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燃煤机组SCR脱硝超低排放改造前后性能对比分析

北极星大气网  来源:《中国电机工程学报 》  作者:冯前伟 张杨等  2020/9/15 13:17:40  我要投稿  

北极星大气网讯:摘要:对现有采用SCR工艺典型燃煤机组脱硝超低排放改造前后性能进行对比评估,可为后超低排放形势下燃煤机组SCR烟气脱硝装置的高效、经济、稳定运行提供参考及借鉴。通过跟踪并对35个电厂81台采用SCR烟气脱硝工艺燃煤机组超低排放改造前后的脱硝装置运行现状进行对比分析,得到了脱硝效率、入出口NOx浓度及其分布、入口速度分布、氨逃逸、氨氮摩尔比、运行烟温、温降等脱硝装置各方面改造前后实际运行的关键参数,掌握了此类机组脱硝装置主要性能变化情况。结果表明:超低排放改造后大部分脱硝装置整体性能有所提升,但出口NOx浓度分布均布性差、入口速度分布达不到要求、氨逃逸超标、低负荷脱硝投运烟温低等问题日益突出,并相应提出了建议及意见。

关键词:燃煤机组;SCR;超低排放前后;均布性;性能对比

0 引言

氮的氧化物(NOx)是大气污染物的重要组成之一,自2014年以来,环保压力进一步升级,国家发改委、能源局、环保部联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,要求所有具备改造条件的现役燃煤机组NOx质量浓度执行不高于50mg/m3(6%基准氧)的排放限值,部分省市如河北省进一步加码要求NOx排放浓度不高于30mg/m3(6%基准氧,W型火焰锅炉除外),比现行的100mg/m3排放标准严格很多(W型火焰锅炉、循环流化床锅炉除外)。对此,国内燃煤电厂积极响应并进行了新一轮大规模的烟气脱硝超低排放改造,当前改造已陆续进入尾声。

SCR作为我国燃煤电厂烟气脱硝主流工艺,在本轮脱硝超低排放改造技术中仍旧占据绝对主导地位。由于前期“十二五”脱硝改造工期紧、管理粗放、运维经验不足等原因导致部分改造工程质量控制不力,部分工程实施过程中隐藏的问题已在投运后逐渐显现,而原脱硝装置已显露和仍隐藏的问题尚未有效解决的情形下又迎来了此次脱硝超低排放改造,势必会对现役机组脱硝系统造成更大的不利影响。实际上,从SCR脱硝超低排放改造后的运行情况来看,脱硝装置改造前存在的如入口NOx浓度偏离原设计值、脱硝效率达不到设计值等问题得到一定程度的改善,但考虑到超低排放改造后更低的排放限值要求势必会对运行调控的要求更高,氨逃逸超标引起的如空预器硫酸氢铵堵塞和催化剂失活等问题也将越发突出,同时,以往和当前仍然存在的脱硝装置流场不均问题更多还是停留在片面的喷氨优化浓度场调整而忽视了速度场的影响,此外,低负荷脱硝投运烟温低造成催化剂失活和影响脱硝装置稳定达标排放等疑难问题仍未有效解决,且呈现更严峻发展趋势,将对机组的安全稳定和经济运行产生不利影响。

为此,本文对35个电厂81台采用SCR工艺典型燃煤机组超低排放改造前后的脱硝装置运行现状进行对比分析,评估脱硝系统超低排放改造前后暴露的问题,分析问题产生的深层次原因,为后烟气超低排放形势实际运行调整提供参考及借鉴。

1 研究方法与内容

本次研究针对35个电厂81台已采用SCR工艺实现超低排放运行的燃煤机组,性能试验测试安排在机组SCR脱硝装置改造投运后的2~6个月内,测试时间为1~3天。测试期间除了最低负荷的SCR入口烟温测试外,其他参数测试要求燃煤机组锅炉处于满负荷工况,燃用煤质、运行负荷稳定。测试参数主要包括NOx浓度及其分布均匀性、SO2浓度、O2浓度、氨逃逸浓度、烟气温度、烟气流速及其分布均匀性、脱硝效率和氨氮摩尔比等,其中SO2、NOx、O2等烟气成分浓度利用气体分析仪在线检测,氨逃逸浓度采用现场人工采样实验室分析化验检测,烟气流速利用皮托管、微压计、温度仪等测试计算而得,NOx浓度分布和烟气流速分布均匀性分别根据上述设备检测结果计算其相对标准偏差来定。为了保证测试结果的准确性,采用了平行采样平行分析的方法,参照《固定污染源中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB /T 16157-1996)、《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》(DL /T 260-2012)等相关标准分别对机组脱硝装置改造前和改造后进行系统的性能试验及评估,机组情况如表1所示。需要说明的是,无烟煤一般应用于W火焰锅炉,当前有部分W火焰锅炉正在进行超低排放改造试点,尚未全面展开,本次研究不考虑无烟煤机组。从中可以看出本次的研究机组具有较强代表性,可有效反映当前燃煤机组SCR烟气超低排放运行前后的真实现状。

表1机组情况

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2 结果与讨论

2.1 脱硝效率及入出口NOx浓度分析

调查机组超低排放改造前和改造后的脱硝效率及其入口、出口NOx浓度实测值与设计值如图1-图3所示。由图1可以看出,超低排放改造后的机组脱硝效率都有比较明显的提升,实际脱硝效率均高于设计值,表明当前机组脱硝效率基本能够满足设计要求。

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图1 超低排放改造前/改造后各机组脱硝效率

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图2 超低排放改造前/改造后各机组脱硝装置入口

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图 3 超低排放改造前/改造后各机组脱硝装置入出口 NOx 浓度

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图4 超低排放改造前/改造后各机组脱硝装置出口NOx浓度与脱硝效率

浓度的增大而提高,结合图3(a)可以看出,部分机组超低排放改造后脱硝装置入口NOx浓度设计值较改造前有所调整,表明脱硝机组超低排放改造时对不合理的原入口NOx浓度设计值进行了优化,通过合理提高或降低设计值能使改造后脱硝运行更贴合实际运行状况,有利于更好发挥脱硝装置整体性能。从图3可以看出,脱硝装置入出口浓度基本都能控制在设计值范围内,结合图1和图4还可以发现,超低排放改造后脱硝装置出口NOx浓度控制较改造前有明显的收敛,基本控制在20~50mg/m3,但各机组彼此之间差距仍然较大,不少机组为了提高脱硝效率将出口NOx浓度控制在较低的排放水平,这将会导致喷氨量加大增加运行成本的同时还会造成硫酸氢铵加剧生成影响催化剂性能以及对下游设备产生不利风险。为此,应当合理调整运行控制方式、优化喷氨系统,将出口NOx浓度压线运行或低于排放限值5~10mg/m3运行。

2.2 SCR入出口NOx浓度均匀性分析

由图5(a)可知,SCR脱硝装置超低排放改造前和改造后的入口NOx浓度分布偏差不大,基本能够控制在10%以下,且改造后脱硝装置A、B两侧入口之间偏差较改造前略小,但二者整体偏差均不大,表明超低排放改造前和改造后的SCR入口NOx浓度分布较为均为。而由图5(b)可知,SCR脱硝装置超低排放改造前的出口NOx浓度分布偏差基本在5%~30%,个别达到60%以上,而改造 后 的 出 口 NOx浓 度 分 布 偏 差 基 本 在20%~60%,个别能达到80%以上,其中部分机组由于改造前入口NOx浓度设计值偏高、出口NOx浓度实测值较低,导致改造后其出口NOx浓度分布偏差有所降低,整体而言改造后的出口NOx浓度分布偏差普遍高于改造前,且改造后脱硝装置A、B两侧出口之间偏差也更明显。同时由图6可知,SCR出口NOx浓度分布偏差与氨逃逸存在一定相关性,偏差越大氨逃逸也越容易超标,且超低排放改造后这一现象更加明显。这表明实施超低排放改造后脱硝装置出口NOx浓度分布更加不均匀,分析其原因,一方面是因为更低的排放限值对运行调整的要求更高、控制难度更大,另一方面则是因为超低排放对脱硝装置流场改造均匀性认识不足、改造措施有限甚至认为脱硝超低排放改造就是新增或更换催化剂。为此需要提高认识,提升运行调控水平,加强喷氨优化调整,必要时根据机组自身实际情况开展精准喷氨或智能喷氨改造工作,此外要特别注意喷氨喷嘴磨损堵塞、供氨阀门调节特性、导流混合装置调整、催化剂活性等脱硝关键设施的检修运维工作。

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图5 超低排放改造前/改造后各机组脱硝入出口NOx浓度分布

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图 6 超低排放改造前/改造后各机组脱硝出口 NOx浓度分布与氨逃逸

2.3 SCR入口烟气速度均匀性分析

由图7可知,不同机组超低排放改造前和改造后的SCR入口烟气流速相对标准偏差情况差异较大,有改造后偏差明显降低的,也有改造后偏差反而更大的,但整体上约70%的机组改造前和改造后SCR入口烟气流速偏差均在15%以上,约30%的机组改造前和25%的机组改造后偏差均在25%以上。由图8可知,SCR入口烟气流速相对标准偏差与氨逃逸存在一定相关性,结合图5、图7可以发现,喷氨格栅上游的原烟气NOx浓度分布相对比较均匀,但烟气速度分布则不再均匀。这表明改造后SCR入口烟气流速偏差较改造前虽然有了一定程度的改善,但流速不均问题仍然非常突出,特别是超低排放改造后对SCR入口烟气流速偏差要求更高,而超低排放实际改造过程中对脱硝装置流场优化工作并未有效开展,该问题没有得到根本性解决。针对此问题,有必要根据电厂实际情况对脱硝装置开展现场冷态流场摸底试验和数值模拟相结合工作,重点关注喷氨装置上游和催化剂上游烟气速度分布,通过调整或增设导流板、整流装置、布置合适静态混合器、混装不同孔隙、不同型式催化剂等方式来重新校核与优化流场。

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图7 超低排放改造前/改造后各机组脱硝入口速度分布

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图8 超低排放改造前/改造后各机组脱硝入口烟气速度分布与氨逃逸

2.4 氨逃逸、氨氮摩尔比及流场均匀性分析

氨逃逸、氨氮摩尔比和流场均匀性是反应脱硝装置性能水平的关键参数,图9中可以看出超低排放改造前和改造后分别约有48%、21%的机组氨逃逸浓度超出原SCR脱硝系统设计值,图10可以发现超低排放改造后氨逃逸与SCR出口NOx浓度和入口烟气速度分布相对标准偏差相关性更加紧密,这主要是因为超低排放改造前期脱硝管理方式较为粗放,对氨逃逸、氨氮摩尔比和流场均匀性控制意识不强,超低排放改造后对氨逃逸、氨氮摩尔比和流场均匀性控制虽然得到一定程度改善但仍难有效控制氨逃逸超标。结合图1和图5还可以看出,脱硝效率要求越高、浓度场均匀性越差的机组氨逃逸浓度超标情况越明显,这主要是因为超低排放改造形势下流场均匀性要求严格、NOx低浓度数据调控困难、负荷多变引起的NOx浓度波动大导致氨逃逸全部或局部超标,同时氨逃逸浓度在线表计监测不准、脱硝效率控制不合理、催化剂寿命管理不重视也给氨逃逸和氨氮摩尔比控制增加难度,为此在实际运行时可通过低氮燃烧优化调整,定期或不定期开展喷氨优化试验,必要时根据具体机组自身特点,进行精准喷氨或智能喷氨改造工作,同时还应关注催化剂全寿命管理,定期对运行中催化剂检测评估。

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图9 超低排放改造前/改造后各机组脱硝出口氨逃逸浓度

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图 10 超低排放改造前/改造后各机组氨逃逸与出口 NOx 浓度分布及入口烟气流速分布

2.5 烟温分析

SCR 脱硝催化剂对运行温度有一定要求,烟温高于最高连续运行烟温或低于最低连续运行烟温均会造成催化剂失活。由图11(a)可以看出,整体上机组脱硝系统超低排放改造前和改造后在满负荷工况时设计烟温与实际烟温偏差不大,基本都在320~420℃之间,满足SCR脱硝催化剂运行烟温要求。但由图11(b)可以看出最低负荷工况下存在着部分机组SCR脱硝装置入口烟温低于最低连续运行烟温问题,且改造后这一现象更加明显,同时由图11(b)还可以发现超低排放改造后的最低连续运行烟温设计值普遍在300~320℃,基本低于改造前设计值(320℃)。这主要是因为当前国内燃煤机组负荷调度、调峰频繁,部分电厂为应对低负荷烟温过低导致脱硝退出而采取了调低最低连续运行烟温设计值方式,对此必须注意要科学理性对待,一方面催化剂潜能实际上会在最低连续运行烟温上留有一定裕度,但另一方面超低排放改造后脱硝效率的提升必不可免会导致氨氮摩尔比的增大,进而导致NH3浓度提高,即同一电厂煤质不变情况下超低排放改造后最低连续运行烟温会提高。各电厂必须结合自身实际情况合理设置最低连续运行烟温,必要时可采取省煤器烟气旁路、省煤器分级改造等技改方式。

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图11 超低排放改造前/改造后各机组脱硝入口烟温

2.6 烟温降分析

SCR脱硝系统烟温降一般要求控制在3℃以内,由图12可以看出约22%的机组超低排放改造前SCR脱硝系统烟温降超出原设计值,超低排放改造后这一比例达到了约36%,部分机组甚至超过原设计值2~5倍,这主要是因为脱硝系统烟温降未被重视,超低排放改造过程中对脱硝系统保温装置维护不到位。根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》要求,燃煤机组全面实施超低排放改造后所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310g[3],脱硝系统节能降耗关键点相对有限,烟温降作为脱硝系统为数不多的节能降耗关键点,容易被忽视,特别是烟温降明显高于设计值的电厂需引起高度重视,应在机组检修时加强对SCR脱硝系统的保温防护。

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图12 超低排放改造前/改造后各机组脱硝系统温降

3 结论

本文通过对我国现有采用SCR工艺典型燃煤机组超低排放改造前和改造后的脱硝设施运行性能进行对比评估,得到脱硝效率、入出口NOx浓度及其分布、入口速度分布、氨逃逸、氨氮摩尔比、运行烟温、温降等脱硝装置改造前后实际运行的关键参数,对比研究结果显示:(1)超低排放改造后大部分脱硝装置整体性能得到提升,超低排放改造后出口NOx浓度分布偏差基本在20%~60%且脱硝装置A、B两侧出口之间偏差更明显;

(2)约70%的机组改造前和改造后SCR入口烟气流速偏差均在15%以上,约30%的机组改造前和25%的机组改造后偏差均在25%以上;

(3)超低排放改造前和改造后分别约有48%、21%的机组氨逃逸浓度超出原SCR脱硝系统设计值,同时出口NOx浓度和入口烟气速度分布偏差与氨逃逸存在一定相关性,其中出口NOx浓度分布偏差越大氨逃逸越容易超标;

(4)部分机组SCR脱硝装置入口烟温低于最低连续运行烟温问题且改造后这一现象更加明显;22%的机组超低排放改造前SCR脱硝系统温降超出原设计值,改造后这一比例达到了约36%。

这些表明当前国内燃煤机组出口NOx浓度分布均匀性差、入口烟气速度分布偏差达不到要求、氨逃逸超标、低负荷脱硝投运烟温低等问题日益突出,针对这些问题建议采取的解决措施主要有:

(1)合理调整运行控制方式、优化喷氨系统,将出口NOx浓度压线运行或低于排放限值5~10mg/m3运行;

(2)优化低氮燃烧调整,定期或不定期开展喷氨优化试验,必要时根据机组自身实际情况开展精准喷氨或智能喷氨改造工作;

(3)根据电厂实际情况对脱硝装置开展现场冷态流场摸底试验和数值模拟相结合工作,重点关注喷氨装置上游和催化剂上游烟气速度分布,重新校核与优化流场;

(4)重视催化剂全寿命管理工作,定期对运行中催化剂检测评估;

(5)合理设置脱硝最低连续运行烟温,加强脱硝系统温降防护、设备及仪表维护力度,提高运维管理水平。


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