摘要：随着国家对环保考核越来越严格，厂区内原氨站设计压力与技术规范已不满足现有生产需要。如何解决氨站运行中出现的问题成为当前重要工作之一。本文根据我厂原氨区出现的实际问题，重新设计了一条新的供热管路，并给出了相应的水力计算。对氨站还提出了一些应对措施和改善意见，希望能为同类型火电厂提供一些参考意见。
关键词：百万机组；脱硝；氨站
1、概述
徐州华润电力有限公司#5、6机容量为2*1000MW的两台百万机组，脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺对两台机组进行100%烟气量进行脱硝处理。在锅炉燃用设计煤种50%BMCR-100%BMCR 工况下处理烟气量时的保证脱硝效率不小于70%（入口烟气NOx 含量250～350mg/Nm3）。
1.1脱硝系统组成：脱硝系统主要是由两个系统组成，一个是SCR系统，另一个是氨站系统。
1.1.1SCR系统包括：烟气系统、触媒吹扫系统。SCR系统反应器本体是实现还原反应场所，在SCR区将氨气与空气混合后注入SCR反应器进口烟道，与烟气充分混合后，氨作为还原剂在催化剂的作用下与氧化氮反应生成水和氮气，使得SCR出口氧化氮浓度降到规定值。脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，且不设置烟气旁路系统，不考虑省煤器高温旁路系统，采用单反应器，蒸汽吹灰。
1.1.2氨站系统：压缩机抽取氨贮罐中的气氨经压缩后注入槽车，利用槽车和氨罐的压差，将槽车中的液氨压进氨贮罐中,完成卸料过程。氨贮罐中的液氨通过压差或液氨输送泵送至氨气化器中，通过氨气化器出口的自力式调节阀稳定提供压力为0.35MPa的气氨，气氨进入氨缓冲罐中，经过外管送至SCR系统。
1.1.3 SCR脱硝化学原理：① 4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O， ②6NO +4NH3 → 5N2+6H2O， ③6NO2+8NH3 → 7N2+12H2O，④2NO2+4NH3 +O2 → 3N2+6H2O。
当烟气温度在320～420 ℃范围内时，烟气脱硝系统能安全、可靠和连续运行。脱硝设备年利用小时按6500 小时考虑，运行小时按7800 小时考虑。装置服务寿命为30 年。SCR 反应器上游不设置灰斗可以保证脱硝装置可用率不小于98%。
1.2用氨量控制：
a、徐州华润电厂共有六台机组各机组脱硝装置氨气用量及要求见下表1
表1 六台机组脱硝装置氨气用量
b、氨逃逸率：氨的过量和逃逸取决于NH3/NOx 摩尔比、工况条件、和催化剂的活性用量。氨过量会造成逃逸量增加和氨的浪费，氨逃逸率通常控制在3ppm 以内。
c、防爆：SCR 脱硝系统采用的还原剂为氨（NH3），其爆炸极限(在空气中体积％) 15％～28％，为保证氨（NH3）注入烟道的绝对安全以及均匀混合，需要引入稀释风，将氨浓度降低到爆炸极下限以下，徐州铜山华润1000MW机组氨浓度控制在5％以内，最高不超过8%。
1.3徐州铜山华润氨站系统至汽化器的蒸汽取自两台1000MW机组辅助蒸汽联箱，氨站汽化器共有四台，一二期300MW机组两台，三期1000MW两台。三期辅助蒸汽联箱的蒸汽分别进入三期的汽化器和一二期的汽化器。供氨时氨气分别从三期缓冲罐和一二期缓冲罐经过调节门分别进入三期SCR和一二期的SCR，（三期只有一台缓冲罐，一二期两台缓冲罐）如图1。
图1氨站系统图
1.4氨站系统操作流程
液氨槽车运来的液氨进入氨气化站，用压缩机抽取液氨储罐内的液氨，加压后送入液氨槽车。这样，液氨槽车和液氨储罐存在压力差，靠这个压差将液氨槽车的液氨卸入液氨储槽。
液氨从液氨储罐放出，进入气化器，气化器为蒸汽水浴式液氨蒸发器，液氨从浸没在水中的不锈钢盘管内通过，吸收温水的热量后气化并过热，经过设备本身的气液分离器后气氨调压至所需压力进入氨气缓冲罐，然后送出气化站供后续工序使用。
2氨站系统存在的问题
徐州铜山华润百万机组氨站自投运以来，因为氨站的故障出现过许多问题，造成过脱硝效率低，排放超标等环保考核事故。出现的问题有如下几点：
2.1#5#6机组的高辅联箱至氨站汽化器温降、压降比较大，从高辅联箱出口温度在330℃左右，高辅联箱出口门后温度降至220℃左右，至氨站气化器入口温度降至175℃，最低降至110℃左右。高辅联箱压力至气化器压力在运行中能降至0.1MPA-0.2MPA,因此温度和压力都时常达不到氨站要求的压力0.25MPA-0.35MPA，温度140℃以上。
2.2气化器长期运行由于气化器内部气化过程中温差的存在会造成气化器内部泄漏现象。
2.3 #5#6机组辅汽至氨站在分流至一二期时，由于用汽量不同存在抢汽现象。目前三期汽化器出力900立方米，一二期汽化器出力700立方米。
2.4缓冲罐三期只有一个，如果该缓冲罐堵塞等其他原因造成缓冲罐故障，三期的脱硝系统将不能使用，造成严重的环保考核事故。
缓冲罐至#5#6机脱硝系统时，各机组的阻火器容易堵塞造成脱硝系统供氨压力不正常。
2.5 #5机或#6机的蒸汽至氨站汽化器的压力随机组负荷变化会引起一定的变化，尤其在机组负荷大幅变化时机组辅汽压力在1MPA-0.6MPA之间变化，势必会引起汽化器的工作的异常。
2.6液氨罐之间的距离太短我厂两台液氨罐之间距离为0.75米远没达到国家要求的2.0米的要求。
2.7 液氨罐如有问题退出需要检修时无法将液氨罐的氨置换掉。
3针对氨站系统存在的问题采取的对策：
针对以上出现的问题同时根据徐州铜山华润的实际情况采取切实可行的解决办法。在这些可行的解决对策中，重点是对氨站气化器入口的压降温降不满足条件采取了切实可行的技术改造，以满足气化器入口压降温降的要求，从而减少氮氧化物排放超标的问题。
3.1三期辅汽至氨站汽化器前增加一联箱来缓冲由于三期负荷变化较大引起压力波动。目前#5#6机的高辅联箱蒸汽至氨站的管道经过的路程较远温降和压降较大，经常造成温度和压力达不到要求，设计两机停运后在#6机辅汽联箱上接管直接接至氨站中间架管，延长#5机的管路接至#6机至氨站的管路，整体减少蒸汽至氨站的管路的延程阻力损失，从而降低管路的温降和压降。改造前参数：（#5#6机辅助蒸汽至氨站汽化器入口蒸汽管路改造前500米，辅汽联箱压力为0.7MPA,温度330℃，4个弯头，至汽化器入口的温度降至175℃，最低降至110℃最低至0.2，达不到氨站要求：0.25-0.35MPA,温度140℃以上的要求）
图2改造前后蒸汽至氨站系统图
该段蒸汽管道在设计时采用奥氏体不锈钢管道，承受内压的地上钢管道液压试验压力为设计压力的1.5倍。
试验压力按下式计算：
PS=1.5P[σ]1/[σ]2
式中 Ps——试验压力（表压），MPa；
P——设计压力（表压），MPa；
[σ]1——试验温度下管材的许用应力，MPa；
[σ]2——设计温度下管材的许用应力，MPa。
当[σ]1/[σ]2大于6.5时，取6.5。改造后通过上述计算该管道符合蒸汽管道设计标准和要求。
由于该管道在原设计时管道沿程损失较大，蒸汽供至氨站气化器时压力降至较低，时常满足不了气化器压力要求，通过改造减少了管路沿程的损失，蒸汽至气化器压力有较大的提高。下面为改造前与改造后沿程压损计算比较：
改造前：奥氏体不锈钢管道500米，#5#6炉辅汽联箱压力按1.0MPA,温度330℃，4个弯头，半径弯头取15d。
流速v==26.336m/s
雷诺数=÷=476063.66
26.98（d/）⅞＜Re＜4160
以雷诺数的值取沿程损失系数为0.0161811
沿程损失==2919.345m
以长半径弯管为准可求出局部损失系数为0.131
局部损失=×4=18.53m
压损=（+）=0.120862Mpa
改造后：管道不经过原来管排，重架空
沿程损失==1751.607m
局部损失=×1=4.632m
+=1756.239m
压损=（+）=0.072251Mpa
4结论
4.1通过改造和理论计算可以看出，改造前改造后压损降低了=前-后=0.120862Mpa-0.072251Mpa=0.048611Mpa。压损明显降低较多，减少了管路的沿程损失保证供氨蒸汽压力的正常，同时供氨蒸汽温度也有了很大的改善，基本保证了氨站供氨的正常运行。
4.2在解决供氨蒸汽问题上还有其他的一些措施如：考虑机组负荷变化较大的原因在三期蒸汽至氨站汽化器前增加一台辅汽联箱，以缓冲辅汽压力变化较大引起的进入汽化器压力的变化。
4.3定期维护方面。对百万机组脱硝的阻火器定期检查防止阻火器堵塞；三期只有一个缓冲罐可以增加一个缓冲罐，防止缓冲罐故障后没有备用，造成脱硝被考核事故；对氨站的阀门尤其法兰处定期检查，严防漏氨；氨站中班和夜班无人值班，防止突发事故的发生中班和夜班安排人员值班；由于目前的氨站在最初设计中存在一些重要的缺陷而又无法处理建议重新改建氨站系统。
参考文献：
[1] 吴子牛，计算流体力学基本原理，科学出版社
[2] 傅德薰 马延文，计算流体力学，高等教育出版社
[3] 徐州彭城发电厂三期工程（2*1000MW级机组）烟气脱硝装置SCR运行说明书，上海电气石川岛脱硫工程有限公司
论文作者:李加林,韩涛
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/17
标签：汽化器论文; 蒸汽论文; 压力论文; 机组论文; 系统论文; 液氨论文; 三期论文; 《电力设备》2017年第16期论文;