傳統(tǒng)的燃煤電廠歷來被視為大氣污染物的主要來源，是國家環(huán)保監(jiān)管的重點。國內(nèi)首套煙氣超低排放裝置在浙能嘉興發(fā)電廠8號機(jī)組投入運行后，主要污染物排放指標(biāo)基本都達(dá)到了天然氣燃?xì)鈾C(jī)組的排放標(biāo)準(zhǔn)，特別是氮氧化合物的排放全時段控制在50mg/Nm3以下。本文介紹了嘉興電廠百萬燃煤機(jī)組煙氣超低排放環(huán)保示范項目實施后，熱控專業(yè)針對系統(tǒng)中存在的問題對脫硝系統(tǒng)CEMS測量、脫硝自動控制策略等方面進(jìn)行了一些措施改進(jìn)，并針對項目實施過程中遇到的問題進(jìn)行了探討。
煙氣超低排放改造采用的技術(shù)路線為對現(xiàn)有的脫硝、除塵和脫硫系統(tǒng)進(jìn)行提效，采用高效協(xié)同脫除技術(shù)，使機(jī)組煙氣的主要污染物排放濃度達(dá)到天然氣燃?xì)廨啓C(jī)組的排放標(biāo)準(zhǔn)，并達(dá)到解決“石膏雨”問題、消除“冒白煙”現(xiàn)象和全負(fù)荷范圍內(nèi)投運SCR脫硝裝置的目的。
1000MW超臨界機(jī)組煙氣超低排放技術(shù)脫硝部分采用了低氮燃燒器+SCR技術(shù)進(jìn)行脫硝。煙氣在經(jīng)過管式GGH降溫段后進(jìn)入低低溫靜電除塵器，之后進(jìn)入雙托盤吸收塔+吸收塔新型增效裝置脫除氮氧化物、煙塵和二氧化硫，然后煙氣進(jìn)入濕式電除塵器，最后經(jīng)過管式GGH升溫段后由煙囪排入大氣，實現(xiàn)超低排放脫硝改造工程中，對鍋爐原配套SCR脫硝裝置除保留原有兩層催化劑的基礎(chǔ)上，又增加了第三層催化劑。脫硝工藝采用選擇性催化還原法，從鍋爐省煤器來的煙氣，在SCR反應(yīng)器入口前的煙道中通過噴氨格柵，與稀釋后的氨氣充分混合后，進(jìn)入SCR反應(yīng)器，經(jīng)SCR中的多層催化劑將煙氣中的部分NOX催化還原為N2和H2O后，煙氣進(jìn)入鍋爐空氣預(yù)熱器，脫硝系統(tǒng)流程見圖1。但是煙氣超低排放改造后，煙道后助力增加，導(dǎo)致SCR出口與煙囪排煙NOX偏差大、SCR出口NOX控制不穩(wěn)定、氨逃逸率增大等問題。
1、SCR出口與煙囪排煙NOX偏差大原因及改進(jìn)措施
煙氣超低排放改造后，發(fā)現(xiàn)SCR出口NOX平均值與煙囪排煙NOX偏差較大，如圖2：
圖2SCR出口NOX與煙囪排煙NOX對照
原設(shè)計SCR進(jìn)、出口脫硝采樣探頭安裝在相應(yīng)煙道中部，取樣代表性較差，為了掌握SCR反應(yīng)器進(jìn)、出口NOX濃度分布情況，通過網(wǎng)格法進(jìn)行試驗，SCR反應(yīng)器入口NOX濃度分布比較均勻，偏差較小。SCR反應(yīng)器出口NOX濃度分布均勻性較差，出口NOX濃度延寬度和深度方向有較大變化，且局部存在NOX濃度較低的點。出口濃度分布均勻性差，除了煙氣流場不穩(wěn)定外，噴氨的不均勻性是主要原因。
為了解決這一問題，我們通過采用插入式的旁路取樣管方式實現(xiàn)多點取樣。從SCR出口煙道分別引出兩路旁路取樣管至空預(yù)器出口煙道，利用煙道之間的差壓實現(xiàn)旁路管道的煙氣流動，將煙氣分析系統(tǒng)的取樣探頭測點布置在煙道外部的旁路取樣管上。旁路管插入煙道部分，貫穿整個煙道截面，在管道上每隔一段距離開取樣孔，在煙道壁處匯成一路，以求在一定程度上保證煙氣的混合均勻，提高代表性，保證了SCR出口NOX與煙囪排煙NOX趨勢的一致性。圖5為改造后曲線。
圖3調(diào)整后SCR出口NOX與煙囪排煙NOX對照
2、SCR出口氨逃逸率大幅跳變、準(zhǔn)確性差
2.1、現(xiàn)象及原因分析：
原設(shè)計采用物料衡算法計算脫硝SCR反應(yīng)器出口氨逃逸量，即通過儀表測量實際氨噴入量，實際消耗的氨量(根據(jù)入口煙氣流量、SCR進(jìn)出口NOX濃度等計算得出)，計算兩者之差即為過量噴入的氨，再與入口煙氣流量的體積比，則為計算的出口氨逃逸率。
圖6氨逃逸率計算值曲線
氨逃逸率計算公式：
式中：
—SCR出口氨逃逸量，(標(biāo)態(tài)、干基，6%O2)，ppm;
—實際總氨氣平均耗量，kg/h
—鍋爐總煙氣平均流量(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基6%O2)，m3/h;
入—SCR反應(yīng)器入口換算為NO2的平均濃度(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基6%O2)，mg/m3;
出—SCR反應(yīng)器出口換算為NO2的平均濃度(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，干基6%O2)，mg/m3;
從公式中可以看出，氨逃逸率準(zhǔn)確的計算建立在以下幾個假設(shè)或條件：
(1)假設(shè)1:A、B側(cè)脫硝煙氣流量均分進(jìn)反應(yīng)器(從測試數(shù)據(jù)來看，這個假設(shè)并不完全成立，在某些工況下A、B側(cè)偏差大于5%)
(2)假設(shè)2:催化劑表面分布的氨-氮氧化物摩爾比是均勻的(實際上入口處雖然濃度比較均勻，但流速不均，摩爾比是不均勻的。)
(3)假設(shè)3:燃煤應(yīng)用基灰不變：目前設(shè)置值為10%(從最近入爐煤臺帳上數(shù)據(jù)來看，絕對偏差有6%)。
(4)假設(shè)4:標(biāo)態(tài)煙氣密度為1.306(經(jīng)檢查1.306為濕空氣的密度，而非干煙氣的密度，煙氣質(zhì)量流量換算為標(biāo)態(tài)干煙氣體積流量，煙氣成分的不同會導(dǎo)致標(biāo)干煙氣密度出現(xiàn)偏差，具體偏差不好估計)。
(5)條件1:能準(zhǔn)確測量總風(fēng)量和總?cè)剂狭?煙氣質(zhì)量流量目前采用的是總風(fēng)量加燃煤量，該流量與實際值偏差在某些工況下偏差也會>3%，加之漏風(fēng)量，偏差會更大)。
(6)條件3:進(jìn)出口NOX測量值準(zhǔn)確(尤其是出口NOX由于代表性不夠，導(dǎo)致測量數(shù)據(jù)嚴(yán)重失準(zhǔn))。
考慮到最終計算結(jié)果是一個非常小的量，參與計算的各項數(shù)據(jù)卻是非常大的一個量，除氨質(zhì)量精度可以滿足計算要求外，其余均不滿足要求，由此可以得出結(jié)論，通過計算來得出較為準(zhǔn)確的氨逃逸率是不現(xiàn)實的。
2.2、改進(jìn)措施：
通過在SCR出口煙道上加裝在線氨逃逸率表計實現(xiàn)對氨逃逸率的測量。氨逃逸檢測裝置為激光氣體分析儀，大多數(shù)氣體只吸收特定波長的光。把煙道一側(cè)發(fā)射端的紅外激光發(fā)射到煙道相反的另一側(cè)的接收端上，煙道內(nèi)存在的氨氣將會吸收它所對應(yīng)波長的光，吸收量是煙道內(nèi)氣體含量的直接反映。現(xiàn)測量的氨逃逸率曲線如圖4：
圖4改進(jìn)后噴氨流量與氨逃逸率
3、脫硝系統(tǒng)僅控制脫硝效率，未實現(xiàn)出口NOX閉環(huán)控制。
3.1、原因分析
超低排放項目改造前，NOX控制回路用固定摩爾比和PID控制相結(jié)合的控制方式，邏輯框圖如圖5所示：
圖5SCR原控制策略邏輯框圖
該控制策略存在以下幾個問題：
3.1.1、原回路的脫硝反應(yīng)器出口凈煙氣NOX含量設(shè)定值是根據(jù)設(shè)定效率和脫硝反應(yīng)器入口原煙氣NOX含量計算產(chǎn)生的，超低排放改造后氮氧化物以時均值低于50mg/Nm3的排放標(biāo)準(zhǔn)考核，因此需要改變出口凈煙氣NOX含量設(shè)定值回路。
3.1.2、原回路中脫硝總風(fēng)量的0.5倍作為單側(cè)煙道的風(fēng)量來計算理論氮的含量，用于計算理論噴氨量。在實際運行中，兩側(cè)的風(fēng)量往往相差比較大的，根據(jù)上述方法往往會造成兩側(cè)噴氨量的過多或過少。
3.1.3、在變負(fù)荷過程中，因為協(xié)調(diào)控制中的前饋作用比較強，風(fēng)煤配比時風(fēng)量過剩，造成氧量上升，燃燒后的NOX含量也隨之急劇上升。因噴氨調(diào)節(jié)是一個比較緩慢的過程，在脫硝反應(yīng)器進(jìn)口實測風(fēng)量上升后，根據(jù)固定摩爾比計算出理論噴氨增大，開大供氨調(diào)閥，經(jīng)過至少3min的化學(xué)反應(yīng)后出口NOX含量才開始下降，調(diào)節(jié)存在較大的遲延。特別是在降負(fù)荷過程中，因原協(xié)調(diào)控制策略中，風(fēng)量前饋在降負(fù)荷時也會疊加風(fēng)量指令前饋，造成風(fēng)量過剩，氧量偏高，NOX含量隨之突升，造成煙囪入口NOX含量瞬時值高于50mg/Nm3
3.1.4、NOX測量裝置反吹引起的擾動。反應(yīng)器進(jìn)出口NOX測量裝置分別間隔50min左右會進(jìn)行一次反吹，反吹時間持續(xù)5min左右，反吹期間NOX測量值的邏輯上進(jìn)行自保持。特別是在反應(yīng)器出口NOX含量測點開始反吹，測點自保持瞬間NOX含量較高或者較低的時候，在接下來的5min中內(nèi)，反應(yīng)器出口NOX控制PID會積分作用下使調(diào)門大幅調(diào)節(jié)，造成供氨量的失調(diào)。在反吹結(jié)束后，能觀察到反應(yīng)器出口NOX含量突增或突減少。
3.1.5、NOX含量考核點和控制點的不一致。
在環(huán)?？己藭r以煙囪入口NOX含量測點為準(zhǔn)，但是在自動調(diào)節(jié)時，以單側(cè)煙道的SCR反應(yīng)器出口NOX含量為被控量。存在的問題是，2個SCR反應(yīng)器出口NOX測點偏差不大的情況下，與煙囪入口NOX測點存在不同程度的偏差。另外考核點煙囪入口NOX含量是標(biāo)桿值，而進(jìn)入控制的SCR反應(yīng)器出口NOX含量則是實測值，未經(jīng)氧量修正，也會存在一定的偏差。
3.2、改進(jìn)措施
3.2.1：超低排放改造后，根據(jù)煙囪入口NOX的含量，對單側(cè)SCR反應(yīng)器出口NOX設(shè)定值進(jìn)行改變。例如根據(jù)煙囪入口NOX的含量比SCR反應(yīng)器出口NOX高10mg/Nm3時，則運行人員會將SCR反應(yīng)器出口NOX設(shè)定在40mg/Nm3以下。
3.2.2：在兩側(cè)脫硝反應(yīng)器入口分別加裝風(fēng)煙流量測量裝置，用單側(cè)的實測流量參與噴氨調(diào)閥的控制。
3.2.3：因噴氨自動調(diào)節(jié)的噴氨理論值計算根據(jù)反應(yīng)器入口的工況，存在一定的不及時性、調(diào)門特性存在一定的死區(qū)、SCR脫硝反應(yīng)過程所需一定的時間等原因造成的延時滯后，單從供氨調(diào)閥的自動回路優(yōu)化效果不佳?？紤]從協(xié)調(diào)控制入手，降低脫硝反應(yīng)器入口NOX含量的突變：
為避免減負(fù)荷過程中富氧燃燒，取消減負(fù)荷控制回路中風(fēng)量前饋修正回路。
減弱鍋爐主控負(fù)荷前饋回路參數(shù)，使燃燒工況穩(wěn)定，不同負(fù)荷段的系數(shù)如下表所示：
3.2.4:為減少AGC方式下，小負(fù)荷段工況下燃料量頻繁加減造成排煙NOX的波動，負(fù)荷變動在20MW以內(nèi)協(xié)調(diào)控制回路中取消負(fù)荷變化前饋參數(shù)。汽機(jī)主控側(cè)：將汽機(jī)控制負(fù)荷回路減弱;將控制汽壓的回路加強;并延長汽機(jī)慣性時間。適當(dāng)加強鍋爐主控，消除負(fù)荷變動時的汽壓偏差，以適當(dāng)提高負(fù)荷響應(yīng)速度，減少汽機(jī)主控變動的影響。
3.2.5：對反應(yīng)器出口NOX控制PID進(jìn)行限幅，最多能進(jìn)行-30—30t/h供氨流量的限制;對反應(yīng)器出口NOX控制PID進(jìn)行變參數(shù)控制：在收到反吹、標(biāo)定等需要自保持的信號時，將PID控制器的參數(shù)切換到較弱的一路。
4、結(jié)束語
嘉興發(fā)電廠1000MW燃煤機(jī)組煙氣超低排放改造完成后，通過對SCR進(jìn)、出口流場的測試、并采用多點取樣旁路管的方式提高了測點的取樣代表性，一定程度的減少了SCR出口與煙囪排放口NOX的數(shù)值偏差;通過對噴氨流量逃逸率的測量提高了氨氣逃逸率的正確性，對供氨調(diào)節(jié)控制回路的改進(jìn)及協(xié)調(diào)控制策略的優(yōu)化后，排煙出口NOX基本能全時段控制在50mg/Nm3以下，為燃煤發(fā)電機(jī)組清潔化排放開辟了新的途徑，對保障我國能源安全具有重要的戰(zhàn)略意義。
