调节阀的控制指令, 从而有效地控制脱硝系统, 保证出口NOx稳定在设定值范围内。 (4) 烟气量通过锅炉蒸发量折算, 同时作为前馈信号, 进一步增强变负荷调节的及时性, 弥补SCR反应器和烟气在线监测CEMS系统测量的时滞。

另外由于脱硝反应器催化剂的特性所限, 锅炉负荷稳定的情况下, 出口NOx浓度也将会出现波动, 采用脱硝出口NOx定值控制方式时, 副控制回路适当考虑对这种波动进行修正。 此控制方式, 既考虑脱硝效率又兼顾排放浓度, 克服了固定摩尔比控制带来的过度脱硝或不能保证排放浓度的问题, 始终能保证出口NOx稳定在合理范围。

4工程调试期间出现的问题及处理

2014年8月23日9# 炉脱硝出现过量喷氨, 导致出口NOx偏小及脱硫原烟气SO2、出口SO2异常小 (见图2) 。

每次只要喷氨调节阀开度超过40%, 就会出现氨气流量下跌现象, 同时出口NOx一直下降, 据此现象分析, 确实存在喷氨过量的问题, 检查发现原来氨气涡街流量计内部参数 (出厂为液体LIQUD) 未修改为气体, 一般出厂设计全部按液体标定, 一般流速范围为:0~10m/s, 如果超过10 m/s则会滤波, 4~ 20m A流量信号则会减小。重新把涡街流量计介质参数改为气体 (GAS) 后, 氨气流量测量及喷氨控制恢复正常。

5结语

江苏国信协联能源有限公司2×135MW机组8#、9# 炉SCR脱硝控制系统的控制策略不仅算法过程科学可靠、参数整定方便, 而且充分利用随动关系对应NH3/ NOx摩尔比, 并用PID控制的优势, 解决了出口NOx浓度因大惯性而难于控制的问题。经过实际运行, 达到各项控制指标, 出口NOx基本稳定在90mg/Nm3, 出口氨逃逸小于5ppm, 较好地满足了SCR脱硝自动化控制要求, 为脱硝系统的安全、稳定和经济运行提供保障, 为环保达标排放提供了技术支撑, 同时也顺利通过了国家环保监测验收。

摘要：文章针对目前火力发电厂普遍采用的SCR (选择性催化还原法) 脱硝工艺, 对SCR脱硝控制系统调节原理以及工程调试期间发现的问题进行探讨。

脱硝控制 篇6

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

[1]GB 13223-2011, 火电厂大气污染物排放标准[S].

[2]武保会, 崔利.火电厂SCR烟气脱硝控制方式及其优化[J].热力发电, 2013, 42 (10) :116-119.WU Baohui, CUI Li.SCR flue gas denitrification control and optimization in thermal power plants[J].Thermal Power Generation, 2013, 42 (10) :116-119.

[3]罗子湛, 孟立新.燃煤电站SCR烟气脱硝喷氨自动控制方式优化[J].电站系统工程, 2010, 26 (4) :69-63.LUO Zizhan, MENG Lixin.Ammonia flow automatic control mode optimization of SCR flue gas De NOxfor coal-fired power plant[J].Power System Engineering, 2010, 26 (4) :69-63.

[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.

[5]张伟, 于丽新.锅炉燃烧调整对NOx排放影响的研究[J].东北电力技术, 2011, 32 (12) :38-40.ZHANG Wei, YU Lixin.Research for NOxemission of boiler by combustion regulation[J].Northeast Electric Power Technology, 2011, 32 (12) :38-40.

脱硝控制 篇7

某电厂脱硝系统中, 脱硝装置采用选择性催化还原法 (SCR) , 包括SCR反应系统、液氨储存及输送管线系统、连接省煤器及空预器的烟道系统、烟气监测及控制系统等在内的能够完全满足烟气脱硝进行的全部设施。在脱硝系统中, 电气设备、仪表和控制系统在整个系统中占着举足轻重的位置, 现对电气设备、仪表和控制系统进行描述。

2 电气设备、仪表和控制

采用的电压等级:交流380/220V三相四线制;直流220V (动力) 、110V或220V (控制) 。

I&C系统采用先进的控制系统。

脱硝控制系统应和整个电厂控制系统设计相协调, 并满足整个电厂控制系统的接口要求。

烟气脱硝系统范围内的电气系统、接地系统、氨泄漏及火灾报警和控制系统、脱硝DCS、氨区PLC系统、液氨储存供应系统, 这些系统均应作为子系统与现有的对应系统联网。

2.1 电气设备总的要求

脱硝系统内应设置必要的400V电动机控制中心 (MCC) , 其设计应符合相关规程、规范的要求。

根据实际需要, 在脱硝系统内为相关设备设计必要的就地控制箱, 并应满足相关规程要求。

安装在室外的照明配电箱, 其外壳防护等级必须达到IP55;安装在电气控制室内的照明配电箱, 其外壳防护等级为IP40;安装在其余场所的照明配电箱, 其外壳防护等级为IP54。

控制室、配电间、稀释风机房等室内的插座, 应为暗电源插座, 且其数量足够。

脱硝系统内应安装必要的检修电源箱, 其布置、防护等级、主要元件的选型等应符合IEC要求。

检修用照明及维修电气工具用12V (AC, 50Hz) 电源, 由安全变压器箱提供, 安全变压器的设计应满足相关规程和标准。

2.2 仪表和控制系统

2.2.1 仪表和控制系统的设计总则

烟气脱硝系统的仪表和控制系统应满足但不限于下述要求:

a) 仪表和控制设备应考虑最大限度的可用性、可靠性、可控性和可维修性。在规定条件下, 所有部件应安全运行并达到:仪控设备投入率100%, 保护及联锁投入率100%, 自动调节系统投入使用率100%, 分析仪表投入率100%。

b) 烟气脱硝系统及其辅助系统和单体设备的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常事故工况的处理等, 应完全通过机组DCS或PLC来完成。任何就地操作手段, 只能作为机组DCS/PLC完全故障或就地巡检人员发现事故时的紧急操作手段。

c) 控制和监测设备应有良好的性能, 以便于整个装置安全无故障运行和监视, 并应符合相关的防腐、防水、防爆要求。

2.2.2 就地设备设计原则

a) 工艺系统中在巡检人员需监视的地方, 应设有就地指示仪表, 并配有防振动措施。所有温度、水位、压力等取样点要求设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置, 并符合有关规定。脱硝系统性能试验所需要的试验取样点和一次检测设备以及一次元件安装所需的套管、温度管座、仪表阀门等符合有关规程、规范、标准的规定。

b) 仪表和控制设备的设置位置和数量应满足采用机组DCS对于整个烟气脱硝系统进行远方监视、运行调整、事故处理和经济核算的要求。

c) 随脱硝设备所供的就地仪表和检测元件必须符合国际标准, 不选用国家宣布的淘汰产品, 且规格型号要齐全, 热控测量元件的选择应符合监视控制系统的要求。

d) 热控仪表设备 (元件) 包括每一块变送器、压力表、压力开关、仪表、阀门等都得提供相关的资料。提供的资料要齐全, 并要详细说明其规格、用途、安装地点及制造厂家。所有仪表均采用国际单位制。

e) 所有同类型的仪表、控制设备、控制系统, 将尽可能采用同一制造厂的产品, 以确保机组自动化系统的完整性, 减少仪表控制设备的品种和备品备件的数量。

f) 脱硝系统配供的测量仪表 (压力表、变送器、液位计等) 均配供安装附件 (一次门、二次门及排污门等) 。其中用于仪表阀门要求是进口的。

g) 对于关系到安全或调节品质的重要过程参数, 热工测量元件 (测温元件、变送器、逻辑开关) 均应按三重冗余方式配置, 进入DCS I/O站不同的I/O卡, 在DCS中进行三选二或三选中逻辑运算。

h) 阀门、挡板等具有足够的调节范围和可控性, 并具有成熟运行经验, 能满足热工控制系统的要求。随脱硝系统供的执行机构、电动 (气动) 阀门保证远方操作时关得严、打得开。随阀门带的行程开关能可靠动作, 能适各种现场运行环境, 严密性好, 能正确反映阀门打开和关闭状态。执行器的布置及安装位置充分考虑锅炉运行区域的恶劣环境, 不卡涩, 行程开关动作可靠, 位置反馈信号与阀位对应。阀门的驱动装置, 其驱动力矩与阀体的要求相适, 安全可靠、动作灵活, 并附有动态特性曲线。随驱动装置供的接线盒, 其密封性、防尘、防水符合IP56防护等级。

i) 随脱硝系统供货的电动门及电动调节阀执行机构均采用一体化智能型 (含动力控制装置或伺服放大器) , 气动调节执行机构将采用智能定位器, 带三段保护。所供电动门都将设置过力矩闭锁开关, 在开、关方向各有2对独立的两常开、两常闭接点。其接点容量为220VAC, 3A、220VDC, 1A。

j) 随脱硝系统提供的所有远传测温元件要求采用双支型K型热电偶或双支型三线制Pt100铂热电阻, 大于200℃的必须采用热电偶。

k) 所有远传仪表、变送器 (二线制) 将采用4~20m ADC标准信号, 精度值将不低于0.75%。变送器选用进口智能型产品, 带HART协议接口。

l) 脱硝系统提供的所有仪表控制设备和控制柜的防护等级, 放置在控制室及电子设备间的设备将为IP54, 其它为IP56。

m) 所有测量点至一次隔离阀门采用的所有材料应符合在安全运行条件下测量介质的要求。与仪表及变送器连接的仪表管材质及壁厚应与工质相适应, 不得出现腐蚀或污染的现象。

n) 所有就地热控设备应提供永久性金属标牌, 型式规格参照电厂设备标牌。

所有仪表与阀门的垫圈禁止采用铜质材料。

2.2.3 分散控制系统

脱硝系统的监视控制由机组DCS实现, 公用部分由PLC实现。设计技术资料包括:系统流程图、仪表清单、I/O清单、设备规范、SAMA控制逻辑及与DCS的接口等。

3 结语

本文对某电厂的电气设备、仪表和控制作了简单的讲述, 为以后的同类工程提供了参考借鉴。电气设备、仪表和控制采用先进、成熟、可靠的技术, 便于以后的运行维护, 不仅能够提供更高的人员和设备的安全保障而且能够给脱硝装置快速启动投入提供保障。

摘要：本文针对某电厂脱硝系统中的电气设备、仪表和控制系统进行简单概述, 目的是对以后的同类工程进行参考借鉴。

关键词：脱硝系统,电气设备,仪表和控制,就地设备

参考文献

[1]郭伟.大型火力发电厂烟气脱硫电气系统设计[J].华电技术, 2008, 33 (10) :207-208.

脱硝控制 篇8

1 SNCR脱硝原理①

选择性非催化还原 (SNCR) 脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂 (氨水) 喷入炉膛温度为850~1 100℃的区域, 与NOx发生还原反应生成N2和水。还原NOx的主要方程式为:

SNCR还原NOx的反应对于温度条件非常敏感, 炉膛上喷入点的选择, 也即温度窗口的选择是SNCR还原NOx效率的关键。一般认为, 理想的温度范围为850~1 100℃, 但会随锅炉类型有所不同。

2 SNCR脱硝工艺流程

SNCR系统由氨水储存与供应, 稀释水储存与供应, 混合控制, 喷射组件及氨水计量等部分组成。氨水和稀释水根据锅炉运行与NOx排放情况, 通过混合控制系统配制成所需浓度, 再由喷射组件将雾化的混合液喷到燃煤锅炉的特定区域达到降低NOx的目的。

2.1 氨水储存与供应

系统设置有一台氨水槽车卸料泵, 将槽车里的氨水加注到氨水储罐中, 现场进行启/停操作;两台氨水输送控制泵 (一用一备) 在现场或中控室进行启/停控制, 中控显示氨水输送泵的运行状态。氨水储罐液位、温度和压力信号送至中控室进行指示与报警。

2.2 稀释水储存与供应

系统设置有两台稀释水控制泵 (一用一备) 在现场或中控室实现启/停控制, 并在中控室显示运行状态。储罐液位采用两位控制, 以选择手动/自动方式。

2.3 混合控制系统

每台燃煤锅炉有一个独立的混合控制系统, 由氨水流量控制、稀释水流量控制、NOx含量显示及联锁控制等组成。5台燃煤锅炉共计5套混合控制系统。

2.4 喷射组件

根据锅炉现状, 每台锅炉配置了8支喷枪。喷枪安装在炉膛温度为800~1 100℃的适当位置。采用脱硝系统专用的气力雾化喷射器, 它包括喷枪本体、喷嘴座、雾化头和喷嘴罩4部分。喷枪本体上的氨水溶液进口和雾化气体进口为螺纹连接, 通过两根金属软管分别与氨水溶液管路和压缩空气管路连接。

2.5 氨水计量

由PLC程序完成氨水流量计的累积功能, 包括累积清零、启/停及累积的起始值设定等功能。

2.6 人机界面

运用Win CC设计实现组态操作站的人机界面, 完成泵的启/停设置、控制控制回路的控制参数设定、控制方式的手动/自动切换、报警参数设置、报警的响应与处理、历史数据的趋势显示与存储以及联锁的投运与旁路等功能。

3 模块程序设计要点

PLC程序设计对开关量的处理比较简单, 如各输送泵的启/停操作、泵运行状态的显示和报警、稀释水储罐的两位液位控制等内容略去, 重点介绍模拟量的输入与转换、PID控制回路和氨水流量累积程序。

3.1 模拟量的输入与转换

模拟量通过PLC的AI卡接入系统, 通过周期扫描和程序处理模块, 将其转换为仪表量程显示的数值或按百分比显示的数值, 这是PLC程序完成模拟量显示和控制的基础。模拟量的输入处理与报警设定程序如图1所示, FB1是功能模块, 每个模拟量都要调用这个模块的程序进行模拟量的转换与处理, 处理多少个模拟量就调用多少次。笔者设计的脱硝系统共有13个模拟量输入, 其中10个是PID控制输入、3个是显示输入。调用的每个模拟量都要建立相应的背景数据DB块, 保存有关点的数据供PLC程序和Win CC使用。

3.2 PID控制回路

PID控制回路除上述模拟信号的输入与处理外, 还需要增加控制方式无扰动切换、工程单位数值转百分比数值、死区设置、PID参数设置、PID控制输出及工艺联锁等。其中PID控制模块是PLC系统自带的功能块, 具体功能介绍与使用方法请参考西门子PLC技术资料。

其他程序段比较简单, 程序段名称就是功能块的作用。在此仅介绍一个控制回路, 其他控制回路的结构类似, 不同之处在于它们需要建立各自独立的DB数据块, 需要定义不同的中间变量来完成各自回路的手动/自动切换等功能。如图2所示的控制程序和程序代码, 需要与图1给出的程序段配合, 共同完成PID回路的控制任务。

转换模块FC10源程序如下:

3.3 氨水流量累积程序

5台锅炉的氨水控制分别由5台电磁流量计进行调节, 程序需要将5台电磁流量计分别累积, 然后将其总和显示在操作站的流程图画面上。实现氨水流量控制的累积功能块和源程序如图3所示。程序中, 如果设定采样周期为100ms, 需要通过PLC中断周期为100ms的组织块OB35来调用累积处理模块, 唯有如此才能保证准确计量。

4 Win CC组态

Win CC组态主要是建立变量, 在流程图画面上显示的过程变量、操作的各种按钮、PID参数设定、报警值设置、报警信息显示及联锁投运与旁路等都需要定义变量, 最后是流程图的绘制等组态工作。

本项目需要组态的主要画面有:主流程 (图4) 、报警设定、量程设定、PID参数设定、报警信息及用户登录等。详细的画面组态请参考西门子公司的相关资料。

脱硝系统总流程图显示的状态表明, 3号燃煤锅炉处于使用状态, 脱硝系统正常工作。其他4台燃煤锅炉处于停机状态, 脱硝系统联锁动作, 控制阀处于关闭状态, 防止氨水及稀释水等的浪费。流程图画面控制回路选择“常规”时, 氨水控制回路与稀释水控制回路独立控制;选择“程序”时, 氨水与稀释水的喷射总流量为设置的恒定值。

5 结束语

火电厂脱硝性能试验分析 篇9

关键词：火电厂；脱硝；试验分析

中图分类号：TK229.6 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）29-0177-02

1 概 述

粗放式的经济发展方式带来了经济的高速发展，但是同时也造成了一些不良的影响，尤其是对环境污染日益严重，造成了生态环境的损坏以及对人体健康产生了威胁。首先引起关注最为热烈的就是氮化物排放所造成的影响，其中最为著名的就是臭氧层的逐步破坏乃至出现空洞现象，曾经引起全世界的恐慌。当然还有一些诸如酸雨等现象被证明氮化物也是罪魁祸首之一。

现在世界各国已经对环境保护引起了足够的重视，首当其冲的就是减少氮化物的排放，而消除氮化物最有效的方法就是减少排放。

研究数据表明，占氮化物排放量最主要的两个原因是机动车与火电厂，而火电厂的排放相对较好控制，目前的主要技术就是SCR（选择性催化还原）技术，因为其成熟的技术工艺和稳定的脱硝效率在火电厂可以大规模应用。

尽管如此，国内在应用SCR技术的时候经常因为无法实时关注采用催化剂的运行状态、磨损程度以及无法总体考虑系统的经济性等原因，应用的效果并不好，有些甚至会造成严重浪费和安全应用隐患，所以对火电厂脱硝性能进行试验分析是非常有必要的，这对于提高脱硝效率和脱硝性能是非常有意义的，更加深远的意义是有助于保护环境。

2 测试项目

火电厂脱硝性能试验要对一些指标展开测试，通过这些指标来对火电厂的脱硝性能展开验证，这些主要测试的指标有很多是通过对烟气进行监控来进行反馈。

2.1 氨逃逸量的检测

氨逃逸量的检测是非常重要的一个指标，它不仅能够反应氨喷射系统的运行状况，而且可以根据氨逃逸量的检测来对氨的喷射量进行调节，这样就可以节省氨原料，从一定程度上来说可以创造经济效益。

当然，氨逃逸量是一个非常重要的指标，它还能从侧面反应火电厂脱硝效率，这样也可以反馈NO的含量，这也是一个可以从侧面反应NO含量的重要方法。

2.2 烟气中的NO的含量

对于脱硝效率等的检测，NO的含量检测是非常重要的指标，通过对烟气中的NO和O2，含量进行检测从而判断SCR反应器的脱硝效率。

首先通过对出入口的含量进行检测，之后根据现场测量仪表和分散控制系统显示值的准确度。由于SCR反应器出口烟气中NO的分布与系统的烟气流速分布、氨喷射状态、催化剂的性能等有直接的关系，故NO含量测量的准确性显得尤为重要。

2.3 烟气的温度分布

温度对任何一个系统来说都是非常重要的指标，能反应很多方面的性能，对于火电厂来说烟道内的烟气分布状况将会影响脱硝效率，更加严重的是可能会影响到脱硝装置的使用性能。烟气温度分布均匀将会影响催化剂的受热就情况，改善受热情况后不仅能够提高催化剂的使用效率，而且能够通过检测当前温度水平来对装置运行状况进行检测，温度太高和太低都无法满足要求。

所以，要根据需要的工作温度进行适当的调节，由此可见，对温度监控存在非常重要的意义。

2.4 烟气流速的监控

脱硝的效率在某种程度上来说其实就是催化剂的运行的效率。烟气的流速分布也是影响催化剂运行性能的重要因素。所以对烟气流速的监控就可以作为监控催化剂工作情况的重要指标。

此外，烟气流速还会影响催化剂的工作，当烟气流速快时，催化剂受到侵蚀和磨损较大，这样就会造成催化剂无法充分完成既定的工作周期，也是局部催化剂的能力受到大大限制；同样的，如果烟气流速较慢的话也会使得催化剂的催化反应能力受到严重的限制，尤其是一些表面的飞灰会使得催化剂活性降低，无法高效率的完成工作。

由此可见，适当的烟气流速是非常重要的指标，是保障系统稳定、高效工作的重要特性。

2.5 SO2/SO3转化率指标

SO2和SO3都是硫的氧化物，不仅对自然环境伤害极大，还是有毒性的物质，所以要对其的排放量要严格检测，尤其是对出入口的物质进行监测，以判断他们的具体浓度，通过对出入口含量的监测就可以验证出装置的转化效率，这也可以从侧面反应出催化剂转化能力。

2.6 系统存在压差的问题

在实际的火电厂脱销系统中经常性会存在压力差的问题，这样的问题会导致系统由于压力不足而造成反应不充分，造车压差压降的原因有很多，其中最为突出的就是由于符合的变化或者是粉尘的覆盖导致了催化剂表面无法充分接触的问题，从而影响了系统压力。

3 实验分析

3.1 实验装置

从前面的分析中我们知道，我们一般会比较关注烟气的一些特征，那么在进行测试的过程中对于烟气温度和流速等指标通常会采用网格法测量，对每个测孔进行多个点的测量，比较常用的仪器有热电偶和微压计等。

前面我们还提到了氨逃逸量的监测，现在对于氨逃逸量的检测方法也有很多，但是比较常用的有分光光度法来对排出物的NH3进行分析，如图1所示，就可以得到比较准确可靠的数值。

除此之外，对于硫的监测通常是用二氧化硫分析仪。

3.2 实验误差分析

通过上面实验装置的阐述我们发现，由于采用了网格化的测量方法，所以对烟气的温度等特征参数的测量会比较准确，而对于氨逃逸的测试由于取样过程是自己设计的，所以存在一定的误差，为了保证实验的准确性，要进行误差分析。其实，对于测试装置来说，误差的来源主要有以下几个方面。

3.2.1 取样枪的影响

取样枪是用于提取测试物质的，如果有杂物在取样枪内经常会导致提取的监测样品不纯，从而导致测试的结果出现偏差，所以在进行取样前首先应该对取样枪进行检查和清洁，保证提取样品的纯度。

3.2.2 吸收液的影响

氨逃逸量的检测过程中通常会用到吸收液，吸收液的品质通常会影响到氨逃逸量检测的效果，所以应当按照标准去配置吸收液，保障吸收液的有效性。

3.3.3 吸收装置的影响

吸收装置是吸收的主体场所，因此，吸收装置是安全可靠是非常重要的，尤其是二氧化硫的吸收过程中，要保证装置本身的干燥和清洁，否则会影响到吸收液的纯度和浓度，造成结果的不理想。

3.3.4 抽气速度的影响

抽气取样的过程也是非常容易产生较大误差的，通常情况下，抽气泵的抽气速度直接影响气、液的接触时间，进而影响到实验的准确性，因此一般情况下如果以250 ml为例的话，我们会选取抽气速度在15 ml/min比较好。

4 结 语

随着环境问题逐渐凸显，发展开始兼顾环境保护问题，这也就引发了一系列的思考，尤其是火电厂对环境的污染问题引起了足够的重视，SCR脱硝反应装置被应用在火电厂中来进行脱硝动作，对该装置的运行性能进行监测就显得非常重要，本文详细的探讨了需要监测的量和监测的装置，并且对监测的误差进行了分析，对于实际工作具有一定的指导意义。

参考文献：

[1] 杨青山，谭建坤.火电厂脱硝性能试验分析[J].华电技术，2012，34（10）.

[2] 曹长武，宋莉莎，罗竹杰.火力发电厂化学监督技术[M].北京：中国电力 出版社，2006.

脱硝控制 篇10

根据中国环境监测总站提供的数据,2011年我国NOx排放总量为2 404. 3万t[1],其中电力行业的NOx排放占45% ,占各种燃烧装置NOx排放总量的一半以上,而电力行业排放的NOx80% 以上由燃煤锅炉排放[2]。因此,我国新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2011,明确规定新建燃煤火力发电锅炉NOx( 以NO2计) 排放浓度必须低于100 mg / m3[3],达到了国际先进或领先水平,降低NOx排放的任务非常紧迫。

目前控制NOx最成熟的技术是选择性催化还原( SCR) 技术,在我国烟气脱硝技术中占有重要地位。国内燃煤机组都参与调峰,经常低负荷运行, SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口,难以满足全负荷下低NOx排放的要求。国外对于少数低温高硫的烟气通常采用增设省煤器旁路、利用高温烟气加热的方法,但在国内大部分燃煤机组都有频繁低负荷长期运行的要求,采用省煤器旁路,增加了煤耗,也容易造成系统的积灰,因此对低温催化剂的研发成为今年国内的研发热点[4,5]。

1全负荷SCR脱硝控制现状

控制NOx排放的技术包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要有: 低氮燃烧器、燃料分级燃烧技术、空气分级燃烧技术等。应用在电站燃煤锅炉上的成熟的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法( SCR) 、选择性非催化还原法( SNCR) 以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术[4,5,6]。

目前,我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。截至2010年底,我国已投运的烟气脱硝机组约81675MW,占全国煤电机组容量的12. 47% 。截至2011年3月底,全国已投运的烟气脱硝容量达96885MW,其中采用SCR工艺的占93. 31% ,采用SNCR工艺的占6. 28% ,采用SNCR与SCR组合工艺的占0. 41%[7,8]。“十一五”期间新建燃煤机组全部采用了先进的低氮燃烧技术,烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展。

催化剂是SCR脱硝系统的核心部件,其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用,是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂,正常活性温度区间一般为320 ~ 400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近,因此,国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。 SCR催化剂最佳反应温度窗口为340 ~ 380℃ ,入口烟温在360 ~ 380℃以下时,SCR反应效率随着温度的提高而提高,相应的氨逃逸率则逐渐降低。如图1所示为NH3/ NOx摩尔比一定时,不同烟气温度下的SCR反应效率[9,10,11]。

当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时,在催化剂上会发生副反应,NH3与SO3和H2O反应生成( NH4)2SO4或NH4HSO4,减少与NOx的反应,降低脱硝效率,生成物附着在催化剂表面,堵塞催化剂通道或微孔,降低催化剂的活性,同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外,如果烟气温度高于催化剂的适用温度,会导致催化剂通道和微孔发生变形,有效通道和面积减少,从而使催化剂失活, 缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为: 锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。

图2为典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图:

在我国,绝大多数燃煤机组参与电网调度,因此在实际运行过程中,尤其是非用电高峰时,机组常常不能满负荷运行,甚至运行于50% 以下的负荷区间。虽然机组在满负荷运行时省煤器出口温度大于350℃ ,但在中、低负荷下的SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口,此时氨气将与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐,造成催化剂堵塞和磨损,降低催化剂的活性,使SCR脱硝系统无法正常运转,难以满足全负荷下低NOx排放的要求[11]。

针对锅炉低负荷运行时SCR入口烟温过低而导致SCR脱硝系统无法投运,国内多家环保工程公司及发电单位致力于开发适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的SCR脱硝低NOx排放控制技术,主要分为SCR入口烟温优化调整和开发高效宽温度窗口SCR脱硝催化剂。

1.1省煤器给水旁路

如图3所示,本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量,主流水量进入省煤器中吸热升温,旁路水量则绕过省煤器,最终两者在省煤器出口混合。SCR反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。

经计算表明,由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数( 约83倍) ,经过给水旁路的调节,SCR反应器入口烟温有一定提升,但烟温提升幅度较小。 随着旁路水流量的增加,进入省煤器的主流水量减少,省煤器出口水温升高,严重时会在省煤器出口产生汽化现象,使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大,但是总的省煤器出口混合水温降低不多,对锅炉主要参数的影响不大。 排烟温度则随着SCR反应器入口烟温的提高而不断提高,排烟损失增加,影响锅炉效率[12]。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小,尽管省煤器吸热量有所变化,但是从热平衡的角度来看, 烟气放热量变化不明显,导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR反应器入口烟温。 因此,认为省煤器给水旁路调节方案的SCR反应器入口烟温调节特性较差。

1.2省煤器内部烟气旁路方案

本方案设计在省煤器所在烟道区域,减少相应的省煤器面积,使内部旁路烟道和省煤器并列布置。 如图4所示,内部旁路烟道出口处设置烟气挡板,通过调节旁路烟气挡板的开度来控制内旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例,从而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。

此方案因省煤器面积减少,省煤器出口烟温具有自我提升作用,在旁路全关的情况下,排烟温度依然有所提升,这对高负荷运行不需要调节SCR反应器入口烟温时的经济性是不利的[12]。

1.3省煤器外部烟气旁路

图5为省煤器外部烟气旁路示意图。在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道,外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板,通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例,进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。

与省煤器内部烟气旁路方案相比,不考虑因省煤器面积减少带来的省煤器出口烟温的自我提升, 两种方案中同样的烟气份额下,烟温调节能力很接近。但是内部烟气旁路具有抬升烟温的作用,因此, 省煤器外部烟气旁路的烟温调节能力更占优势[12]。

增加省煤器旁路将引起如下问题:

( 1) 旁路运行时降低锅炉效率,增加煤耗及热损失;

( 2) 增加旁路烟道及挡板,增加脱硝系统投资和运行维护费用,旁路挡板可能积灰阻塞,影响系统运行;

( 3) 省煤器旁路将造成进入SCR系统烟气流场紊乱,降低总的脱硝效率;

( 4) 该旁路需在锅炉包覆开孔,对锅炉烟温和烟气量都提出新要求,对锅炉性能及热平衡均有一定影响。

1.4提高锅炉给水温度

提高锅炉给水温度技术主要是通过各种手段来提高进入省煤器的锅炉给水温度,从而减少给水在省煤器的吸热,提高省煤器出口即SCR脱硝反应器入口烟气温度[13]。

该技术在电厂中应用较多,如外高桥第三发电厂研发的“弹性回热技术”,通过增加汽轮机低负荷抽汽以提高此时的锅炉给水温度,确保低负荷下SCR的进口烟温高于限值。该技术在2010年底外三机组检修期间安装到位并完成了调试,成功投运, 使这台机组的脱硝系统在2011年至2013年的投运率上升至近100% 。

1.5省煤器分级技术

在低负荷下,因省煤器出口烟温较低,不能满足脱硝装置的投运要求。在此情况下,考虑将脱硝装置的烟气抽取点由原来的省煤器出口改为省煤器管组间抽取,以提高进入脱硝装置的烟气温度,即省煤器需要进行分级改造,将部分受热面移至脱硝装置后,这样既可满足脱硝装置的运行烟温要求,又不至于使排烟温度升高,降低锅炉热效率。为确定省煤器受热面的分级比例,需对省煤器分级改造方案进行热力计算。

国电浙江北仑第一发电有限公司通过省煤器受热面的分级改造,将进入SCR的烟气温度提高约22℃ ,在额定负荷时进入脱硝设备的烟温为382℃ , 最大负荷时烟温不超过400℃,在50% 负荷时进入脱硝设备的烟温为324℃。既可满足脱硝设备对烟气温度的要求,又不会造成排烟温度上升、锅炉效率降低。改造后气温、喷水量等锅炉总体性能基本维持原状。脱硝设备在各负荷下均能投运。

1.6宽温度窗口SCR脱硝催化剂

开发适用于更低温度的脱硝催化剂是目前SCR脱硝的一个重要课题,目前国内部分高校及环保科研院所均在进行宽温度窗口SCR脱硝催化剂的研发[14]。中国矿业大学的郭凤[15]等人以溶胶—凝胶法制备Ti O2为载体的催化剂活性温度窗口为250 ~ 400℃ ,脱硝转化率最高达到理论值80% ; 南开大学已在实验室里实现了催化剂在260℃ 以下长时间安全连续运行[16]; 中国科学院过程工程研究所的科研团队的宽工作温度烟气脱硝催化剂项目得到了国家 “863”计划重点项目的支持; 国电集团正在进行降低催化剂起活温度和催化剂活性温度窗口范围延展等方面的研究。

然而目前国内对宽温度窗口SCR催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段,尚没有进行大规模的商业应用,或者反应时间过长,或者成本太高, 无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。

2结论

针对SCR脱硝的机组在低负荷情况下无法投运的问题,国内已有的解决办法有增加省煤器旁路烟道、提高锅炉给水温度以及研发宽温度窗口SCR催化剂。以上技术虽然能一定程度地解决目前低负荷SCR脱硝系统无法正常运转的问题,但省煤器旁路运行时会降低锅炉效率,增加煤耗及热损失,牺牲一定的经济性; 而宽温度窗口催化剂的研究尚在实验室小试阶段,无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。在保证锅炉效率的前提下,实现机组全负荷下的低NOx排放,是一项重要课题。

我国对NOx的控制研究起步较晚,对各种低NOx排放控制技术使用时间不长,火电厂应能根据自身实际状况,制定可行的全负荷低NOx控制方案。对此,笔者提出以下建议:

( 1) 综合考虑电力企业的承受能力,结合实际, 对不同锅炉所处位置区别对待,对新老机组区别对待,重点突出,以有限投入获得最佳环保效益。

( 2) 通过锅炉受热面布置的优化设计,主要是理论计算与分析不同负荷下低NOx燃烧炉内烟温特性与锅炉受热面换热特性间的耦合关系,完成适合全负荷低NOx排放的锅炉整体布置方案设计,确保在全负荷工况下满足锅炉主、再热气温的匹配以及SCR入口烟温的需求。确保锅炉全负荷运行工况下满足合适的SCR烟温。

( 3) 以现有低氮空气燃烧系统为基础,有针对性地开展全负荷低氮燃烧优化工作。通过调整一、 二次风、燃尽风风量及燃烧器喷嘴摆动,优化不同条件下炉内化学当量比分布,在降低NOx排放浓度的同时进一步提升低负荷条件下炉膛出口烟温,为SCR设备运行提供合适的工作条件。