【电厂SCR烟气脱硝应用实例分析4600字】

电厂SCR烟气脱硝应用实例分析目录TOC\o"1-3"\h\u15675电厂SCR烟气脱硝应用实例分析 196321.1呼贝电厂600MW锅炉系统概述 1193041.2SCR烟气脱硝应用中存在的问题 147631.3原因分析 3212621.3.1燃煤特性原因 3206101.3.2燃烧锅炉的设计因素 3227671.4解决方案 41.1呼贝电厂600MW锅炉系统概述呼伦贝尔公司的2乘600兆瓦超临界的褐煤锅炉作为哈尔滨的一锅炉厂自主研发研制的六百兆瓦褐煤锅炉。这类锅炉为一次性中间再热，变压运行，锅炉配置单台KSB炉水循环泵，因为其平衡的通风系统，以及单炉膛的合理结构，以及固态式的排渣方式，和采用了全钢架和全悬吊这种结构的一种π类型的锅炉。使用中速的磨直吹方式制粉体系，1炉配七台制粉系统给粉机，并且燃用的设计煤种的时候六运一备。煤粉的细度值R90为百分之三十五。锅炉使用新型的灼烧方法，主要灼烧器放置于水冷壁周围的四面墙，1层四只灼烧器连接1台制粉系统给粉机。而SOFA的灼烧器放置于主灼烧器的上方四角，来完成分级灼烧降低氮氧化物排放。1.2SCR烟气脱硝应用中存在的问题锅炉用最大长期出力工况当成设计参数，在设计情况下每六台制粉系统给粉机转运锅炉可长期带动BMCR的负载转运。国华呼贝电厂作为国内首台墙式切圆配烧褐煤的锅炉，因褐煤煤质特性以及墙式切圆特点，自试运投产以来，暴露出诸多新问题，如水冷壁结焦严重，经常造成机组被迫降低出力运行；水冷壁经常发生超温，锅炉自投产以来先后发生了6次水冷壁超温爆管；火焰中心偏低，主、再热汽温达不到额定；由于火焰中心低，设计的降低NOX的分级燃烧无法实现，使炉膛出口（即脱硝装置入口）NOX浓度超标等严重问题。从而使国华呼贝电厂锅炉效率达不到设计值、供电煤耗高、脱硝运行成本高、安全事故频发，成为困扰国华呼贝电厂机组安全稳定运行的难题，严重影响了投资成本的回收。而且后续建成的与我厂锅炉同型的鄂温克、上都电厂都存在此类问题。针对墙式切圆燃烧方式配烧褐煤锅炉暴露出的一系列问题，迫切需要找到解决方案。来了解超临界的褐煤锅炉最佳的灼烧控制方法，进而有效改善机组的经济和安全性。该公司的锅炉的炉膛宽为二零四零二点三毫米，深二零零二七点三毫米，高度八零一六零毫米。炉膛的四面是全焊接的膜式的水冷壁，是两个水冷壁构成。锅炉的燃烧用煤是宝日希勒公司的露天的矿褐煤。制粉系统给粉机使用吉林长春市发电设备制造总厂制造的一种中速辊式制粉系统给粉机。灼烧器使用墙式切圆灼烧方法，形成一个大直径的单切圆来获得比较均匀的大气推动的动力场，主要的灼烧器使用低氮氧化物的一种水平浓淡灼烧器，主要的灼烧器的二次风偏和一次风差5°通入炉膛，形成风包裹粉的一种布置方法，使其在水冷壁附近形成氧化性的一种气氛。四台直流灼烧器置于炉墙上，主要的灼烧器分成上、中、下3组来布置，且形成一定距离来降低灼烧器区域热负载，有效降低炉膛内部的结焦。SOFA使用水平方向的摆动方式，布置在炉膛的四个角上，让气流以及灼烧器内的煤粉流形成反向的切圆。另外烟风体系的设计采用了2台轴流型送风机动叶液压可调节的送风机、2台轴流型引风机静叶电动可调节来平衡通风，大气预热器是3分仓容克的形式。锅炉的排渣体系使用一种风冷干的方式的除渣机进行除渣。国华呼贝电厂为国内首家采用墙式切圆配烧褐煤的超临界锅炉，自试运投产以来，暴露出诸多问题，如水冷壁结焦严重，经常造成机组被迫降低出力运行；水冷壁壁温偏高，个别水冷壁经常发生超温，已先后发生了6次水冷壁超温爆管；火焰中心偏低，主、再热汽温达不到额定；分级燃烧无法实现，SCR脱硝入口NOX浓度超标，液氨消耗量大等问题。使锅炉效率达不到设计值、供电煤耗高、脱硝装置运行成本高，成为困扰呼贝电厂机组安全稳定运行的难题。1.3原因分析1.3.1燃煤特性原因宝日希勒公司的矿煤种是高水分和挥发分，较低发热量和灰熔点，有较强的结渣特性，使锅炉非常容易结焦，尤其是来煤以及设计煤种的指标差异增大时，结焦的趋势变得更加显著。而且该煤种的挥发分高（高达46%），火焰短，易燃尽，致使火焰中心低，加上受热面的布局不合理，使主和再热的汽温低于额定值。1.3.2燃烧锅炉的设计因素墙式切圆的灼烧方法的切圆的直径太大，空气动力场试验测得七层一次风强风环实际直径均达16-18m，而炉膛边长为20m，水冷壁的贴墙灼烧很严重。有数值的模拟以及烟花示踪相关试验结果显示：墙式切圆的这种锅炉的炉膛内，沿着炉膛竖直的方向任意画一个切面，有着一个气温较高且直径比较大的一个高温火环，而非角式切圆方法的那种高温火球，主要是由于这一设计种的假想的切圆的直径比较大造成的。这使得炉膛的四壁局部有风粉气流流过侧壁的水冷壁的现象。图9C层一次风水平截面温度数值模拟分布图图10墙式切圆锅炉烟花示踪照片冷炉的时候，发现在分割屏以及末级的过热器部位无结渣的现象，但在标高三十米到六十米区域的水冷壁上有显著的挂焦迹像，且看到此段的一些水冷壁管有超温鼓包现象，而这也是经常发生水冷壁超温报警的位置。1.4解决方案1.1.11号锅炉脱硝改造方案按照集团的要求，使用神华煤600兆瓦锅炉出口处的NOX总量额定的工况下低于100毫克/立方米，整个工况低于150毫克/立方米；四角的切圆灼烧300兆瓦等级的锅炉全部的额定工况低于170毫克/立方米，整个工况低于200毫克/立方米；旋流对冲燃烧500MW和800MW等级燃煤锅炉改造后燃烧器的排放在全工况下不超过260mg/m3，旋流对冲燃烧300MW等级锅炉全工况不超过270mg/m3。内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司的600MW超临界直流锅炉采用了以下降低NOX设计：低氮氧化物灼烧器，我们厂的灼烧器使用墙式切圆灼烧方法，形成大直径的一个单切圆来获得较均匀的大气推动的动力场。灼烧器使用低氮氧化物的水平浓淡灼烧器，主要的灼烧器的二次风和一次风差5°通到炉膛，形成风包粉，在水冷壁的附近区域形成氧化性环境。分级灼烧，我们厂有SOFA，使用水平方向的摆动方式，置于灼烧器的上方的四个角上，使得气流以及灼烧器煤粉流形成反向的切圆。把灼烧用的大气分两次送入。现把理论的大气量的百分之八十从灼烧器中通入，在缺氧且高温情况下灼烧燃料，若不完全灼烧则会生成一氧化碳，可把灼烧生成的氮氧化物还原并分解成氮气，进而抑制了氮氧化物的生成。再将灼烧用大气的剩下部分使用二次风的方式送入，使燃料燃烧完全。我厂的2台机组建设有SCR干法脱硝设备，理论脱硝的效率为百分之五十，1号机组在脱硝整改之后效率已达百分之八十。1.1.22号锅炉脱硝改造方案我厂锅炉出口脱硝入口NOX浓度高，致使液氨的耗量大，2号炉不满足国家排放标准。1号炉脱硝增加一层催化剂后，效率已达到了80%，NOX排放浓度在70mg/Nm3左右，已达国家标准，2号炉脱硝催化剂仍为一层催化剂，尚未改造，效率为50%，NOX排放浓度在150mg/Nm3左右，尚不满足排放标准。我厂SCR入口NOX浓度较高（远比设计值高），致使液氨的耗量大，是我厂急需解决的主要问题，分析如下：我厂虽然采用了多种降低NOX设计，但目前我厂分级燃烧无法实现，低负荷时氧量降不下来，目前由于我厂存在低负荷炉膛与大风箱差压难维持问题（只有我厂存在此问题）。我厂目前高负荷时，各二次风分挡板仅开启20%，炉膛与大风箱差压在500Pa左右（设计为1KPa）；低负荷时各二次风分挡板只开启10%炉膛与大风箱差压在100Pa左右（设计为400Pa）。因为过低的炉膛与大风箱差压会导致辅助风的刚性不足，吹入炉内对煤粉的混合搅拌和供氧效果差，影响锅炉燃烧。我厂虽然设计了分级燃烧，即四层燃尽风。但是我厂开启燃尽风时炉膛与大风箱差压会进一步降低（特别是低负荷时），影响燃烧，所以目前我们只勉强开启了一层燃尽风（只开了50%）。没有真正实现设计的分级燃烧。低负荷时总风量偏少，炉膛与大风箱差压低，如进一步降低氧量需要减少锅炉总风量，使炉膛与大风箱差压更低，这时需要关小各二次风挡板来保持炉膛与大风箱压差，但目前我厂风门已没有再关的空间（正常运行时只开启10%）。所以目前比其它电厂低负荷时氧量还要大，使低氧燃烧无法实现，致使我厂在低负荷时脱硝入口NOX比其它电厂高，如进一步降低氧量会威胁到锅炉燃烧，甚至有灭火的危险。正是因为以上两个原因，使我厂“分级燃烧”不能实现，低负荷时“氧量大”，所以低负荷平均脱硝反应器入口NOX就比其它电厂高，液氨的消耗量也大。我厂采用的水平浓淡燃烧器，具有防止水冷壁高温腐蚀、提高低负荷稳燃能力的优点，但是降低NOX的效果不如国内通用的WR型和PM型两种直流浓淡燃烧器效果好，而且我厂墙式切圆切圆直径过大，火焰中心不集中，二次风方式组合方式等均对降低NOX不利。我厂脱硝设计说明书上规定的标准是：锅炉脱硝反应器入口NOX设计排放为350mg/Nm3（标态，6%O2）。目前我厂1号锅炉脱硝入口NOX浓度平均在400mg/Nm3左右，2号锅炉脱硝入口氮氧化物入口平均在500mg/Nm3左右，均高于设计标准，特别是在低负荷时最大可达到700mg/Nm3，而先进电厂炉膛出口（即脱硝入口）NOX仅为200mg/Nm3，为了达到国家排放标准，我厂全靠脱硝装置脱除NOX，浪费大量液氨，经济损失大，急需进行2号锅炉SCR改造。2号炉于2014年5月19日停机，在停机前脱硝系统运行状态一直良好，2014年7月21日2号炉启动后脱硝系统出现“倒挂现象”（即：净烟气NOX浓度比SCR出口NOX浓度高），NOX浓度易发生瞬时超标，运行调整控制难度大，运行人员被迫对各喷氨门开度重新进行调节，以改变喷氨流场，使“倒挂现象”得到改善，但是液氨耗量依然偏大。经呼贝电厂相关专业会诊分析认为是因2号炉第一层脱硝催化剂失效所致，并于2015年11月对2号炉第一层脱硝催化剂进行更换，更换再次启炉后，发现液氨耗量进一步增大（是1号炉同工况下的两倍），逃逸率严重超标，表计倒挂现象更加严重，运行难以控制。运行再次进行喷氨调整但无效果，12月呼贝电厂聘请西安热工院来进行专项调试，但未能解决问题。1月21日2号炉停运，2月20日检查发现2号炉第二层脱硝催化剂上部衬板脱落将催化剂过流平面堵塞了1/4，维护部对脱落衬板进行了清理恢复，3月15日2号炉启动，依然存在表计“倒挂现象”，经分析运行人员怀疑原因为：2号炉脱硝衬板脱落将脱硝催化剂堵塞了1/4，在此情况下请西安热工院对2号炉脱硝喷氨进行了调整，本次停炉发现并清理了堵塞物，而喷氨门开度依然是按照堵塞时工况调整的，对新工况已不适应，重新出现了喷氨流场不均。运行人员立即至脱硝处开始对喷氨门重新进行调节配平。经运行反复试验调节终于将脱硝重新调平，表计倒挂、液氨耗量高等问题均恢复正常。2014年7月21日2号炉启动前便有部分脱硝衬板脱落，引起表计倒挂现象，但情况脱落数量不多问题尚不严重，运行人员还能调整过来，但到了2015年后，判断陆续有衬板脱落，使调整越来越困难，比较明显的一次脱落发生在2015年6月16日23:30，A烟道压差有个明显上升，说明A烟道衬板有次大面积脱落，如下图所示：图22号炉A侧烟道衬板脱落导致烟道压差明显上升到2015年11月份启动时估计脱硝衬板已全脱落下来，表计倒挂严重、液氨耗量大、逃逸率高、且无法调整。而在此期间检修始终未能入炉对第二层催化剂进行检查，却每次停炉都汇报检查了没问题，误导了呼贝电厂专业对问题原因的判断。2016年1月，呼贝电厂双机运行，每天液氨消耗量为7吨，其中1号炉消耗在2.3吨左右，2号炉消耗在1.6吨左右，2号炉是1号炉的2倍，而且2号炉脱硝逃逸率经常超标，1月份呼贝电厂液氨单耗为0.48g/kWh。图32号炉