技術論壇

SCR脫硝系統性能及空氣預熱器阻力上升分析

2019/10/21

SCR脫硝系統性能及空氣預熱器阻力上升分析

時間:2019-10-18 11:07

來源:《中國電力》

作者:馬大衛 何軍等

NOx排放濃度、氨逃逸濃度難以控制及空氣預熱器阻力上升,是SCR脫硝系統超低排放改造中遇到的主要問題。以某SCR脫硝系統超低排放改造后的300MW機組為研究對象,通過測試得知:

(1)SCR反應器出口NOx分布不均,氨逃逸濃度超標嚴重,氨逃逸監測表計示值不具代表性,造成NOx排放濃度控制困難和空氣預熱器阻力上升;

(2)過度追求NOx超低排放濃度,造成催化劑活性、主要化學成分明顯衰減,硫酸氫銨在其表面沉積嚴重。

對此提出的改進措施為:進行NOx濃度煙氣在線監測系統(CEMS)多點取樣改造,定期進行噴氨優化和催化劑性能檢測,以改善SCR系統運行效果和提高運行的經濟性。

引言

超低排放是燃煤電廠控制污染物排放的有效手段,目前全國范圍內300MW級及以上常規燃煤火電機組大部分已進行了超低排放改造,實現了超低、達標排放,煙塵、SO2、NOx排放質量濃度遠遠低于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3,污染物減排已達到國際領先水平。超低排放改造正在延伸到循環流化床、小火電機組及鋼鐵、石化等非發電領域。中國的煤電煙氣協同治理技術應用時間較短,超低排放的改造、驗收、運行、維護和管理經驗相對不足。燃煤電廠完成超低排放改造任務后在實際運行中存在著一些缺陷,尤其在SCR脫硝方面問題較多,如煙氣流場均勻度不良、自動噴氨裝置(AIG)噴氨分配不佳、空氣預熱器堵塞、催化劑磨損與中毒、低溫省煤器和引風機葉片積灰等,嚴重影響NOx排放濃度的控制和超低排放環保電價的獲取,同時對機組安全、經濟運行也產生了重大影響。

本文以安徽省某臺320MW亞臨界超低排放改造機組SCR脫硝裝置(簡稱SCR)為研究對象,應用多種手段對該機組超低排放后SCR出現的問題進行研究,找出原因所在,提出解決方案。

1NOx超低排放改造及存在問題簡述

1.1SCR脫硝系統簡介

某燃煤電廠6號機組鍋爐為四角切圓燃燒方式,燃煤為淮南煙煤。鍋爐脫硝采用SCR工藝,以尿素作為還原劑。SCR催化劑按2+1層布置,上層為預留層,催化劑為蜂窩式,脫硝效率不小于89%。SCR脫硝超低排放改造中加裝158m3蜂窩式備用層催化劑及配套吹灰系統,改造后的SCR系統于2016年12月26日投運。

1.2脫硝裝置運行中的問題

某燃煤電廠6號機組自超低排放改造后投運至今,A、B側空氣預熱器(空預器)出口煙氣壓力一直在增加,且在2017年12月以后增速加快。A、B側空預器進出口差壓急劇增長,其中A側差壓從1356Pa上升到5027Pa;B側差壓從699Pa上升到4315Pa(見圖1),造成空預器堵塞,引風機電耗增加、喘振失速等問題,嚴重影響脫硝機組的安全穩定運行。

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圖1近一年半以來某電廠6號機組空預器A、B側進出口煙氣壓力變化

此外,該機組從2018年1月開始,總排放口NOx排放濃度控制出現困難(見圖2)。2017年1—12月總排放口NOx質量濃度基本能控制在13.61mg/m3(標干,6%O2,下同。圖2中空缺表示機組全月停機),而2018年1—5月NOx排放質量濃度逐漸上升,達到24.88mg/m3,且脫硝還原劑尿素的用量一直在增加。

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圖2近一年半以來6號機組總排放口NOx月均排放質量濃度CEMS監測值

2試驗條件及相關測試儀器

2018年1月16—17日,對該機組開展相關測試和診斷分析。測試期間保證負荷穩定(波動幅度不超過±5%)、煤種不變、脫硝系統及配套設施正常運行。SCR系統A、B側測試期間平均負荷分別為286MW、290MW。測試內容主要為NOx濃度、氨逃逸濃度、氧量、溫度、氨逃逸在線儀表示值、空預器壓力、催化劑活性和主要化學成分等,并對CEMS在線數據進行分析。所采用的測試儀器包括NOVAplus煙氣分析儀(德國名優公司產)、M-NH3便攜式氨逃逸濃度分析儀(加拿大優勝公司產)、X射線熒光光譜儀(德國斯派克公司產)、BLOOMING催化劑活性評價裝置(北京波露明公司產)等。

3脫硝裝置出口NOx濃度分布及分析

此次NOx測試采用網格法測量,SCRA、B側測孔分別記為A1~A6和B1~B6,測量深度分別為0.75m、1.50m、2.25m和3.0m,測試結果如圖3所示。

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圖3某電廠6號機組SCR反應器A、B側出口NOx濃度分布

某電廠6號機組SCR反應器出口測試數據如表1所示。

由圖3和表1可知:

(1)SCRA側反應器出口截面NOx質量濃度最大值為33.0mg/m3,最小表1SCR反應器出口測試數據匯總值為2.0mg/m3,相對標準偏差117.70%;B側反應器出口截面NOx質量濃度最大值為42.0mg/m3,最小值為6.0mg/m3,相對標準偏差為58.89%。兩反應器出口的相對標準偏差均遠遠大于15%的設計值。

表1SCR反應器出口測試數據匯總

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(2)A側CEMS測點所得結果不能代表其斷面的NOx濃度。NOx濃度沿反應器寬度方向(反應器外側至鍋爐中心線),A、B側明顯呈外側低而內側高現象,其中測孔A1~A4、B5、B6的NOx質量濃度很低,只有2~7mg/m3,認為是噴氨過量導致。此次測試的深度方向NOx濃度變化不大,因此認為相對于水平方向,垂直深度上噴氨較為均勻。

4脫硝裝置出口氨逃逸濃度分布及分析

某電廠6號機組SCR反應器出口每個測孔氨逃逸測試時間為15min左右,氨逃逸測點測試深度為1.6m。根據圖3,氨逃逸測點選擇NOx濃度高、中、低不同區域,即A2、A4、A6和B2、B4、B6。取這些測孔NOx濃度平均值,將其與氨逃逸濃度值共同繪于圖4。試驗期間,6號機組A、B側在總尿素溶液流量分別為243L/h時和259L/h時,煙道6個測孔氨逃逸濃度均超過設計值,即脫硝裝置A側出口NH3逃逸質量濃度平均值為13.99mg/m3,B側出口NH3逃逸質量濃度平均值為6.76mg/m3,均超過2.28mg/m3的設計上限值。分析認為,這應與A、B側脫硝效率過高有關,一般隨著脫硝效率的增加,氨逃逸濃度會急劇增加。測試期間SCR系統A、B側入口平均NOx質量濃度分別為439.07mg/m3、469.99mg/m3,出口NOx質量濃度分別為14.31mg/m3、19.39mg/m3,平均脫硝效率分別為96.73%、95.87%,均高于不低于89%的設計要求。

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圖4某電廠6號機組SCR出口NOx質量濃度與氨逃逸質量濃度關系

一般,SCR出口氨逃逸濃度與脫硝效率呈正相關,與出口NOx濃度呈反相關,圖4結果恰恰反映了這一觀點,即在A2、A4、B4、B6監測點,氨逃逸質量濃度非常高,最高達到32.91mg/m3,對應監測點的NOx質量濃度非常低。

某電廠6號機組SCR反應器出口A、B側氨逃逸在線表計為西門子LDS6氨逃逸激光分析儀,分別安裝在A、B反應器出口外部角落位置。測試期間,DCS上顯示氨逃逸表分析儀數據無較大的變化,分別為1.73mg/m3、0.72mg/m3左右。通過查閱該電廠DCS數據發現,近一年多來A、B側在線氨逃逸數據也在這一區間且波動很小。分析認為其原因應為催化劑吹灰振動、高含塵工況不穩定,造成原位對穿測量激光投射率低,且在線表計安裝在角落位置,該位置也是煙氣流速較低和噴氨量相對較低區域。上述DCS數據與表1、圖4中測試的氨逃逸數據嚴重不符,給電廠運行人員錯誤信息,誤以為該機組SCR脫硝裝置經過超低排放改造,在NOx95.0%以上脫除率情況下,各項性能指標也運行良好。特別需要指出的是,該電廠在年終環保因子排名考核的壓力下,于2017年下半年主動加壓,將總排放口NOx質量濃度控制在個位數以內,如2017年12月NOx月均質量濃度僅為9.9mg/m3。從圖1也可以看出,2017年下半年該機組A、B側空預器出口煙氣阻力增長速率明顯加快。SCR脫硝裝置長期在過量噴氨下運行,給機組SCR脫硝催化劑、下游空預器、低溫省煤器、電除塵器和引風機均帶來嚴重的不良影響,造成催化劑失活、空預器堵塞、電除塵器收塵板結垢、引風機葉片結垢和低溫省煤器集灰等。

5NOx穩定超低排放策略

燃煤電廠機組在進行超低排放改造后脫硝裝置運行控制困難增大,極易出現NOx排放濃度不達標或氨逃逸超標,造成其下游設備如空預器、引風機硫酸銨鹽沉積和腐蝕加劇等問題。制訂合理的燃煤電廠NOx大氣污染物排放控制指標并為電廠運行人員提供科學依據顯得尤為重要,以下仍以某電廠6號機組為例,對這一問題進行分析。

某電廠6號機組超低排放改造前后SCR出口數據對比和催化劑活性、主要化學成分對比結果如表2和表3所示。

由表2可見,該機組超低排放改造后,脫硝系統脫硝效率明顯提高,NOx濃度平均水平整體減小,但是過量噴氨和出口NOx濃度值過低,在一定程度上加劇了氨逃逸濃度高和反應器出口NOx分布相對標準偏差大問題。

表2某電廠6號爐超低排放改造前后脫硝出口數據對比

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表3某電廠6號機組超低排放改造前后催化劑活性和主要化學成分對比

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脫硝催化劑是脫硝技術的核心之一,對超低排放改造前后不同運行時間催化劑的活性和主要化學成分進行測試。由表3可見:作為催化劑的載體和活性成分TiO2、WO3和V2O5的含量在運行一段時間后明顯降低,而SO3有較大程度的增加;超低排放改造后,催化劑脫硝效率和活性也明顯降低,一些物質的含量改變速度加快,尤其SO3的增加最為明顯。這些結果與前面分析的噴氨不均和氨逃逸濃度嚴重超標相呼應。此外,亞微米顆粒物的主要礦物元素K、As容易富集在催化劑微孔道中,其可能造成催化劑脫硝活性降低。

當前,中國燃煤電廠在完成超低排放改造后,如何正確評估“超低排放”改造機組長期運行滿足新排放限值的技術可行性和經濟合理性,設定合理的煙氣污染物實際排放控制標準,成為迫切需要解決的問題。中國一些研究者對此進行了分析,如神華集團針對典型“近零排放”機組燃用低硫、低灰和高揮發分的優質動力神華煤時,在SCR入口NOx質量濃度為200~250mg/m3情況下,考察了大氣污染物煙塵、SO2和NOx的排放質量濃度和排放績效等特征,提出了更加契合綠色發展生態環保要求的燃煤電廠大氣污染物煙塵、SO2和NOx排放限值,并全面評估了這些典型“近零排放”機組在更優排放指標下長期運行的可靠性。

根據表2、表3超低排放改造前后對比分析結果可知,超低排放改造后SCR脫硝系統面臨著更為嚴峻的運行工況,因此不宜過分追求過低的NOx排放濃度。當前,超低排放機組NOx排放濃度的波動程度與SO2和煙塵相比偏大,如追求較為平穩且過低的排放濃度,氨逃逸濃度很可能急劇增加。原因是NOx主要依靠單一污染物控制設備實現深度脫除,同時還需適應復雜的運行工況,如火電機組深度調峰,很難根據監測濃度及時調整SCR脫硝系統噴氨量。根據安徽省接入節能發電調度技術支持系統的95臺燃煤火電機組煙氣污染物排放濃度和環保設備故障率統計分析對于新建機組和改造機組,NOx排放濃度分別控制在25mg/m3左右和35mg/m3左右較為適宜。此外,由于SCR出口單點式CEMS數據監測不具有代表性,超低排放機組應根據SCR出口處和總排口處NOx濃度測定數值相互佐證,以便噴氨量精細化控制。

對于某電廠6號機組,建議進行噴氨優化試驗,在NOx質量濃度控制在35~40mg/m3范圍的前提下,適當降低A、B側脫硝效率至90%左右。同時相應進行SCR出口CEMSNOx濃度多點煙氣取樣和矩陣式煙氣取樣改造;加強催化劑活性和主要化學成分及微量元素分析,一般為半年左右一次,實時掌握催化劑的性能參數。

6結語

燃煤電廠SCR脫硝裝置運行情況,直接關系著電廠NOx排放及相關環保電價的獲取程度。本文研究結果表明:超低排放改造后機組需定期進行噴氨優化調整試驗,有必要進行NOx濃度多點煙氣取樣和矩陣式煙氣取樣改造,以有效改善SCR運行狀況,使出口NOx濃度降低和氨逃逸濃度達標;為緩解空預器阻力迅速上升及降低催化劑老化速率,不宜追求過低的NOx排放濃度;同時,需加強催化劑活性測試,提高脫硝運行的安全性、穩定性和經濟性。

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(文章分享來源轉自:來源:《中國電力》 作者:馬大衛 何軍等

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