本文結(jié)合牡丹江熱電有限公司鍋爐脫硝改造實(shí)例，闡述了220t/h煤粉鍋爐采用低氮燃燒器、SNCR和SCR聯(lián)合脫硝過程中遇到的問題和解決方法。
1概述
牡丹江熱電有限公司是股份制的熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)，公司位于牡丹江市東南角，廠區(qū)毗鄰牡丹江畔，占地面積22萬(wàn)平方米。與西城供熱公司共同組成15臺(tái)鍋爐總?cè)萘?155t/h的環(huán)型供熱管網(wǎng)，供熱面積現(xiàn)已達(dá)到2千多萬(wàn)平方米，占牡丹江市集中供熱面積65%以上。
牡丹江熱電有限公司現(xiàn)有3臺(tái)220t/h高溫高壓煤粉鍋爐，#1、#2、#3鍋爐均由哈爾濱鍋爐廠設(shè)計(jì)制造，爐型為HG-220/9.8-YM10鍋爐，蒸發(fā)量均為220t/h。#1、#2鍋爐于1991年投入正式運(yùn)行，#3鍋爐于2003年投入運(yùn)行。目前新建設(shè)1臺(tái)240t/h高溫高壓煤粉鍋爐，2018年正式投入運(yùn)行。
為滿足“十二五”期間對(duì)火電行業(yè)的NOx控制要求，牡丹江熱電有限公司首先對(duì)3臺(tái)220t/h高溫高壓煤粉鍋爐進(jìn)行煙氣脫硝改造（SNCR+SCR）；對(duì)1臺(tái)新建240t/h高溫高壓煤粉鍋爐設(shè)置SCR煙氣脫硝裝置。4臺(tái)鍋爐脫硝系統(tǒng)均以尿素作為還原劑。
為了進(jìn)一步降低鍋爐燃燒氮氧化物生成，對(duì)現(xiàn)有鍋爐進(jìn)行了低氮燃燒器改造。由于鍋爐為熱風(fēng)送粉，中間儲(chǔ)倉(cāng)室制粉系統(tǒng)，三次風(fēng)對(duì)低氮燃燒器的降氮效果影響較大，故將鍋爐熱風(fēng)送粉改成乏汽送粉形式。最終形成“鍋爐低氮燃燒器+SNCR+SCR”聯(lián)合脫硝系統(tǒng)。
1.1低氮燃燒器改造
我公司低氮燃燒技術(shù)結(jié)合了分級(jí)燃燒和燃料再燃的優(yōu)點(diǎn)，同時(shí)吸收了ALSTOM雙級(jí)SOFA分級(jí)布置理念和國(guó)內(nèi)非常成熟的一次風(fēng)濃淡分離燃燒理念，形成了多煤種低氮燃燒裝置及控制方法。
一次風(fēng)采用水平濃淡煤粉燃燒技術(shù)，垂直空氣分級(jí)燃燒結(jié)合分量偏置二次風(fēng)技術(shù)，在燃燒器的中部和上部均布置了一層反切二次風(fēng)，將燃盡風(fēng)分為高位燃盡SOFA和低位混合SOFA雙級(jí)燃盡風(fēng)。
1.2乏汽送粉改造
原#1、#2、#3鍋爐采用中間煤粉倉(cāng)、乏汽三次風(fēng)、熱風(fēng)送粉系統(tǒng)。三次風(fēng)布置在最上層，其下有三級(jí)二次風(fēng)噴嘴。三次風(fēng)的風(fēng)量約為總風(fēng)量的15%，其中含有10%~5%的煤粉。三次風(fēng)的過量空氣系數(shù)高，常在2.0以上。雖然三次風(fēng)的引入，有某種程度上的空氣分級(jí)燃燒的效果，使主燃區(qū)的空氣系數(shù)降低，增強(qiáng)還原性氣氛，有利于NOX的抑制和還原。
然而由于三次風(fēng)風(fēng)量有限，爐內(nèi)空氣分級(jí)基本上由一次風(fēng)、二次風(fēng)配合完成，三次風(fēng)對(duì)主燃區(qū)欠氧燃燒的程度和時(shí)間的作用有限。相反，三次風(fēng)帶粉，這些煤粉被噴入一個(gè)高溫氧化性氣氛燃燒，增加相對(duì)數(shù)量的NOX，抵消了分級(jí)燃燒的效果。三次風(fēng)對(duì)NOX的綜合效果，是使NOX排放明顯增加，而不是下降。
磨煤機(jī)工作時(shí)，投三次風(fēng)時(shí)的鍋爐尾氣NOX值顯著增大，主要就是三次風(fēng)細(xì)粉中的燃料氮在大過?？諝庀禂?shù)下氧化造成的。因此，為了降低鍋爐出口煙氣中NOX的濃度，將原熱風(fēng)送粉系統(tǒng)取消，改為乏汽送粉系統(tǒng)。
1.3 SNCR和SCR煙氣脫硝系統(tǒng)
由于我公司鍋爐尾部煙道是兩級(jí)省煤器與兩級(jí)管式空氣預(yù)熱器交錯(cuò)布置，且爐后沒有空間引出煙道布置多層催化劑，因此選擇了SNCR和SCR協(xié)同脫硝系統(tǒng)。以尿素作為還原劑，我們采用爐內(nèi)熱解工藝。
脫硝改造的3臺(tái)鍋爐均為熱電聯(lián)產(chǎn)鍋爐，采暖期3臺(tái)爐滿負(fù)荷運(yùn)行；非采暖期一般僅1臺(tái)鍋爐半負(fù)荷運(yùn)行。因此，#1~#3鍋爐布置二層噴槍。
#1~#3鍋爐SCR反應(yīng)器，在高溫省煤器和高溫空預(yù)器之間的尾部煙道內(nèi)，各增設(shè)一層催化劑，布置20個(gè)催化劑模塊，截面為5m×8m。
由于高溫省煤器出口溫度在420℃左右，不能滿足催化劑的安全運(yùn)行。為了滿足反應(yīng)器的溫度和空間的需求，將#1、#2鍋爐原光管高溫省煤器更換為H型鰭片管，并調(diào)整高溫省煤器及預(yù)熱器之間的布置空間，降低高溫省煤器出口煙氣溫度至380℃左右，且為SCR反應(yīng)器留出3m左右的布置空間。#3鍋爐高溫省煤器出口溫度在380℃左右，滿足催化劑安全運(yùn)行溫度要求，且高溫省煤器與空預(yù)器之間的空間滿足1層催化劑布置要求。因此#3爐沒有進(jìn)行高溫省煤器進(jìn)行改造。
2存在的的問題及解決方法
鍋爐脫硝系統(tǒng)改造后，經(jīng)過數(shù)月的運(yùn)行，在不斷地調(diào)試與消缺過程中，發(fā)現(xiàn)了一些問題，也是同類技術(shù)路線中較為普遍且具有代表性的問題。
2.1低溫省煤器堵塞，壓差大
脫硝改造后鍋爐運(yùn)行半月，低溫省煤器前后壓差開始增大，換熱效率降低。采暖期停爐后檢查發(fā)現(xiàn)低省堵塞嚴(yán)重。
2.1.1堵塞物成分判斷
根據(jù)相關(guān)研究，安裝脫硝的鍋爐尾部垢樣的典型成分分析，陰離子主要為硫酸根和氯根，陽(yáng)離子主要為銨根離子和鈣離子，其中：硫酸銨的沉積區(qū)域溫度在260℃以上，且為松散灰結(jié)構(gòu)；硫酸氫銨的沉積區(qū)域溫度在160℃~120℃，且為粘稠結(jié)構(gòu)；氯化銨的沉積區(qū)域溫度在80℃~100℃，且為板結(jié)結(jié)構(gòu)；煙氣水露點(diǎn)溫度在45℃~50℃，酸露點(diǎn)溫度90℃~100℃。
因此，從結(jié)垢部位所處溫度段分析，低溫省煤器表面結(jié)垢是CaSO4、NH4HSO4、NH4CL和飛灰組成的復(fù)合灰垢（從灰垢的表觀特性、水浸泡、溶解后溶液pH值及灼燒，可間接證明判斷）。
2.1.2堵塞物形成機(jī)理判斷
1）SCR+SNCR反應(yīng)生成的SO3和逃逸的氨，在煙溫低于200℃后，形成硫酸氫銨；
2）煙氣中氯化氫氣體和逃逸的氨反應(yīng)，生成氯化銨氣溶膠；
3）換熱器壁面溫度≤80℃~100℃時(shí)，煙氣中水的飽和度達(dá)到了硫酸氫銨和氯化銨的吸濕點(diǎn)濕度，產(chǎn)生吸潮現(xiàn)象；
4）飛灰附著在吸濕后的氯化銨、硫酸氫銨表面產(chǎn)生了結(jié)塊板結(jié)現(xiàn)象。
2.1.3堵塞物去除具體措施
基于以上分析，我們采取了如下措施：
1）調(diào)整鍋爐的噴尿素溶液量，嚴(yán)格控制氨逃逸量≤3PPm；
2）測(cè)量煤中的S和CL含量，在實(shí)際允許情況下，降低煤中的S和CL離子含量；
3）在阻力快速增加時(shí)，定期提高煙溫到170℃，確保換熱器壁溫≥100℃，時(shí)間維持6h，使得生成的硫酸氫銨自然分解；
4）加強(qiáng)吹灰，改為蒸汽吹灰；
5）提高低溫省煤器的水側(cè)進(jìn)水溫度，降低煙氣濕飽和度，減緩氯化銨的吸濕板結(jié)；
6）進(jìn)行離線清洗：離線低壓水大流量沖洗，沖洗水加堿，沖洗水溫采用60℃~70℃高溫水，以提高溶解度；
7）設(shè)置低溫省煤器煙氣旁路。在低溫省煤器阻力增加失控時(shí)，為確保主機(jī)維持運(yùn)行，增設(shè)煙氣旁路。
旁路煙道截面，按照總煙道截面的15%考慮，在大壓差下，其通流量可達(dá)總煙氣量的30%以上。由于旁路分流，流經(jīng)低溫省煤器的煙量降為70%，阻力降為50%，從而臨時(shí)緩解其阻力增加問題。
2.2飛灰含碳量升高及改善措施
低氮燃燒器改造后，由于主燃燒區(qū)過量空氣系數(shù)降低，使得主燃燒區(qū)燃盡率降低，而燃盡區(qū)距離屏底距離較近，燃盡區(qū)的燃盡率不足以彌補(bǔ)主燃燒區(qū)燃盡率的減少，從而引起飛回針對(duì)低氮燃燒器的飛回含碳量升高的情況，一般可以采取以下措施治理：
1）將煤粉細(xì)度調(diào)低，提高煤粉均勻性指數(shù)
煤粉細(xì)度越細(xì)，燃盡時(shí)間越短，燃盡率越高，飛灰含碳量越低；在煤粉細(xì)度相同的情況下，煤粉均勻性指數(shù)越高，粗顆粒越少，飛灰含碳量越低。不同煤種低氮改造前后煤粉細(xì)度的控制策略如表1所示。
2）不同煤種的低氮燃燒器出口NOX的最佳控制范圍
由于低氮燃燒器控制的出口NOX控制和飛灰含碳量控制，是相互矛盾的，因此必須互相兼顧，一般不同煤種建議不同的出口NOX控制范圍。表2給出的是在兼顧飛灰含碳量的情況下建議的燃燒器出口NOx控制范圍。
3）不同煤種飛灰含碳量和爐渣含碳量的升高情況
低氮燃燒器改造后，同一煤質(zhì)相同工況下燃燒后的飛灰含碳量會(huì)較改造前有所升高，且飛灰含碳量本身也受煤質(zhì)的揮發(fā)分含碳量升高。
表1不同煤種低氮改造前后煤粉細(xì)度的控制策略
表2燃燒器出口NOX控制范圍
表3
（Vdaf）含量高低影響。表3給出了煤質(zhì)揮發(fā)分對(duì)飛灰含碳量和機(jī)械不完全燃燒熱損失（q4）的一般影響范圍。
我們購(gòu)進(jìn)的煤質(zhì)大概情況是：揮發(fā)分Vdaf=30%～35%，灰分Aar=33.5%～37.5%；按照以上原則，確定低氮燃燒器的合理取值范圍及建議為：
（1）煤粉細(xì)度R90≤18～19；
（2）低氮燃燒器出口NOx控制范圍300mg/Nm3～350mg/Nm3；
（3）由此產(chǎn)生的飛灰含碳量升高1%~1.5%；
（4）改造并調(diào)整粗粉分離器，提高煤粉均勻性指數(shù)，減少粗顆粒煤粉含量。
圖1 圖表低氮燃燒器改造及優(yōu)化對(duì)比
由圖1可以看出，經(jīng)過優(yōu)化調(diào)整，飛灰含碳量得到有效控制。低氮燃燒器改造前飛灰含碳量平均值2.49%，改造后飛灰含碳量平均值4.13%；優(yōu)化調(diào)整后飛灰含碳量平均值3.12%，較改造前飛灰含碳量平均值升高0.63%。比對(duì)表3，改造優(yōu)化后飛灰含碳量控制在較合理的范圍內(nèi)。
2.3?SNCR脫硝運(yùn)行情況
2.3.1溫度場(chǎng)改變，反應(yīng)窗口后移
低氮燃燒器改造后，通常會(huì)導(dǎo)致爐膛出口排煙溫度上升，具體表現(xiàn)在過熱器容易超溫、噴水減溫水量增大等現(xiàn)象。應(yīng)重新校對(duì)鍋爐溫度場(chǎng)，在滿足尿素?zé)峤獾暮线m位置增加噴槍，以提高該溫度區(qū)域尿素平面充滿度和爐膛穿透深度，減輕煙氣中氨濃度偏斜偏流情況。
具體方案為：在鍋爐標(biāo)高26140mm處的前墻增開5個(gè)孔，布置5個(gè)110°扇形噴槍。根據(jù)原SNCR噴槍廠家提供的資料、噴槍（流量范圍為60L/h~250L/h）模擬的速度場(chǎng)與溫度場(chǎng)，新增5個(gè)噴槍與下層噴槍并聯(lián)布置。新增噴槍投運(yùn)后，SNCR總的噴氨量應(yīng)保持不變，并嚴(yán)格控制新增5個(gè)噴槍的壓縮空氣壓力和尿素溶液壓力，壓縮空氣壓力不應(yīng)超過0.3MPa，尿素溶液壓力不應(yīng)超過0.35MPa~0.45MPa，噴槍流量不應(yīng)超過250L/h，防止噴射距離過長(zhǎng)導(dǎo)致屏式過熱器腐蝕。
在運(yùn)行調(diào)試中，逐步調(diào)整5個(gè)新增噴槍的流量，新增每個(gè)噴槍流量從120L/h開始調(diào)整，并同步減少原6個(gè)噴槍的流量，以總噴尿素溶液量保持不變?yōu)樵瓌t。在新增5個(gè)噴槍投運(yùn)后，如果NOX濃度下降，可逐步增加5個(gè)噴槍的流量，繼續(xù)減少原6個(gè)噴槍的流量。在調(diào)整過程中，壓縮空氣壓力不應(yīng)超過0.3MPa，尿素溶液壓力不應(yīng)超過0.35MPa~0.45MPa，噴槍流量不應(yīng)超過250L/h。
在保持稀釋水量不變的情況下，減少原噴槍噴尿素溶液量，采用低濃度噴氨，提高氨在煙氣中分散度.
2.3.2SCR的效率較低
導(dǎo)致SCR脫硝效率降低的原因如下：
1）低氮燃燒器投運(yùn)后，爐膛斷面煙氣溫度場(chǎng)發(fā)生較大變化，爐膛斷面NOX濃度分布有較大差異。而尿素噴槍設(shè)計(jì)按照均布方式設(shè)計(jì)，使得局部區(qū)域氨過量，其它區(qū)域氨欠量。這種不均勻性一直延伸到SCR反應(yīng)區(qū)，最終導(dǎo)致脫硝效率較低。
解決方法：優(yōu)化流場(chǎng)，增加蒸汽擾動(dòng)器或氣流均布器，根據(jù)NOX分布合理調(diào)整各個(gè)噴嘴的尿素溶液供給量。
由于僅依靠墻式噴槍，很難達(dá)到還原劑與煙氣中的NOX均勻混合，因此在水平煙道出口的右側(cè)布置4個(gè)蒸汽擾動(dòng)孔，通過高速噴入的蒸汽對(duì)煙氣進(jìn)行擾動(dòng)，或采用噴氨格柵，提高噴氨均勻性，促進(jìn)煙氣中NH3和NOX的混合。在鍋爐水平煙道到垂直煙道段的轉(zhuǎn)折室，增設(shè)蒸汽擾動(dòng)裝置，以提高煙氣流暢的均勻性；根據(jù)NOX濃度斷面分布特性，合理調(diào)整各個(gè)噴槍的流量，以達(dá)到較小尿素耗量條件下較高的SNCR和SCR脫硝效率。
2）催化劑性能下降。
解決方法：更換催化劑。在采取其他措施后，如果氨耗量仍然高于理論氨耗量，或脫硝指標(biāo)達(dá)不到設(shè)計(jì)值，需采取更換催化劑的措施，以增加催化劑活性，并適當(dāng)增加催化劑體積，提高SCR段的脫硝效率。
2.3.3脫硝系統(tǒng)分配計(jì)量裝置精度低
尿素溶液調(diào)節(jié)門設(shè)計(jì)過大，在小流量調(diào)節(jié)過程中精度低，使尿素溶液用量波動(dòng)大，NOX出口值波動(dòng)較大。解決方法：更換合適的調(diào)節(jié)門，使尿素溶液的流量處于調(diào)節(jié)門的主調(diào)節(jié)區(qū)范圍內(nèi)，提高調(diào)節(jié)精度。
2.4CEMS的NOX、氨逃逸等測(cè)量數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確
2.4.1NOX的測(cè)點(diǎn)后移
原有CEMS的測(cè)點(diǎn)布置在鍋爐出口的混合煙道上，該處氣流較為混亂，不滿足CEMS測(cè)點(diǎn)布置要求，將測(cè)點(diǎn)后移5m~6m，布置于分叉管道上；采用笛型管多點(diǎn)取樣，可提高測(cè)量準(zhǔn)確性。
2.4.2氨逃逸的測(cè)點(diǎn)前移
由于受布置條件限制，原氨逃逸測(cè)點(diǎn)遠(yuǎn)離SCR裝置出口。又由于飛灰對(duì)NH3有較強(qiáng)的吸附作用，使得實(shí)際測(cè)得的氨逃逸數(shù)據(jù)失真，將氨逃逸測(cè)點(diǎn)上移至靠近SCR出口的附近。采用笛型管多點(diǎn)取樣，可提高測(cè)試準(zhǔn)確性。
2.4.3進(jìn)行灰分中氨濃度的化驗(yàn)，確保氨濃度≤50μg/g
根據(jù)已運(yùn)行脫硝項(xiàng)目的經(jīng)驗(yàn)，氨逃逸量和飛灰中氨含量有一定對(duì)應(yīng)規(guī)律，因此可以通過定期檢測(cè)飛灰中氨濃度，間接判斷實(shí)際氨逃逸量。
3效果
如圖2所示，2017年12月份完成改造前后對(duì)比，尿素噸負(fù)荷耗量呈下降趨勢(shì)，且降低明顯。NOX排放日均值相對(duì)穩(wěn)定，且略有降低。
圖 2
牡丹江熱電有限公司鍋爐脫硝系統(tǒng)經(jīng)過一系列的優(yōu)化和技術(shù)改造，在保證NOX排放達(dá)標(biāo)的條件下，當(dāng)鍋爐負(fù)荷達(dá)到90%以上時(shí)，氨逃逸量控制在≤3ppm，尿素溶液耗量明顯降低。空預(yù)器、除塵器、低省等的積灰、堵塞現(xiàn)象明顯的改善。
