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燃煤机组SCR脱硝系统近零排放下热工控制关键技术研究与工程实践

北极星环保网来源:李德波 等2019/3/25 9:42:48我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:SCR脱硝 SCR催化剂 脱硝系统

2脱硝系统近零排放存在技术难点

该电厂为了实现“近零排放”要求,进行了省煤器分级改造、脱硝系统增加一层催化剂、脱硫塔增容改造和增加湿式电除尘器等措施,于2014年底完成了“近零排放”改造。

改造完成后进行了现场性能考核试验,试验结果表明:SO2排放浓度长时间稳定在10-30mg/m3,粉尘排放浓度长时间稳定在5mg/m3以下,由于受煤质、燃烧运行方式、脱硝系统现场仪表测量以及热工控制等综合原因,NOx排放浓度无法真正长时间稳定在50mg/m3以下,因此无法真正实现“近零排放”的环保要求。

要实现脱硝系统长时间稳定达到“近零排放”要求,还有以下几个关键技术难点需要解决:

(1)由于脱硝催化剂设计运行温度为(314℃~400℃),在省煤器分级改造完成后,SCR入口烟气温度有了明显的提升,改造前后温度对比见表3。但在250MW以下由于煤种的偏差温度会存在低于314℃的情况,不能完全实现全工况脱硝。

QQ截图20190325093926.jpg

(2)脱硝系统逻辑设计时国家对NOx排放的要求相对宽松,原有控制策略偏保守,留有较大的安全裕量,已不适合目前日趋严格的环保要求。

(3)该电厂燃烧器采用同轴燃烧系统(LNCFS),属于第二代低NOx燃烧技术,设计上就具备较强的燃烧空气分级能力,理论上可以将NOx控制在200mg/Nm3(6%O2)。目前该电厂锅炉侧NOx生成浓度偏高,平均浓度在280mg/Nm3(6%O2)。

(4)从喷氨到发生还原反应再到测量端显示有2分钟的延时,从SCR出口NOx到烟囱排放NOx有1分钟的延时。

虽然控制回路采用前馈-反馈控制,但由于从测量到反应至少有2分钟的延时,使得该前馈做不到预判,不能有效应对入口NOx大幅度的变化,即当入口NOx浓度大幅变化时,无法保证SCR控制系统能够快速响应,导致反应器出口和烟囱出口NOx浓度短时间超标,根据目前“近零排放”要求,烟囱出口处NOx浓度要长时间稳定保持在50mg/Nm3以下,热工控制方面面临较大的技术困难。

在机组较大幅度(100MW)增减负荷的过程中,由于燃烧工况的变化,会增加NOx的生成,入口NOx会有极大幅度的升高通常为稳定工况的2-3倍,在这一过程中原有的控制回路不能提前预判NOx的变化使得喷氨滞后,导致出口NOx飙升至50甚至100mg/Nm3以上。

(5)CEMS分析仪表每隔4h进行一次10min的吹扫校准,在10min内,CEMS分析仪表端做保持处理,在这10min内,这期间如果发生较大的NOx变化,则会导致烟囱出口NOx超标,在CEMS测量恢复后,会引起调节系统的超调。

3脱硝系统热工控制优化改进策略

实现稳燃负荷以上全工况脱硝并满足“近零排放”NOx排放浓度不大于50mg/Nm3的要求,主要从三方面对机组进行深度优化,主要包括:对脱硝系统保护逻辑进行优化,提高脱硝系统投运率;对NOx生成端进行优化,减少锅炉侧NOx生成;NOx脱除端进行优化,提高脱硝侧NOx控制水平。

3.1、脱硝系统保护逻辑优化

为保证脱硝系统热控设备和系统的安全、可靠运行,可靠的设备与控制逻辑是先决条件。由于脱硝系统在设计、安装、调试时将注意力都放在了如何去满足工艺系统的要求上,而对提高脱硝系统的可靠性考虑较少。

延伸阅读:

SCR脱硝系统分区控制式喷氨格栅的优化

氨水蒸发器在SCR脱硝装置上的运用

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