分区混合动态调平技术在“W”火焰锅炉脱硝超低排放改造中的应用

华电奉节发电厂 孙克学 西安热工研究院有限公司 尚 桐 舒 凯

W火焰锅炉凭借烟温高、火焰行程长的特点，特别适用于低挥发分劣质煤种，但同时炉膛出口NOx 浓度往往高达1000mg/m3。虽然《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中容许“W”其暂按100mg/m3的指标实行，但为争取环保电价许多“W”火焰锅炉亦按超低标准积极进行改造。该炉型常规改造工艺路线存在较大经济性和技术性弊端，为此本文提出一种适应于“W”火焰锅炉超低改造的方案，并在某600MW 机组上改造成功。

常规改造路线是低氮燃烧、SNCR 和SCR 技术联用[1]，先采用低氮燃烧技术将NOx 先控制在800mg/m3左右；再凭借SNCR 系统将NOx 进一步降低500mg/m3左右；最后依靠SCR 系统实现超低排放。该方案存在以下弊端：SNCR 系统的初投资和年运行成本高昂。需新增尿素存储车间、尿素溶液制备系统，初投资2000万元左右，年运行费用2600万元/年左右；SNCR 喷枪设计不合理会造成尿素溶液沾污管壁，造成后续换热器腐蚀磨穿，过喷的还原剂导致空预器堵塞，电袋除尘器糊袋等问题；出口NOx 浓度波动幅值过大，自动喷氨系统无法投运[2]。

1 SCR 系统正常运行的重要影响因素

1.1 脱硝催化剂

脱硝催化剂的性能和用量直接决定SCR 系统的脱硝效果。根据Vcata≈S×ln[(1-η)×NH3i]/NH3o，脱除效率、SO3/SO2转化率与催化剂用量呈指数关系，当效率过高时，一方面催化剂量很大、投资过大，另一方面会生成大量的SO3，加剧空预器堵塞（图1）。式中，Vcata为催化剂量、m3；S 为与催化剂活性、烟气流量有关的系数；η 为SCR 脱硝系统的脱硝效率、%；NH3i为反应器入口NH3体积浓度、μL/L；NH3o为反应器出口NH3体积浓度、μL/L。

图1 SCR 系统催化剂用量和SO3/SO2转化率随脱硝效率变化曲线

1.2 脱硝系统流场的重要性

脱硝系统流场包括速度场和浓度场两部分，分别旨在保证烟气均匀竖直进入催化剂层，减小积灰和磨损和保证烟气中NOx 和NH3混合充分，确保氧化还原反应的充分进行。

目前主流催化剂厂商的产品均可保证较高活性，流场的均匀性反而成制约SCR 系统脱硝效率提升的关键因素。速度场不均易造成催化剂磨损或积灰堵塞，导致实际参与反应的催化剂量降低，为保证脱硝效率只能加大喷氨量，同时导致空预器堵塞；浓度场不均意味着NOx 和NH3分布及混合不均，再加上传统喷氨格栅不同工况的局限性，进入催化剂层的烟气中分别存在NOx 和NH3过量区域，且进出口CEMS 大多采用单点探头布置形式，无法实现精准喷氨。许多机组甚至只能采用全程运行人员手动操作的方式进行喷氨，必然导致还原剂过喷，响应迟滞、瞬时超标情况时有发生。

较宽松的排放限值容许出口NOx 浓度存在一定波动幅值，因此之前流场优化的重点大多集中在速度场。但随着环境保护的日益严格，要求出口NOx浓度尽量靠近标准限值且波动幅值尽可能小，所以浓度场的优化流场成为进一步升级改造重点。

脱硝系统流场优化方向：常规流场优化在边界条件设置时假定入口NOx 浓度完全均匀，未考虑入口偏差情况。且根据根据富勒公式，自然混合气体扩散系数较低，须加装混合器对烟气进行强制混合。

2 分区混合动态调平改造后效果对比

某电厂配备两台600MW的“W”火焰锅炉，原SCR 系统按入口NOx 浓度800mg/m3、出口NOx 浓度不高于100mg/m3设计。实际运行时入口NOx 浓度超过设计值，脱硝系统喷氨自动跟随性差，实际氨耗量超过设计值，空预器堵塞严重。

2.1 改造方案

SCR 系统脱硝流场分区混合改造技术。针对机组偏烧严重、入口NOx 浓度偏差大、混合距离不足等情况，本文提出分区混合改造方案：在喷氨格栅上游加装大范围混合器对烟气进行强制预混合，缩小偏差；根据烟道截面将喷氨格栅下游截面分成若干个区域并加装分区混合器，分区之间混合器反向布置。烟气在分区内部强烈旋转而分区之间无组分互串。经过分区混合流场改造，催化剂入口前截面沿深度方向形成了明显的浓度分区，且每个分区内的NOx 浓度接近一致。

SCR 系统分区混合动态调平控制技术。同理对喷氨格栅相应的分区改造，根据各分区NOx 浓度针对性控制喷氨量。在有限的混合距离内实现了NH3和NOx 的充分混合，使各分区内NH3和NOx 浓度的体积比接近反应当量比，从而实现NOx 的高效、精准脱除。

2.2 分区混合改造前运行数据

图2中□、■分别为SCR 系统进、出口氮氧化物浓度、mg/m3；为机组小时氨耗量、kg/h；●为脱除氮氧化物浓度与氨耗量比值，记为Z。采用自定义公式Z=(NOxi-NOxo)×Qva×10-6/Qva反映出逃逸氨的变化趋势，式中NOxi为反应器入口NOx浓度、mg/m3； 为反应器出口NOx 浓度、mg/m3；Qva为脱硝入口矩阵流量计烟气量体积流量、m3/h；Qva为液氨管路质量流量计供氨质量流量、kg/h，Z值越小说明单位体积烟气喷入的液氨量越大，逃逸氨的量也越大，反之亦然。

图2中全天入口NOx 浓度在710～860mg/m3间波动，最大偏差150mg/m3，相对标准偏差仅为4.89%；出口NOx 浓度在10～104mg/m3之间波动，最大偏差94mg/m3，相对标准偏差高达48.52%，Z值在5.5～7.6×10-3间波动，说明流场稳定性和跟随性较差，加大了喷氨控制难度，造成喷氨不均，欠喷和过喷频繁发生。

图2 分区混合改造前某24h 内机组运行数据曲线

2.3 分区混合改造后运行数据

从图3可知，全天入口NOx 浓度在575～976mg/m3之间波动，最大偏差401mg/m3，相对标准偏差为19.23%；出口NOx 浓度在19～35mg/m3之间波动，最大偏差16mg/m3，相对标准偏差高达19.5%。Z 值在6.6～9.4×10-3间波动。说明经过分区混合改造SCR 系统出口NOx 值稳定性得到明显提高，还原剂过喷现象得到有效控制。改造完成后自动控制系统稳定投运，结束了该电厂机组脱硝系统喷氨完全依赖运行人员手动操作的历史。

图3 分区混合改造后某24h 内机组运行数据曲线

2.4 分区混合改造技术和常规改造技术经济性对比

常规改造路线初期投资为5772万元，年运行成本3332万元（尿素2600万元左右+液氨680万元）；采用分区混合动态调平方案初期投资为3014万元，年运行成本1000万元（液氨1000万元）。后者节省投资2758万元，年运行成本节约2332万元。同时增加环保电价收益0.005元/千瓦.时，两台机组累计实现超低排放环保收益2112万元。