程佳 國家能源集團泰州發(fā)電有限公司

1 脫硝系統(tǒng)工作原理

SCR 脫硝技術是一種應用于降低火電廠排放的NOx 排放物的技術。該技術通過在煙道內注入一種含有氨氣的觸媒劑，使NOx 在高溫的環(huán)境下與觸媒劑反應，生成不含有有害物質的氮氣和氧氣。

由于NH3與NOx 的不完全反應，會有少量的NH3逃逸出反應器，在低煙氣度以下與煙氣中的SO3發(fā)生反應生成硫酸氫銨和硫酸銨。

然而硫酸氫銨對空預器冷段形成強烈腐蝕，同時其黏稠性容易造成空預器積灰，造成空預器嚴重堵塞。在運行中需保證反應器出的排煙溫度大于303℃以避免硫酸氫銨的生成。

國能泰州二期為2×1000MMW 二次再熱超超臨界機組，鍋爐為塔式布置，機組脫硝EPC 工程的煙氣脫硝裝置采用“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法（SCR），在設計煤種、鍋爐最大工況(B-MCR)、處理100%煙氣量條件下，脫硝效率不小于80%，催化劑層數(shù)按“2 ＋1”布置。SCR 反應器設計成煙氣豎直向下流動，反應器入口設氣流均布裝置，反應器入口設導流板，對于反應器內部易于磨損的部位設計必要的防磨措施。反應器內部各類加強板、支架設計成不易積灰的型式，同時考慮熱膨脹的補償措施。

整個脫硝系統(tǒng)主要包括SCR 反應器、催化劑、氨/空氣混合器及渦流混合器、催化劑吹灰系統(tǒng)。 稀釋風機將外界空氣帶入，再反應器中于液氨混合后吹入催化劑的反應器中。其次整個脫硝系統(tǒng)還配備聲波吹灰系統(tǒng)，定期對脫硝層吹灰，防止灰層附著板結在脫硝系統(tǒng)及附近的煙道中。

在原設計的脫硝系統(tǒng)中實際運行后發(fā)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)的噴氨量大而且脫硝系統(tǒng)出口NOx 不易控制，此外由于脫硝對排煙溫度的要求不低于303℃，而該燃煤機組在深度調峰期或停機期間脫硝反應器出的排煙溫度經常性無法滿足，導致脫硝有時候無法正常投入，啟機期間由于排溫溫度的限制，脫硝系統(tǒng)也無法盡快的投入。如今啟停機、深度調峰常態(tài)化加之環(huán)保要求的日漸提高，亟需大型燃煤機組脫硝系統(tǒng)進行改造優(yōu)化。為解決這些問提，對該機組進行了精準噴氨和增設省煤器旁路來解決上述的問題。

2 技術改造方案方案

2.1 精準噴氨

為解決脫硝噴氨量大，脫硝系統(tǒng)出口NOx 不易控制的問題，決定增設出噴氨出口數(shù)量，由原來單側5 個噴氨支管、5 個手動門、5 個渦流混合板，改為10 個噴氨支管、10 個氣動調節(jié)門、20 個渦流混合板。如圖1 所示。

圖1 脫硝支管改造圖

增設新的噴氨邏輯如圖2 所示。脫硝精準噴氨系統(tǒng)包括：入口分區(qū)噴氨單元、脫硝出口矩陣式測量及均勻混合同步測量單元、大數(shù)據(jù)-人工智能控制單元。

圖2 準噴氨智能邏輯圖

每個反應器分區(qū)布置20 個渦流混合板，每兩個渦流混合板為一個分區(qū)，對應一個氣動調節(jié)門。保證脫硝SCR 前煙道的噴氨具備分區(qū)調整的功能，可根據(jù)來流氮氧化物的變化實現(xiàn)“前后左右”不同區(qū)域的噴氨量調節(jié)，保證氮氧化物與氨的濃度匹配，保證氨氮摩爾比在合理值。大數(shù)據(jù)-人工智能算法，接引接鍋爐燃燒信號、負荷信號等測點數(shù)據(jù)作為前饋，采用噴氨優(yōu)化算法和自建數(shù)值模型，形成總噴氨量預判指令，結合調試人員在脫硝噴氨均勻性調整上的工程經驗，建立噴氨支管實時調整制度，并將噴氨量調整指令經由DCS 系統(tǒng)同步傳輸給各個噴氨支管。由此達到控制總管噴氨量、各噴氨支管噴氨量的目的。脫硝入口采用分區(qū)調節(jié)噴氨脫硝出口則是采用矩陣式均勻混合與分區(qū)巡測同步取樣單元，根據(jù)脫硝出口分區(qū)測量數(shù)據(jù)與同步混測數(shù)據(jù)，由大數(shù)據(jù)人工智能算法計算相關脫硝入口分區(qū)調節(jié)門的指令，對其進行調節(jié)，目的是為了提高脫硝出口的均勻性，防止局部噴氨量過大或過??；使氨與氮能盡量完全反應。

2.2 增設省煤器旁路

為解決深度調峰脫硝出煙氣溫度低，和啟停機期間脫硝系統(tǒng)快速投入和有效投入的問題，由于脫硝系統(tǒng)反應器布置在尾部煙道空預器與省煤器之間，于是決定采用流量置換的方案提高脫硝處的排煙溫度。為此增設省煤器旁路來減少省煤器的吸熱能力，從而提高反應器出的排煙溫度。流量置換方案提高脫硝入口煙溫的原理為：通過在省煤器進口集箱之前設置調節(jié)閥和連接管道，將部分給水短路直接引至下降管中，減少流經省煤器的給水量，從而減小省煤器從煙氣中的吸熱量；再通過熱水再循環(huán)系統(tǒng)，在循環(huán)泵的作用下，將省煤器出口的熱水再循環(huán)引至省煤器進口，提高省煤器進口的水溫，降低省煤器的吸熱量，提高省煤器出口的煙氣溫度。

2.2.1 濕態(tài)運行模式

當鍋爐啟動后處于濕態(tài)運行模式，若此時檢測到脫硝入口煙溫低于設計溫度，鍋爐在啟動循環(huán)泵運行的狀態(tài)下，可開啟水旁路閘閥及調閥，將一部分給水繞過省煤器直接接入下降管，從而減少了省煤器的冷水流量、增加了熱水流量，減少省煤器吸熱量，大幅提高脫硝入口煙溫。流量置換系統(tǒng)投入后，機組啟動階段給水流量一般為30%BMCR 左右。此時為了減少省煤器吸熱，開大水旁路調門將一部分冷水通過水旁路直接引至省煤器出口。此時，減量后的鍋爐給水與循環(huán)泵出口的接近飽和狀態(tài)的熱水（約300℃）混合后流經省煤器換熱，極易引發(fā)省煤器汽化現(xiàn)象，導致省煤器振動或爆管泄露事故的發(fā)生。為此在系統(tǒng)中設計加入了最小流量管路?？赏ㄟ^調節(jié)循環(huán)泵出口調節(jié)閥的開度，將部分下降管中的接近飽和狀態(tài)的熱水直接引至水旁路出口與水旁路的過冷水混合后進入水冷壁下集箱，另外一部分熱水與主給水管道中的過冷水混合后進入省煤器換熱。

通過合理地分配下降管熱水在上述兩路中的流量，可實現(xiàn)以下兩個目標：①減少省煤器吸熱量提高SCR 入口煙氣溫度；②控制省煤器出口的欠焓維持在12℃以上，保證省煤器運行安全。若不設置該管路，啟動階段在投用給水旁路的工況下，為避免省煤器出口汽化，將有一部分下降管中的熱水被截流隨大氣擴容器排出鍋爐，其熱量將被損耗浪費無法全部循環(huán)回鍋爐，將導致鍋爐熱量不必要的損失，嚴重影響了熱水再循環(huán)的效果，不滿足對啟動階段及濕態(tài)再循環(huán)工況下寬負荷脫硝不影響熱量回收的設計要求。

2.2.2 干態(tài)運行模式

當鍋爐處在干態(tài)運行時，啟動系統(tǒng)濕態(tài)入口管路閘閥關閉，開啟省煤器出口引出的再循環(huán)管路閘閥進行暖管，打開給水旁路系統(tǒng)，調節(jié)省煤器出口煙氣溫度，同時啟動循環(huán)泵入口提供所需的熱工質。建立干態(tài)循環(huán)后穩(wěn)定運行，隨著負荷及脫硝入口煙氣溫度升高，逐漸減少爐水循環(huán)泵流量（干態(tài)循環(huán)管路流量），直至退出循環(huán)泵，并關閉再循環(huán)管路閘閥。隨著負荷及煙溫的進一步升高，水旁路流量也持續(xù)減少直至旁路調閥關閉，同時關閉水旁路閘閥，至此，完成復合熱水寬負荷脫硝系統(tǒng)完成退出。

3 結語

通過深度調峰和省煤器旁路改造兩種方案有效地解決了煙氣中NOx 排放的問題，同時也解決了鍋爐燃燒過程中存在的濃度不均和出口NOx 不易控制、噴氨用量大的問題。在精準噴氨方面，通過優(yōu)化噴氨系統(tǒng)設計和控制策略，實現(xiàn)了噴氨量的精準控制。經對改造前后的脫硝統(tǒng)計對比時均噴氨量可節(jié)約5～7kg/h且出口的NOx更容易控制。精準噴氨技術改造方案大大降低了噴氨用量，同時提高了脫硝效率和穩(wěn)定性，從而解決了濃度不均、出口NOx 不易控制、噴氨用量大的問題。

旁路改造方面，通過增設省煤器旁路的流量置換方案，提高了反應器出口排煙溫度，當投入省煤器旁路時可提高20～35℃排煙溫度，這使得深度調峰和停機期間脫硝系統(tǒng)投入更加可靠和穩(wěn)定。此外，在啟機期間由于省煤器旁路的投入使得反應器的排煙溫度能更早的達到脫硝允許，從而滿足環(huán)保對氮氧化物排放的要求并留出足夠的裕量。本文提出的精準噴氨和增設省煤器旁路的方案在實際應用中具有較高的可行性和實用性，為大型燃煤機組的節(jié)能環(huán)保提供了實用的技術經驗。