480t/h锅炉脱硝系统运行优化调整

480t/h锅炉脱硝系统 运行优化调整

卞荣华

盐城发电有限公司，江苏 盐城 224003

摘要：

本文介绍了某公司480t/h锅炉脱硝系统改造情况，改造运行一定时期后，SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差加大，风机耗电率上升，排口氮氧化物小时均值超标增多现象，通过运行优化调整和规范管理，解决了上述问题。对同类型机组脱硝系统运行优化调整具有较好的参考价值。

关键词：锅炉 脱硝 SCR 运行优化

引言：

随着世界范围内环保压力的与日俱增,燃煤电厂的NOx排放越来越受到重视。目前，燃煤电厂降低NOx排放主要有2种措施，一是控制锅炉燃烧过程中的NOx排放，即低氮燃烧技术，二是对锅炉燃烧产生的NOx进行处理，即烟气脱硝技术^【1】。在降低NOx排放方面SCR+低氮燃烧器法是国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术。该法的优点是：工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氮气放空，无二次污染。

1、锅炉设备概况和改造情况

某公司#10、11号机组锅炉为上海锅炉厂制造的超高压单汽包自然循环具有一次中间再热悬吊式Π型露天布置锅炉，型号为SG—480/13.7—M775型，该锅炉为单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧煤粉炉，采用钢球磨中间储仓式乏气送粉系统，配置2台TDM350/600型磨煤机，燃烧器采用四角布置切向燃烧方式，在炉膛中心形成φ700的假想切圆，逆时针旋转，燃烧器的箱体固定于水冷壁上。锅炉主蒸汽采用一、二级喷水减温，再热蒸汽采用烟气挡板作升温调节，低温再热器与高温再热器之间设有微量喷水，异常情况下采用事故喷水减温。空气预热器采用二分仓双道密封回转式，配备两台离心式送、引风机。10、11号炉分别于2005年5月、7月投产。

2014年，根据国家《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）^【2】，自2014年7月1日起，锅炉排放烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放标准提标，一般地区排放标准分别从50、400、450 mg/Nm3提高到30、200、100 mg/Nm3。某公司两台锅炉实施脱硝改造工程。脱硝改造同步实施脱硫一炉一塔，取消脱硫旁路烟道档板改造以及锅炉空预器和低氮燃烧器改造工作。脱硝改造工程采用低氮燃烧器+选择性催化还原技术（SCR）。锅炉燃烧系统实施低氮燃烧器改造，原有燃烧器全部更换为低氮燃烧器，并增加SOFA风，低氮燃烧器改造后锅炉出口氮氧化物排放浓度设计小于350mg/Nm3。每台锅炉设双SCR反应器，SCR反应器采用热段高灰布置即布置锅炉省煤器和空预器之间，选用蜂窝式催化剂，催化剂层数按2层运行1层备用设计，支撑反应器钢支架钢柱以核算在原有锅炉烟道梁和柱进行加固处理，#10、#11锅炉脱硝共用一套氨存储及制备系统。在每个反应器进口各设置一套NO/O₂烟气取样分析系统，出口各设置一套NO/O₂烟气取样分析系统，采样探头配套自动反吹系统，出口设置一套NH₃分析系统；在反应器的喷氨格栅前左右两侧氨空管道上各布置11个手动风门，调节喷射格栅的氨量，反应器的喷氨格栅前与反应器出口布置足够数量的烟气取样孔。脱硝装置设计NOx脱除率不小于80.5%；氨的逃逸浓度不大于 3 ppm，SO2/SO3转化率小于 1%（干基，6%含氧量）。

2017年，根据国家《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知的要求，公司两台锅炉分别进行了超低排放改造，其中脱硝系统在催化剂备用层增加了一层催化剂及相关附属设备，确保氮氧化物排放浓度分别不高于50毫克/立方米。

2、改造后设备运行情况及存在问题

脱硝改造及超低排放改造后各项性能试验均能达到设计要求，满足环保排放要求。随着改造后运行时间延长，SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差加大，2017年超低改造前氮氧化物排放标准100mg/Nm³，SCR出口氮氧化物控制90mg/Nm³时，烟囱排口只有70mg/Nm³，绝对值相差超过20mg/Nm³,相对值偏差超过20%以上；风机耗电率逐年上升，同样100MW负荷下，风机耗电率从1.10%上升到1.40%；氨逃逸上升，负荷波动时段有时超过3PPM，耗氨量增大，氮氧化物平均控制值较排放标准偏低达大，17年机组检修时，空预器表面存在部分积盐迹象；机组负荷变化时，烟囱排口氮氧化物超标点较多。

3. 影响因素分析

针对脱硝系统运行后，出现上述问题，公司组织了专题分析，主要原因为：

1. SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差加大原因可排除表计因素，因为公司每周都对表计进行标定，同时省环境监察中心每委度都对表计进行比对，全部合格。偏差加大原因经分析为喷氨流量阀自动调节后氨喷射格栅的氨空混合量与烟气量不匹配，也就是说喷氨量分配不均，部分位置喷氨量偏多，相应反应器部位氮氧化物低，部分位置喷氨量偏少，相应反应器部位氮氧化物高，SCR出口表计显示值为该表计测点处烟气的氮氧化物，与实际值有一定差距是SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差根本原因。喷氨量分配不均，部分位置喷氨量偏多，容易导致喷氨过量，当负荷波动时，因烟气流动紊乱，喷氨过量部分烟气流过表计段时，表计阶段显示氨逃逸明显上升现象。喷氨量分配不均，导致SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差加大，运行人员对排口氮氧化物排放值较难控制，也是机组负荷波动时，烟囱排口氮氧化物超标原因，为防止超标，必然将自动控制值设定偏低，导致喷氨量过大，氨逃逸上升。

2. 烟囱排口氮氧化物超标另一个重要原因是喷氨自动控制不合理，系统设计虽然采用了较为经典的控制策略，但不够完善，没有考虑更多的细节，导致喷氨自动投入效果不太好，长时间依靠运行人员手动调节，在负荷变化较大时，脱硝出口NOX得不到及时有效地控制，严重影响了NOX的达标排放；同时由于喷氨自动控制系统性能较差，如果设定值较大，将导致喷氨量较小，容易产生排口NOX值超标，如果设定值较小，将导致喷氨量过大，易引起空预器堵塞和腐蚀、反应器催化剂过早失效及浪费氨气。

（3）喷氨量过大另一个原因为低氮燃烧器出口（SCR入口）处氮氧化物过高，按照设计要求小于350mg/Nm³，实际运行控制都在400mg/Nm³左右，主要因素是煤质变化频繁，为过分降低飞灰，二次风门未及时根据煤质变化调整，低氮燃烧器效果降低；另一个原因是运行人员对低氮燃烧器出口（SCR入口）外氮氧化物控制认识不高，主要认为只要控制烟囱排口达标排放即可。

（4）风机耗电率逐年升高原因是尾部烟道积灰，以及因喷氨量过大，空预器表面存在部分积盐迹象，阻力逐年增大，引起引风机耗电率逐年上升。

4、系统优化

系统优化重点在二个方面进行了优化处理。一是喷氨格栅调平优化，二是喷氨自动控制优化。

1. 喷氨格栅调平优化。

喷氨格栅前一次风门自脱硝改造投运后一直未调整过，经过长时间运行后，风门流量特性发生变化，导致后面喷氨格栅喷氨量不均；咨询第三方试验单位做喷氨格栅调平试验需不菲费用，公司成立专门工作小组，制定方案，利用公司自有气体一体化测试仪进行喷氨格栅调平试验。

1. 保持锅炉负荷、煤质稳定，使烟道内烟气流动稳定状态；

2. 先利用烟囱排口烟气取样孔进行测试，并与烟囱排口氮氧化物在线数据进行比对，对气体测试仪进行标定；

3. 利用气体测试仪逐只对SCR出口烟气取样孔进行测试，并与烟囱排口氮氧化物在线数据进行对比，数值高于在线数据，调整开大所对应格栅前一次风门，直至数据接近；数值小于在线数据，调整关小所对应格栅前一次风门，直至数据接近；

2. 喷氨自动控制优化。

原脱硝喷氨自动控制策略是甲、乙侧分别控制的串级回路控制，该串级控制回路由主调和副调控制回路组成。主调控制回路根据反应器出口NOX质量浓度与其设定值的偏差经PID调节输出，直接对计算出理论所需的喷氨流量进行修正。理论所需的喷氨流量则是由送风量所计算出的烟气量乘以反应器入口NOX质量浓度与出口NOX设定值之差，再乘以二者摩尔比得到氨气需求量。副调控制回路由主调回路修正后得到的喷氨流量作为副调的给定值，与喷氨流量测量值的偏差经过PID调节后输出自动控制指令，控制喷氨流量调节阀开度，改变喷氨量大小。

由于脱硝系统运行中，受SCR入口NOX波动大，NOX测量数值异常，烟气流量计算不准，喷氨流量的稳定性差因素影响，导致喷氨自动投入效果不太好，同时喷氨自动控制的目标值为反应器出口NOX值，而环保部门考核的数值为烟囱排口NOX的小时均值，运行人员没有对排口NOX的小时均值的有效连续监视手段，因此难以保证烟囱排口NOX的小时均值不超标，只能通过降低反应器出口NOX目标值、提高喷氨量使反应器出口NOX值处于较低数值来保证烟囱排口NOX的小时均值不超标，这样又导致喷氨量过大，容易引起空预器堵塞和腐蚀、反应器催化剂过早失效、浪费氨气不经济等问题。

公司成立专门工作小组，制定方案，对喷氨自动控制进行优化。

（1）引入炉膛出口氧量值作为喷氨自动控制系统的前馈值，以减小测量系统延迟性对喷氨自动控制的影响，同时可以有效应对反应器入口NOX波动大问题。

（2）将烟囱排口NOX的数值引入DCS，在DCS中逻辑中增加了烟囱排口和反应器出口NOX的半小时均值，在DCS画面上也增设了烟囱排口和反应器出口NOX的半小时均值，一方面作为自动调节系统设定值的组成部分，另一方面供运行人员监控，同时设定报警值，以提醒运行人员注意并及时作出调整。

（3）在DCS画面上增设烟囱排口CEMS异常、甲反应器CEMS异常、乙反应器CEMS异常确认开关，由运行人员手动确认异常情况。在喷氨设节阀的控制面板上增加了自动设定值参数，供运行人员手工设定目标值，当烟囱排口CEMS异常未确认时，自动设定值为烟囱排口的NOX值，当烟囱排口CEMS异常确认时，自动设定值为反应器出口的NOX值。

（4）对自动调节系统的控制逻辑优化：

系统正常运行状态：其手动设定值为烟囱排口NOX值，甲、乙侧喷氨调节阀操作面板上的自动设定值为手动设定值减掉烟囱排口NOX半小时均值与反应器出口NOX半小时均值的差值。手动设定值在甲、乙侧喷氨调节阀操作面板上均需设定。

烟囱排口CEMS异常状态：其手动设定值为反应器出口NOX值，甲、乙侧喷氨调节阀操作面板上均需根据反应器出口NOX半小时均值与烟囱排口NOX半小时均值之间的差值重新设定。

甲反应器CEMS异常状态：甲侧喷氨调节阀跟随乙侧，并在DCS中引入了对甲、乙侧调节阀性能不一致的修正值。

乙反应器CEMS异常状态：乙侧喷氨调节阀跟随甲侧，并DCS中引入了对甲、乙侧调节阀性能不一致的修正值。

任何状态下均可直接切换为手动方式运行。

（5）修改标定、装置异常时的自动调节系统控制方式优化：

当反应器进、出口CEMS装置发出标定、故障、反吹等异常信号时，自动控制系统自动转为保位，然后待运行人员手动操作确认或异常信号消失后可继续进行自动调节。

5、优化效果

经过喷氨格栅调平优化和喷氨自动控制优化后，SCR出口与烟囱排口氮氧化物偏差减小，正常小于5mg/Nm³，达到优化效果。并利用机组检修机会，对锅炉尾部烟道积灰和空预器表层结晶进行处理后，风机耗电率明显下降。管理方面对SCR入口和烟囱排口的氮氧化物的控制提出管理要求，并在管理制度上形成相关激励和考核条款，确保SCR入口氮氧化物要求小于350mg/Nm³，烟囱排口的氮氧化物不超过排放标准50mg/Nm³，同时要尽可能靠近50mg/Nm³，以保证脱硝系统经济运行，满足环保达标排放要求。

6、结束语

燃煤电厂在满足环保对NOX达标排放的要求同时，还希望尽量降低脱硝运行成本，本文所述脱硝系统运行优化改进措施，节约脱硝运行费用，同时避免喷氨量过大导致的氨逃逸发生成的铵盐对空预器的危害，防止出现空预器差压大幅升高，引风机电耗增加后果，有利于脱硝系统运行的安全性和经济性，对同类电厂有一定的参考意见。

参考文献：

1. 杨国旗，郁翔. 电站锅炉脱硝技术及其应用现状综述【J】.陕西电力 2012.40（1）：82-85。

2. 火电厂大气污染物排放标准：GB13223-2011[S].北京：中国环境科学出版社，2011：2-5。