古交西山發電廠2×660 MW機組脫硝稀釋風系統的改造與優化

耿衛眾

（古交西山發電有限公司，山西古交 030206）

0 引言

古交西山發電有限公司2×660 MW超超臨界直接空冷機組配套了選擇性催化還原SCR（selective catalytic reduction）煙氣脫硝系統，SCR反應器布置在鍋爐省煤器出口與空氣預熱器之間，屬于高含塵布置方式。SCR反應器內部裝有板式催化劑，催化劑層數按“3＋1”模式布置。脫硝系統長期運行后，脫硝稀釋風量明顯下降，噴氨量增加，氨逃逸增大，空氣預熱器差壓升高，嚴重威脅著機組的安全穩定運行。

1 脫硝稀釋風系統工藝介紹

脫硝稀釋風從鍋爐空預器出口A側熱一次風母管引出1根DN600 mm的管道，經過逆止閥后分為2根DN450 mm的管道進入A、B兩側的氨空混合器，在氨空混合器內，水解器來的氨氣與稀釋風均勻混合后，體積分數≤5%的稀釋氨氣進入A、B兩側稀釋氨氣分配母管，再分別通過16根裝有手動調節閥的支管，進入16個噴氨格柵前的小聯箱，每個聯箱分別引出長、短2支各裝有20個設有節流孔板噴嘴的噴氨格柵。單側煙道噴氨格柵共有32支噴氨管道、640個斜向45°布置的噴氨噴嘴，分上下2層布置，將熱一次風稀釋后的氨氣均勻地分布在煙道內，與煙氣中的NOx充分混合反應。脫硝稀釋風系統在進入氨空混和器前各加裝1個電動門和流量計，以滿足脫硝系統運行要求[1]。

2 脫硝稀釋風系統運行情況

古交西山發電有限公司2號機組于2018年9月28日通過168 h滿負荷試運進入商業運營。機組168 h試運期間，脫硝單側熱一次稀釋風量在4 300 m3/h左右，兩側稀釋風總風量為9 000 m3/h左右。脫硝裝置入口NOx均值為416.93 mg/m3（標態，干基，6%O2），出口 NOx均值為 38.15 mg/m3，脫硝效率為90.84%，高于設計值89%。自動噴氨調節閥運行穩定，調節閥開度為65.67%左右，水解器產生氨蒸氣量為531.17 kg/h與理論計算需氨量（565.25 kg/h）接近，氨逃逸值為 0.205 μL/L，空預器壓差維持在1.2 kPa左右。

2019年2月13日發現脫硝系統兩側熱一次稀釋風量逐漸減小，3月21日起兩側稀釋風量減小速度明顯加快，機組負荷較低時，脫硝稀釋風量減小速度更快。4月10日脫硝B側稀釋風量降為700 m3/h以下，最低時流量表計顯示為0，A側稀釋風量最低時流量表顯示為400 m3/h。此時，脫硝噴氨調節閥不能自動運行，需人工手動調節噴氨，氨逃逸顯示大于5 μL/L，鍋爐空預器壓差出現上升趨勢，嚴重威脅機組的安全穩定運行。

為了提高脫硝系統熱一次稀釋風量，維護人員臨時在脫硝噴氨支管手動調節門后加裝手動吹掃閥，當稀釋風量偏低或噴氨支管溫度低于180℃時，人工對脫硝噴氨支管進行壓縮空氣吹掃[2]，在一定程度上緩解了稀釋風量的減小速度，但同時增加了運維人員的勞動強度。

3 脫硝稀釋風流量減小的原因分析

為了徹底解決脫硝稀釋風量降低的問題，本文從設計、設備選型、施工安裝等方面進行分析。

3.1 設計方面

根據初設資料及設計計算書，熱一次稀釋風源頭設計參數為：P=14.26 kPa，t=321℃。稀釋風管路壓降為6.5 kPa，其中稀釋風主管壓降為0.78 kPa，混合氨氣前稀釋風支管壓降為0.13 kPa，混合氨氣后熱風支管壓降為0.06 kPa，稀釋氨氣分配母管壓降為0.06 kPa，噴氨支管壓降為2.72 kPa，氨空混合器壓降為1.0 kPa，壓差式節流孔板流量計壓降為1.75 kPa。因此，噴氨格柵前小聯箱的入口風壓為7.76 kPa左右，稀釋風流量不小于9 574 m3/h。

在實際運行中，脫硝熱一次稀釋風源頭壓力為8.0～9.5 kPa，低于設計參數 14.26 kPa（14.26 kPa 為鍋爐一次風機的全壓升），若計算書中其他壓損正常的情況下，噴氨格柵前小聯箱的入口風壓為1.5～2.5 kPa，導致噴氨格柵噴嘴噴射速率達不到煙氣流速的 2～3 倍[3-4]。

3.2 設備方面

脫硝氨空混合器采用隔板式氨空混合器，熱一次稀釋風所攜帶飛灰與尿素水解所產生的氨氣攜帶蒸汽中不能被熱一次風完全帶走的水分混合，容易使飛灰在氨空混合器中結塊，使氨空混合器流通截面減小，阻力增大[5]。運行過程中，實際測量氨空混合器的壓損為3.27 kPa，遠遠大于設計要求的1.0 kPa。同時，根據現場運行數據，壓差式流量計運行最大壓損為2.918kPa，大于1.75kPa的設計值。

實際運行中，由于氨空混合器及壓差式流量計產生的阻力遠大于設計值，進一步降低了氨格柵前小聯箱入口風壓，使噴氨格柵噴嘴噴射速率更小。

3.3 施工安裝方面

脫硝稀釋風系統在進入A、B兩側氨空混合氣之前的母管設計有逆止閥，施工過程中，工作人員未按圖施工，將逆止閥由母管水平段改裝在母管豎直段，導致熱一次風通過該逆止閥時，必須克服閥門的自重，增加了管道局部阻力。經實際測量，當逆止閥前的稀釋風壓為8.5 kPa時，經過逆止閥后的風壓降為5.8 kPa，壓降損失為2.7 kPa，然而在在稀釋風系統計算書中對該阻力進行了忽略。

綜上所述，脫硝稀釋風源頭實際運行壓力低于設計壓力，而稀釋風系統管道運行阻力明顯大于設計值，使噴氨格柵前小聯箱入口風壓較低，噴氨格柵噴嘴噴射速率達不到設計要求，稀釋風攜帶的飛灰不能及時通過噴氨格柵噴嘴排出導致噴氨格柵堵塞，從而造成稀釋風量下降。

4 脫硝稀釋風系統的改造與優化

根據以上分析，為避免稀釋風攜帶的飛灰不能及時排出噴氨格柵造成脫硝稀釋風風量下降的問題，提出以下兩種解決方案：一是提高稀釋風源頭壓力；二是降低稀釋風管道壓損。由于脫硝稀釋風源頭壓力無法提高，因此只能從降低管道壓損方面采取措施。

根據流體力學基本原理[6]，管道系統的阻力損失由流體在直管內的摩擦阻力所引起的沿程阻力損失和局部阻力損失組成。即

其中，hf為總阻力損失；hl為沿程阻力損失；hm為局部阻力損失；λ為沿程阻力系數；l為管道長度；d為管道直徑；U為流體流速；ζ為局部阻力系數。

由式（1）—式（3）可知，降低系統阻力的方式有：降低沿程阻力系數；降低管道長度；加大管徑；降低局部阻力系數。

在現場設備布置位置以及布置空間已定的情況下，降低管道長度和加大管徑無法實現，因此對現有的系統只能從降低沿程阻力系數和局部阻力系數出發解決問題。根據現場設備、管道運行參數，主要從以下幾方面采取措施。

4.1 優化氨空混合器及流量計

脫硝裝置每側稀釋風管路裝有1臺隔板式氨空混合器，該氨空混合器內有5塊折流板，實際運行過程中，測量其阻力損失為3.27 kPa，經與設備廠家技術人員溝通確認，拆除第2、第4塊折流板。拆除2塊折流板后，氨空混合器的阻力損失降至1.47 kPa。

脫硝裝置每側稀釋風管路裝有1臺壓差式節流孔板流量計，該流量計最大壓損可達2.918 kPa。為了降低流量計產生的阻力損失，將該流量計更換為異形喉管流量計，更換后的流量計壓損較小，僅有0.05 kPa。

4.2 拆除稀釋風母管上的逆止閥

為防止一次風機突然故障，脫硝氨空混合器中噴入的氨氣返至具有較高溫度的熱一次風母管而引發事故，在一次風母管上設計有逆止閥[7]。由于該逆止閥未按施工圖安裝，產生阻力較大，在征得原設計人員同意后，將該逆止閥閥板拆除。同時對噴氨程序進行優化，當一次風機故障失去脫硝稀釋風后，連鎖關閉水解器至氨空混合器供氨氣動門，以保證系統安全。

4.3 更換噴氨格柵噴嘴孔板

脫硝噴氨格柵采用長、短管組合的形式，減小集箱靜壓特性，保證在煙道深度方向噴氨均勻。噴嘴斜向布置，采用螺紋連接，中間位置設有d＝11 mm的節流孔圈，使氨噴射高度為噴管節距的1/4，保證煙道寬度方向每個噴嘴噴氨量均勻。

為了增大噴氨格柵噴嘴出口流通截面，使熱一次稀釋風攜帶的飛灰能及時排出，同時保證各噴嘴噴氨量均勻，經多次與原設計人員溝通，并根據實際運行中不同工況下脫硝裝置入口NOx值和稀釋風溫度核算噴氨噴嘴孔板的孔徑，最終確定將噴氨格柵的1 280個噴氨噴嘴的節流孔板孔徑變更為d＝14 mm，有效增大了噴嘴的通流截面。

4.4 噴氨流場優化調整

由于脫硝稀釋風系統設備改動較多，稀釋風量明顯變大，為防止因稀釋風工況的變化造成噴氨格柵各區域噴氨量嚴重不均衡，造成NOx與NH3的混

合及反應不充分，造成局部噴氨過量，影響下游空預器的安全穩定運行，改造完成后首次投運脫硝系統，由脫硝調試專業技術人員根據煙氣氣流的分布情況，調整各噴氨支管手動閥開度，對噴氨格柵各區域的噴氨量進行優化調整，使各噴氨格柵噴嘴流量與煙氣中需還原的NOx含量相匹配，避免局部區域的噴氨過量[8]。

5 脫硝稀釋風系統改造及優化實施后的效果

5.1 稀釋風量的變化

改造后機組500 MW以下負荷時脫硝稀釋風量為5 900～6 200 m3/h，500 MW以上負荷時稀釋風量為 6 600～7 000 m3/h，較改造前風量增大了 2 500～3 000 m3/h。通過噴氨流場優化調整后A、B兩側稀釋風量偏差維持在300 m3/h左右，相對比較穩定，且不需要頻繁對噴氨支管進行壓縮空氣吹掃，大大減輕了運維人員的勞動強度。

5.2 脫硝和脫硫裝置出口NOx的變化

脫硝裝置出口的煙氣經過空氣預熱器的旋轉混合及脫硫裝置旋匯耦合器的均布，到達脫硫出口時混合更均勻，而脫硝裝置出口至脫硫裝置出口NOx幾乎不會被去除，因此，通過觀察脫硝裝置與脫硫裝置出口NOx值的偏差可輔助判斷脫硝裝置噴氨是否均衡。

改造前，脫硝裝置出口NOx值小于脫硫裝置出口NOx值，且偏差較大，偏差值大約為20 mg/m3。為了保證脫硫裝置出口排放凈煙氣中NOx值不超過35 mg/m3，脫硝裝置出口NOx值需控制在較小范圍內，一般維持在15～20 mg/m3，導致實際噴氨量大于理論需氨量。改造后，脫硝裝置出口NOx值明顯高于脫硫裝置出口NOx值，脫硝裝置出口NOx值控制在45 mg/m3左右，脫硫出口凈煙氣NOx值可穩定在35～40 mg/m3，實際噴氨量明顯小于理論需氨量。

5.3 噴氨量的變化

脫硝稀釋風系統改造后，噴氨格柵各區域噴氨更均衡，噴氨量與煙氣中NOx相匹配，在機組負荷為660 MW、脫硝裝置入口NOx值為450 mg/m3、脫硝效率為89%的設計工況下，每1 h可節約氨蒸氣100 kg，相當于節約尿素49.8 kg。按照尿素市場平均價格2 000元/t計算，每億kW·h電可節約運行成本約1.5萬元，經濟效益明顯。

6 結束語

針對古交西山發電公司脫硝系統運行中脫硝稀釋風量明顯下降、噴氨量增加、氨逃逸增大等問題，通過理論分析，結合現場實際情況，找到了稀釋風量降低的原因，并在分析原因的基礎上提出了相應的解決措施。措施實施后，稀釋風量顯著增加且運行穩定，噴氨量和氨逃逸明顯降低，收到了預期的效果，大大提高了機組運行的安全經濟性，同時也減輕了運維人員的勞動強度，對其他同類電廠脫硝系統的改造具有一定的參考價值。