分區混合動態調平技術在“W”火焰鍋爐脫硝超低排放改造中的應用

華電奉節發電廠 孫克學 西安熱工研究院有限公司 尚 桐 舒 凱

W火焰鍋爐憑借煙溫高、火焰行程長的特點，特別適用于低揮發分劣質煤種，但同時爐膛出口NOx 濃度往往高達1000mg/m3。雖然《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》中容許“W”其暫按100mg/m3的指標實行，但為爭取環保電價許多“W”火焰鍋爐亦按超低標準積極進行改造。該爐型常規改造工藝路線存在較大經濟性和技術性弊端，為此本文提出一種適應于“W”火焰鍋爐超低改造的方案，并在某600MW 機組上改造成功。

常規改造路線是低氮燃燒、SNCR 和SCR 技術聯用[1]，先采用低氮燃燒技術將NOx 先控制在800mg/m3左右；再憑借SNCR 系統將NOx 進一步降低500mg/m3左右；最后依靠SCR 系統實現超低排放。該方案存在以下弊端：SNCR 系統的初投資和年運行成本高昂。需新增尿素存儲車間、尿素溶液制備系統，初投資2000萬元左右，年運行費用2600萬元/年左右；SNCR 噴槍設計不合理會造成尿素溶液沾污管壁，造成后續換熱器腐蝕磨穿，過噴的還原劑導致空預器堵塞，電袋除塵器糊袋等問題；出口NOx 濃度波動幅值過大，自動噴氨系統無法投運[2]。

1 SCR 系統正常運行的重要影響因素

1.1 脫硝催化劑

脫硝催化劑的性能和用量直接決定SCR 系統的脫硝效果。根據Vcata≈S×ln[(1-η)×NH3i]/NH3o，脫除效率、SO3/SO2轉化率與催化劑用量呈指數關系，當效率過高時，一方面催化劑量很大、投資過大，另一方面會生成大量的SO3，加劇空預器堵塞（圖1）。式中，Vcata為催化劑量、m3；S 為與催化劑活性、煙氣流量有關的系數；η 為SCR 脫硝系統的脫硝效率、%；NH3i為反應器入口NH3體積濃度、μL/L；NH3o為反應器出口NH3體積濃度、μL/L。

圖1 SCR 系統催化劑用量和SO3/SO2轉化率隨脫硝效率變化曲線

1.2 脫硝系統流場的重要性

脫硝系統流場包括速度場和濃度場兩部分，分別旨在保證煙氣均勻豎直進入催化劑層，減小積灰和磨損和保證煙氣中NOx 和NH3混合充分，確保氧化還原反應的充分進行。

目前主流催化劑廠商的產品均可保證較高活性，流場的均勻性反而成制約SCR 系統脫硝效率提升的關鍵因素。速度場不均易造成催化劑磨損或積灰堵塞，導致實際參與反應的催化劑量降低，為保證脫硝效率只能加大噴氨量，同時導致空預器堵塞；濃度場不均意味著NOx 和NH3分布及混合不均，再加上傳統噴氨格柵不同工況的局限性，進入催化劑層的煙氣中分別存在NOx 和NH3過量區域，且進出口CEMS 大多采用單點探頭布置形式，無法實現精準噴氨。許多機組甚至只能采用全程運行人員手動操作的方式進行噴氨，必然導致還原劑過噴，響應遲滯、瞬時超標情況時有發生。

較寬松的排放限值容許出口NOx 濃度存在一定波動幅值，因此之前流場優化的重點大多集中在速度場。但隨著環境保護的日益嚴格，要求出口NOx濃度盡量靠近標準限值且波動幅值盡可能小，所以濃度場的優化流場成為進一步升級改造重點。

脫硝系統流場優化方向：常規流場優化在邊界條件設置時假定入口NOx 濃度完全均勻，未考慮入口偏差情況。且根據根據富勒公式，自然混合氣體擴散系數較低，須加裝混合器對煙氣進行強制混合。

2 分區混合動態調平改造后效果對比

某電廠配備兩臺600MW的“W”火焰鍋爐，原SCR 系統按入口NOx 濃度800mg/m3、出口NOx 濃度不高于100mg/m3設計。實際運行時入口NOx 濃度超過設計值，脫硝系統噴氨自動跟隨性差，實際氨耗量超過設計值，空預器堵塞嚴重。

2.1 改造方案

SCR 系統脫硝流場分區混合改造技術。針對機組偏燒嚴重、入口NOx 濃度偏差大、混合距離不足等情況，本文提出分區混合改造方案：在噴氨格柵上游加裝大范圍混合器對煙氣進行強制預混合，縮小偏差；根據煙道截面將噴氨格柵下游截面分成若干個區域并加裝分區混合器，分區之間混合器反向布置。煙氣在分區內部強烈旋轉而分區之間無組分互串。經過分區混合流場改造，催化劑入口前截面沿深度方向形成了明顯的濃度分區，且每個分區內的NOx 濃度接近一致。

SCR 系統分區混合動態調平控制技術。同理對噴氨格柵相應的分區改造，根據各分區NOx 濃度針對性控制噴氨量。在有限的混合距離內實現了NH3和NOx 的充分混合，使各分區內NH3和NOx 濃度的體積比接近反應當量比，從而實現NOx 的高效、精準脫除。

2.2 分區混合改造前運行數據

圖2中□、■分別為SCR 系統進、出口氮氧化物濃度、mg/m3；為機組小時氨耗量、kg/h；●為脫除氮氧化物濃度與氨耗量比值，記為Z。采用自定義公式Z=(NOxi-NOxo)×Qva×10-6/Qva反映出逃逸氨的變化趨勢，式中NOxi為反應器入口NOx濃度、mg/m3； 為反應器出口NOx 濃度、mg/m3；Qva為脫硝入口矩陣流量計煙氣量體積流量、m3/h；Qva為液氨管路質量流量計供氨質量流量、kg/h，Z值越小說明單位體積煙氣噴入的液氨量越大，逃逸氨的量也越大，反之亦然。

圖2中全天入口NOx 濃度在710～860mg/m3間波動，最大偏差150mg/m3，相對標準偏差僅為4.89%；出口NOx 濃度在10～104mg/m3之間波動，最大偏差94mg/m3，相對標準偏差高達48.52%，Z值在5.5～7.6×10-3間波動，說明流場穩定性和跟隨性較差，加大了噴氨控制難度，造成噴氨不均，欠噴和過噴頻繁發生。

圖2 分區混合改造前某24h 內機組運行數據曲線

2.3 分區混合改造后運行數據

從圖3可知，全天入口NOx 濃度在575～976mg/m3之間波動，最大偏差401mg/m3，相對標準偏差為19.23%；出口NOx 濃度在19～35mg/m3之間波動，最大偏差16mg/m3，相對標準偏差高達19.5%。Z 值在6.6～9.4×10-3間波動。說明經過分區混合改造SCR 系統出口NOx 值穩定性得到明顯提高，還原劑過噴現象得到有效控制。改造完成后自動控制系統穩定投運，結束了該電廠機組脫硝系統噴氨完全依賴運行人員手動操作的歷史。

圖3 分區混合改造后某24h 內機組運行數據曲線

2.4 分區混合改造技術和常規改造技術經濟性對比

常規改造路線初期投資為5772萬元，年運行成本3332萬元（尿素2600萬元左右+液氨680萬元）；采用分區混合動態調平方案初期投資為3014萬元，年運行成本1000萬元（液氨1000萬元）。后者節省投資2758萬元，年運行成本節約2332萬元。同時增加環保電價收益0.005元/千瓦.時，兩臺機組累計實現超低排放環保收益2112萬元。