(福能（贵州）发电有限公司 贵州六盘水 553400)
摘要：随着国家节能减排工作的不断深入，超低排放控制要求已在全国各类型电厂全面铺开，这对于燃煤电厂环保系统的运行调整提出了更高的要求，尤其以贵州区域燃用煤种为低热值、低挥发份、高硫份无烟煤的燃煤电厂为典型，面临更为严峻的环保运行调整压力。某厂2*660MW级超临界机组，锅炉采用东方锅炉厂生产的2010t/h超临级压力燃煤直流W火焰燃烧锅炉，同步建设SCR脱硝装置。脱硝装置投运后，发生催化剂堵灰及磨损严重、尿素单耗高、空预器堵塞等一系列问题。本文以该项目为研究对象，重点对燃用无烟煤的W火焰炉SCR运行调整策略进行分析，旨在调控炉膛出口NOx生成量，同时控制氨逃逸率，以达到降低SCR运行成本的同时，减轻SCR反应器下游设备的腐蚀，提高机组运行的安全与经济水平。
关键词：超临界；W火焰炉；SCR；尿素单耗；氨逃逸率
1概述
某厂2*660MW级超临级机组，锅炉采用东方锅炉厂生产的2010t/h超临界压力燃煤直流W火焰燃烧锅炉，同步建设SCR脱硝装置。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量、脱硝装置入口烟气中NOx含量800mg/Nm3条件下脱硝效率＞86%，氨逃逸率＜3ppm，目前NOx环保排放限值为200mg/Nm3。脱硝装置投运后，由于燃煤灰分高且粘连性强以及W火焰炉SCR入口NOx浓度高、分布偏差大、催化剂入口氨氮摩尔比分布偏差大等原因，导致电厂运行过程中发生催化剂堵灰及磨损严重、尿素单耗高、空预器堵塞等一系列问题。
2018年底对1号炉进行检修前氨逃逸率测量摸底，A、B侧氨逃逸率分别高达49.47/51.96ppm,远远超出设计值3ppm的标准；受氨逃逸的影响，1、2号炉空预器压差逐步上涨，最高达3.2KPa，炉膛负压周期性波动，风烟系统电耗升高；自2019年2月至年2019年6月，脱硝系统氨氮摩尔比逐月上升，月均值由0.9上升至1.24（见图一），脱硝尿素单耗由121吨/亿KWh上涨至169吨/亿KWh；受脱硝系统出力的影响，多次限制机组负荷至550MW，严重影响机组的安全性及经济性。
基于以上情况，本课题重点研究从燃烧控制的角度控制NOx的生成浓度，同时在SCR
图1 氨氮摩尔比变化趋势图
催化还原反应过程上控制氨逃逸率，从而达到降低NOx脱除量以降低脱硝尿素消耗量、降低氨逃逸率以减轻下游设备腐蚀的目的。
2NOx生成浓度控制
2.1 NOx浓度现状
2.1.1燃用煤种热值低，年度加权热值仅为4050大卡。为了满足机组带负荷要求，在当前的制粉系统出力下，磨煤机内压最高达7.1KPa，粉管风速达29mm/s，煤粉气流刚度增强，火焰行程延长，导致低氮燃烧器的分级燃烧功能失效，炉膛出口NOx浓度升高，最高达1080mg/Nm3，远远超过设计值（650 mg/Nm3）。
2.1.2燃用煤种挥发份低，年度平均挥发份12%左右。为了满足锅炉飞灰含碳量的控制要求，运行人员调整燃烧器D风挡板开度达40%，燃烧初期氧量浓度较高，导致低氮燃烧器的分级燃烧功能失效，炉膛出口NOx浓度升高。
2.2 NOx生成机理
NOx燃烧控制理论：当过量空气系数α＜1时，NOx生成速率随氧气浓度增加而增加；当过量空气系数α＞1时，NOx生成速率随氧气浓度增加而降低；故要降低燃烧过程中的NOx生成量，则需要设法建立欠氧富燃料的燃烧区域，即降低燃烧初期补氧，同时在富氧区增加燃烬区域的补氧，以满足燃料完全燃烧的要求，同时也达到了降低NOx生成浓度的目的。
2.3 调控策略研究
2.3.1针对入炉煤热值低、磨机内压高、粉管风速高导致NOx生成浓度高的问题，研究者通过收集不同入炉煤热值和磨机内压对应的NOx生成浓度数据，利用JPM软件刻画器进行数值模拟，以NOx生成浓度设计值650mg/Nm3为控制目标，通过改变入炉煤热值，从而找到对应的磨机内压限制值。
通过对全部可能的燃用热值段对应的磨机内压限制进行数值模拟，形成对应的入炉煤热值-磨机内压限值关系表，即根据不同的热值拟合出磨机内压控制要求指导运行人员调整，从而满足NOx生成量的目标控制要求。
因热值限制了磨机内压，进而限制了机组负荷，则通过对磨机补加钢球装载量和对钢球规格合理配比，提高磨煤出力并降低煤粉细度，从而满足带负荷要求，也为锅炉飞灰的控制创造有利条件。
2.3.2针对燃用煤种挥发份低，燃烧配风不当导致NOx生成浓度高的问题，研究者通过稳定机组运行工况，改变不同的D风挡板开度来收集NOx生成浓度数据，并利用JMP软件进行D风挡板开度对NOx生成浓度进行相关性分析。
通过二元线性拟合方程可知，NOx生成浓度与D风挡板开度呈强正相关性，即D风挡板开度越大，NOx生成浓度越高。这将为运行调整提供了良好的参考依据。
通过现场试验摸索，逐步降低燃烧器D风挡板开度，减少燃烧初期补氧，形成欠氧燃烧区，充分利用主燃区过量空气系数α＜1，NOx生成速率随氧气浓度降低而降低的特点，有效控制NOx生成浓度。同时，也充分利用燃烬区域过量空气系数α＞1，NOx生成速率随氧气浓度增加而降低特点，通过提高二次风箱压力，在富氧区增加燃烬区域的补氧，以满足燃料完全燃烧的要求，同时也达到了降低NOx生成浓度的目的。在进行上述试验摸索的过程中，研究者重点关注了因D风挡板关小后对燃烧器喷口结焦和锅炉飞灰含碳量的负面影响情况，在D风挡板关小至10%过程中未产生明显的负面影响，而NOx生成浓度降幅达13.8%，效果显著。
3 氨逃逸率控制
3.1氨逃逸现状
氨逃逸率是衡量脱硝系统性能的一项重要指标之一，本工程设计氨逃逸率＜3ppm。在新的环保政策压力下，为了满足环保排放指标要求，往往通过增加喷氨量来提高脱硝效率，尤其在550MW负荷工况以上时，该现象更为凸显。研究者统计了本项目1号机组氨氮摩尔比随机组负荷及单位小时脱除量的关系曲线。
本项目脱硝系统设计氨氮摩尔比0.89，折算为最大单位小时脱除量1.3t/h。随机组负荷与单位小时脱除量上升，氨氮摩尔比同步上升，当机组负荷由330MW上升至600MW时，单位小时脱除量由0.41t/h上升至0.81t/h，氨氮摩尔比由0.92上升至1.53。在单位小时脱除量远低于设计值的情况下，氨氮摩尔比远远超出设计值，说明脱硝系统当前运行出力明显下降，存在脱硝反应不充分，氨逃逸率大等问题，从现场粉煤灰库和石膏库有明显的氨味也印证了以上结论。2018年10月份对1号机组进行检修前氨逃逸率测量摸底，A、B侧氨逃逸率分别高达49.47/51.96ppm，远远超出设计值3ppm的标准。
3.2 氨逃逸带来的危害
燃煤电厂SCＲ 脱硝反应器中，NH3选择性催化还原烟气中NOx的主要化学反应为:
烟气中90%～95%的NOx以NO 形式存在，以上反应中以反应( 1) 为主。NH3 与NO的摩尔比为1∶1，理论上讲1 mol 的NH3可以完全还原1 mol 的NO。实际运行中，受反应条件限制和副反应的影响，无法保证NOx完全脱除，氨逃逸也是难以避免。
燃煤烟气中含有一定质量浓度的SO2以及少量SO3，SO2在催化剂作用下进一步氧化生成SO3，SO3与NH3及水蒸气反应生成硫酸氢铵与硫酸铵。通常条件下，硫酸氢铵的露点为147 ℃，其凝结物呈中度酸性且具有很强黏性，黏附在催化剂和空气预热器的换热元件表面上，加剧换热元件的腐蚀和堵灰，影响换热效果和锅炉效率，尤其在燃用高硫煤的情况下，SO2及SO3的生成浓度较大，硫酸氢铵生成率更高，下游设备的腐蚀更为严重。
本项目额定负荷工况下空预器烟气侧压差设计值为1.4KPa，而受脱硝系统氨逃逸的影响，加之燃用煤质硫分较高，导致硫酸氢铵的生成率较高，额定负荷工况下1/2号炉空预器烟气侧压差最高上涨至3/3.2KPa，较设计值分别高1.6/1.8KPa，使得一次风母管压力波动幅度达1.2KPa；炉膛负压波动幅度达±300Pa；额定负荷工况下，炉膛送风量不能满足要求，飞灰含碳量升高，被动限制机组负荷；风烟系统阻力增加后，风机失速风险增加，风烟系统电耗升高约0.2个百分点。总的来说，氨逃逸率的升高，对机组运行的安全性构成威胁，对机组的经济性也造成严重的不利影响。为保证机组安全稳定及经济运行，必须严格控制SCR脱硝系统氨逃逸率。
3.3 氨逃逸原因分析及对策
影响SCR脱硝系统氨逃逸率的因素包括脱硝催化剂性能、烟气流场均匀性、锅炉运行方式、喷氨控制逻辑、仪器仪表及测量方式等。研究者针对SCR系统氨逃逸率的影响因素，结合电厂机组实际运行情况分析氨逃逸的原因，提出降低氨逃逸率的控制策略。
3.3.1催化剂积灰堵塞
统计本课题启动前一个月SCR反应器压差数据变化趋势，同负荷（600MW）工况下，脱硝反应器压差由0.4KPa上涨至0.88KPa。为此，研究者对脱硝反应区蒸汽吹灰系统全面排查，发现相同主汽压力下脱硝蒸汽吹灰调门开度严重不一致，间接反应出吹灰压力不一致，吹灰效果不均，反应器部分区域积灰，部分区域吹损变形，压差上涨，烟气与催化剂接触面积减少，进而影响到脱硝反应效率，氨逃逸率升高。
为解决脱硝蒸汽吹灰压力不均的问题，研究者在吹灰器提升阀后预留接口处装设压力表，通过现场调试，固定吹灰母管压力1.5MPa，调整提升阀直至提升阀后压力为厂家设计值0.8MPa，从而达到吹灰压力均匀一致的效果。经调整后，脱硝反应器压差停止上涨，并逐渐降至0.6KPa，取得明显的效果。
3.3.2 尿素热解不充分
本工程SCR系统采用尿素水解为50%—60%浓度的尿素溶解，并经尿素溶液输送泵输送后，通过均匀布置的14支尿素喷枪喷入热解炉与热一次风进行稀释和加热，并经电加热器加热至一定温度使得尿素溶液充分热解，经尾部竖井烟道前后墙各喷氨格栅喷入SCR反应区与烟气充分混合反应而达到除去NOx的目的。经查阅相关资料表明，尿素溶液在温度为349℃的情况下热解最充分，而现场实际运行过程中，长期因为强带机组负荷，人为提升尿素溶液流量至2.3m3/h，在电加热提到满功率的情况下，热解炉出口温度仍呈下降趋势，长期低于最佳热解温度，严重时低至260℃，使得尿素热解不充分，氨氮反应效果不良，氨逃逸率进一步升高。为满足环保排放控制要求，运行人员又继续增加尿素供给流量，热解炉出口温度进一步下降，脱硝反应陷入恶性循环。
为此，研究者从系统流程方面进行分析：在50%-100%负荷工况下，热解炉入口热一次风流量16000Nm3/h—22000Nm3/h，热一次风温达340℃-370℃，而该温度对于尿素溶液来说，是一个典型的加热过程。现场实践表明，在尿素溶液流量＞1.9Nm3/h，通过电加热满功率运行已不能满足热解炉出口349℃的温度控制要求，此时可以开大脱硝反应器A、B侧氨空调节门并同步提高一次风母管压力，通过增加热解炉入口热一次风流量而提高尿素溶液的加热效果，满足尿素溶液充分热解的温度要求。如果尿素溶液进一步增加超过2.2 Nm3/h且热解炉出口温度低于310℃，则需要适当限制机组负荷，保证热解炉出口最低310℃ 的温度控制要求，避免低于该温度值后陷入脱硝系统调节的恶性循环死区。
4 结论
通过本文的研究，研究者主要结合电厂的现场实际情况，从运行调整方面开展调整优化，旨在降低脱硝反应器入口NOx生成量而达到降低脱除量、节约脱硝尿素耗量的目的，同时保证机组的带负荷能力；通过降低脱硝系统氨逃逸率，减轻空预器腐蚀和堵塞的程度，保证机组安全稳定及经济运行。
在入口NOx生成浓度控制方面，根据现场燃用煤种热值低的特点，通过限制磨机内压从而控制炉内的燃烧分布情况，以达到降低脱硝反应器入口NOx生成浓度的目的。同时，根据燃煤挥发份低的实际，充分利用分级燃烧器的优势，通过现场试验调整，找到D风挡板开度的标杆值，既不影响锅炉飞灰含碳量和燃烧器喷口结焦，又能达到有效降低脱硝反应器入口NOx生成浓度的目的。
在氨逃逸率控制方面，通过对脱硝蒸汽吹灰系统的全面排查，查明并消除吹灰压力严重不均的隐患，有效减轻脱硝反应器的积灰和堵塞程度，充分保证烟氨混合及与催化剂的有效接触面积，促进脱硝催化还原反应的效率，降低氨逃逸率。同时，对高负荷时段脱硝尿素流量较大，热解炉出口温度控制陷入恶性循环，尿素热解不充分导致氨逃逸率大的问题，充分利用系统流程及参数特点，通过开大脱硝反应器A、B侧氨空调节门并同步提高一次风母管压力，增加热解炉入口热一次风流量而提高尿素溶液的加热效果，避免了热解炉出口温度过度降低，保证尿素热解效果，有效降低氨逃率。
参考文献：
[1] DL/T 335—2010火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范
[2] 火电厂SCR烟气脱硝技术/西安热工研究院编著. —北京：中国电力出版社，2013-2
[3] 火电厂燃煤机组脱硫脱硝技术/周菊华著. —北京：中国电力出版社，2010-09
论文作者:熊祥
论文发表刊物:《电力设备》2019年第9期
论文发表时间:2019/10/16
标签：尿素论文; 浓度论文; 机组论文; 热值论文; 负荷论文; 反应器论文; 系统论文; 《电力设备》2019年第9期论文;