350 MW機組鍋爐SCR脫硝系統優化

孫雪峰，王 強，顏世劍，李魯明，吳東垠

(1. 新疆東方希望新能源有限公司，新疆 昌吉 831100；2. 西安交通大學 能源與動力工程學院，陜西 西安 710049)

0 引 言

準東煤田位于新疆昌吉回族自治州，是我國目前最大的整裝煤田，但準東煤在鍋爐燃燒過程中易發生結焦問題，一般摻燒高嶺土緩解結焦。某燃用準東煤350 MW機組，鍋爐燃煤摻燒高嶺土后煙氣攜帶灰塵顆粒及灰塵量增大，造成SCR脫硝系統煙道積灰嚴重和噴氨量明顯偏大，同時在空氣預熱器(簡稱“空預器”)內形成硫酸氫氨堵塞，機組無法長周期穩定運行，有必要進行技術改造。

前人對準東煤燃燒進行了較多研究。陶玉潔[1]研究了5種典型準東煤的普遍煤質特征及燃燒特性，研究發現準東煤具有高水分、極低灰分、中高熱值、低氮低硫等特點；灰熔融溫度較高，煤階和燃點均介于褐煤和煙煤之間。王禮鵬等[2]采集了燃用準東煤比例約為75%的新疆某電廠1號爐各部位灰渣樣，利用微觀分析手段對灰渣樣進行系統分析，發現灰渣的礦物組成包括常見的強沾污性的硫酸鈣，同時還含有鈉長石、鈉鐵硫酸鹽和鈉鈣鋁硅酸鹽。周廣欽等[3]在液態排渣旋風爐上對準東煤進行燃燒試驗,采用掃描電鏡對灰渣樣的顯微形貌及成分進行研究，發現準東煤在旋風爐上燃燒完全，且可通過調整風量和配風方式來控制NOx生成，指出低熔點組分的Na、Ca硅鋁酸鹽和硫酸鹽是造成結渣沾污的重要因素。白楊等[4]利用熱重分析儀研究了30%、50%和80%等不同配比下混煤燃燒特性，并分析了響應配比下煤灰特性變化規律，發現隨準東煤配比增加，混煤燃燒特征溫度逐漸降低，最大燃燒速率與綜合燃燒特性指數先降低后升高，混煤灰熔融溫度逐漸降低。

針對鍋爐運行過程中存在的問題，本文通過設置建模計算分析，提出對脫硝內部各處導流板進行優化改造，在脫硝系統煙道易產生積灰的部位增加聲波吹灰器，進行噴氨格柵噴嘴數量及氨空混合器的升級改造，同時開展鍋爐SCR脫硝噴氨熱態優化調整試驗工作，取得良好的效果。

1 鍋爐本體及SCR系統設備

鍋爐由東方鍋爐股份有限公司設計制造，鍋爐型號DG-1215/17.4-∏22，燃用煤種為新疆五彩灣準東煤的亞臨界參數自然循環汽包爐，單爐膛π型布置，四角切圓燃燒方式，一次中間再熱，平衡通風、固態排渣，全鋼架、全懸吊結構，鍋爐緊身封閉；全廠鍋爐的脫硝系統選用液氨作為還原劑，SCR反應器采用DCS系統進行控制，吹灰方式采用聲波吹灰器或蒸汽吹灰系統，脫硝島工藝包括SCR反應器本體，鍋爐省煤器出口至SCR反應器入口、SCR反應器出口至鍋爐空預器進口的連接煙氣系統。在燃用設計煤種時，鍋爐BMCR工況下脫硝保證效率不低于80%，鍋爐在30%～100%BMCR負荷，氨的逃逸率不大于3×10-6，SO2/SO3轉化率小于1%，脫硝裝置出口煙氣中NOx含量小于45 mg/m3。

2 機組運行現狀及存在問題

本文所選350 MW機組鍋爐燃用煤種為新疆五彩灣準東煤，日常生產中根據鍋爐燃燒情況，燃煤摻配高嶺土。煙氣脫硝采用SCR工藝，脫硝系統機組基建初期就配套開始逐步投運，脫硝催化劑由東方凱特瑞公司提供，采用“2+1”布置方式。

從近期運行情況看，機組前期未按超低排放設計，機組噴氨量明顯偏大，使得生產成本升高，同時由于過量氨氣不能和NOx充分反應，氨逃逸增大，形成的硫酸氫氨極易在空預器冷端液化而堵塞，使機組不能長周期運行。1、2號機組在同負荷下噴氨量明顯大于其他機組，300 MW時達到90 kg/h以上，空預器也極易堵塞，機組被迫停運進行空預器蓄熱片沖洗治理工作，嚴重影響機組運行安全。從停爐檢修檢查情況看，脫硝內部、催化劑表面及出口煙道積灰、堵塞嚴重；脫硝煙道流板安裝與設計不一致，可推斷從投運開始脫硝煙道的流場分布就與設計嚴重不符。針對此現象，分析了多臺機組鍋爐脫硝系統易產生積灰的脫硝轉向室、催化劑上方及空預器入口斜坡積灰狀況，發現脫硝煙道轉角位置導流板安裝存在嚴重偏差，最下位置導段分別增加了聲波吹灰器[5]，積灰情況如圖1所示。因此，筆者重新對脫硝流場進行模擬計算，并按照核算后的設計結果對脫硝內部導流板進行技術改造。

圖1 SCR系統積灰情況

3 同類型350 MW機組鍋爐SCR系統對比

不同機組的系統設計參數對比見表1，噴氨格柵及氨空混合器設計參數見表2，稀釋風機設計參數見表3，吹灰器及煙道設計參數見表4。

表1 不同機組的系統設計參數對比

表2 不同機組的噴氨格柵及氨空混合器設計參數

表3 不同機組的稀釋風機設計參數

表4 不同機組的吹灰器及煙道設計參數

由表1～4可知，機組1、2號和機組9、10號在脫硫脫硝率、噴氨格柵及氨空混合器結構、稀釋風機參數、吹灰器及煙道結構上的設計差別。

4 機組數值計算及改進方法

4.1 導流板布置的優化設計

建立比例1∶1三維幾何模型，模型如圖2所示。考慮到模型復雜的內部結構，計算區域需采用結構化和非結構化的混合網格進行劃分，模型總網格數約200萬。

圖2 改造前后鍋爐本體及脫硝島設計模型

4.2 CFD流場分布

數值模擬模型采用湍流模型，脫硝裝置內部的流動是一個復雜的湍流流動，綜合對比參考文獻[6-9]中數值模擬的湍流模型，并考慮到數學模型的可靠性和工程應用的可行性，本文選用標準κ-ε雙方程模型來模擬脫硝裝置內部的流動狀況。在直角坐標系下，等溫、不可壓流場基本控制微分方程[10]可以表示為

(1)

其中，φ為通用變量；u、v、w為x、y、z方向的速度，m/s；ρ為流體密度，kg/m3；Γφ為廣義擴散系數；Sφ為廣義源項。當φ=1時為連續性方程，Sφ為由氣相引起的源項。式(1)中擴散系數和源項的具體形式見表5。

表5 氣相守恒方程中的源項和擴散系數

注：μeff為有效黏性系數；μ為流體黏性系數；μt為湍流黏性系數；P為壓力，Pa;κ為湍動能，kg/(m·s2)；ε為湍動能耗散率，kg/(m·s3)。

對控制方程求解時采用了求解壓力耦合方程的全隱算法SIMPLE算法，其計算步驟為：① 給定初始速度分布u0、v0、w0，計算動量方程的各系數及常數項；②v給定初始壓力場P*；③ 依次求解動量方程，得到與P*相應的速度u*、v*、w*；④ 求解壓力修正方程，得到p′，由p′進一步改進速度值；⑤ 利用改進后的速度場求解通過源項、物性等與速度場藕合的φ變量；⑥ 利用改進后的速度場重新計算動量離散方程的系數，并用改進后的壓力場作為下一層次迭代計算的初始值；⑦ 重復第3～6步，直至收斂為止。

初始和邊界條件的設定,以鍋爐BMCR工況為考查對象(設計煤種)，煙氣參數見表6。

在求解過程中，湍流動能、湍流動能耗散率、動量方程、對流擴散方程均采用二階上風差分法算，壓力和速度耦合采用SIMPLE算法。

水平煙道截面煙氣流場分布情況及相關統計分別如圖3和表7所示。

表6 計算煙氣參數

圖3 改造前后水平煙道橫截面煙氣流場

表7 截面煙氣流場分布統計

由3(a)和表7可知，改造前的安裝結構，速度偏差達到了15.63%，超過流場均勻性偏差要求。因此，現在運行的導流板結構，水平煙道下部區域因導流板安裝的原因，形成了低速區，易形成飛灰沉積，應予以糾正。現結構水平煙道截面上，因為2塊導流板幾乎重疊在一起，煙氣只能從前后2個地方流過，前墻的煙氣容易向水平煙道頂部流動，形成上部高速區。由圖3(b)和表7可知，改造后水平煙道前轉角的導流板直段減短，速度平均相對偏差為13.17%，滿足要求。改造后煙道相比原設計，導流板直段減小，流場分布仍滿足要求，但屬偏大值，為了避免飛灰沉積在直段造成導流板垮塌或飛灰沉積引起水平煙道甚至反應器內流場分布惡化，減少直段稍降低均勻性是可取方案。

水平煙道截面煙氣流場分布如圖4所示。

圖4 改造前后水平煙道縱截面煙氣流場

4.3 優化SCR系統導流板設計

根據雷鑒琦[11]、石磊[12]和武寶會[13]等對SCR煙氣脫硝系統的優化分析，本文采用上升轉角煙道導流板組優化，上2個直段恢復200 mm直段，下一個導流板恢復400 mm直段，并調整導流板間距，將原725 mm間距重新設計布置。

對出口煙道導流板組(空預器前)進行優化，去除導流板的入口直段，優化后的上升轉角煙道如圖5、6所示。

圖5 上升轉角煙道截面剖視圖

圖6 上升轉角煙道三維視圖

優化后上升轉角煙道速度流場分布如圖7所示。由圖7可知，優化后，水平煙道原先存在的低速區消失，水平煙道上部的高速區明顯減弱，避免了上下流速偏差后引起的氣流漩渦，優化效果明顯，統計得到反應器內流場均勻性偏差仍在5%以內。

圖7 優化后上升轉角煙道速度流場分布

4.4 聲波與蒸汽吹灰器結合吹灰

轉向室弧形導流板上2層各安裝1臺聲波吹灰器，共計2臺；轉向室出口導流板上2層各安裝1臺聲波吹灰器，共計2臺；每層催化劑上方前后煙道各布置2臺(交叉均勻布置)，A、B側各4臺，合計每層8臺；脫硝系統出口斜坡段煙道安裝2臺/側，合計需4臺；A、B空預器入口導流板處各安裝1臺，合計2臺。

自主設計制造飛灰流化裝置。脫硝系統轉向室水平煙道積灰嚴重，在水平段增加壓縮空氣吹灰系統管路，每天吹灰一次，5 min/次。貼煙道底部垂直氣流方向安裝2根長10 900 mm，φ32 mm×3 mm壓縮空氣噴管，2根噴管間距1 500 mm，噴管的噴口直徑φ5 mm，噴口間隔300 mm，外部用電磁閥控制。

4.5 氨注射柵格優化升級

1號爐和2號爐SCR脫硝裝置由于設計、供貨、投運時間較早，其氨注射柵格(AIG)采用早期的混合葉片結構，未按照高效脫硝方案設計，故需要按照“1號和2號爐SCR脫硝裝置提效AIG設計方案”[14]進行優化改造，采用“變徑噴口噴氨柵格+單層花瓣式靜態混合器”方案，每層布置6×50個混合葉片(單側6×25個混合葉片)，共計300個變徑噴口(DN40直管變徑為DN25直管)，設置78根噴氨支管(DN40)、手動可調蝶閥(采用DN40，如要利舊可在原(DN50)波紋管補償器后的管道變徑為DN40)。每側煙道各13組管組，前11組噴氨支管(DN40)每根支管對應煙道內的4個變徑噴口(DN25)，后2組支管對應煙道內的3個變徑噴口(DN25)，噴口中心應與混合葉片中心對齊，混合葉片按照設計安裝，其中，相鄰2個混合葉片一個為順時針旋轉，另一個為逆時針旋轉。

5 投資及經濟效益分析

對鍋爐SCR脫硝裝置優化升級改造和噴氨優化調整，在機組負荷300 MW工況下對比，噴氨總量減少35 kg/h，降低45%，改造效果明顯。技術改造后，解決了脫硝系統轉向室及斜坡段積灰等問題，節省機組停運清理積灰費用；技術改造后，同步開展鍋爐熱態優化調整試驗工作[15-18]，鍋爐脫硝系統出口氨逃逸大幅下降，另外結合提高空預器冷端綜合溫度措施，從源頭徹底解決鍋爐空預器堵塞問題，提高了機組的經濟性。

節省機組運行費用包括：每年可節約液氨費用70萬元，節約風機電耗費用100萬元。

節省機組檢修費用包括：機組正常運行，每年節省機組停運檢修一次，節約檢修清理積灰及檢修費用80萬元，節約空預器沖洗治理費用20萬元。

綜合節約費用270萬元/a，達到預期效果。

6 結 論

1)脫硝系統設計及安裝偏差造成了水平煙道截面流場不均，超過標準值，運行中煙氣低速區域及回流區域引起飛灰沉積；機組長期處于穩定負荷運行，煙氣流速長期區域穩定，飛灰更易沉積。飛灰沉積與煙道結構、導流板設計及安裝、吹灰裝置選擇調整、飛灰物理特性、煙氣流場分布等密切相關，綜合原因造成鍋爐SCR轉向室水平煙道及出口斜坡煙道積灰嚴重。

2)通過開展350 MW機組鍋爐SCR煙氣脫硝系統數值模擬方法計算及現場實測風速動態試驗發現原系統存在以下問題：脫硝煙道原導流板設計不合理及施工安裝偏差；原導流板水平段跨距大，支撐不足，造成導流板壓塌變形，影響煙氣流場分布；鍋爐所燒煤質為高鈉煤，為防止鍋爐結焦摻燒高嶺土后，增加了煙氣飛灰顆粒及灰塵量，飛灰具有很大黏性，易沉積在煙道導流板及煙道壁面上。

3)根據問題針對性地提出改造措施：煙道導流板升級優化、聲波吹灰器及蒸汽耙式吹灰器技改安裝、噴氨格柵噴嘴升級優化、氨空混合器的升級優化、自行設計增加壓縮空氣吹灰裝置，并結合脫硝系統流場數值模擬及現場動態實測冷態試驗、SCR投運后熱態噴氨優化調整試驗工作。

4)優化后反應器入口煙道兩側煙氣流速相對標準偏差降低至11%/10%，機組啟動后脫硝系統出口NOx相對標準偏差降低至10%/8%，達到優秀水平。鍋爐長期運行半年后停爐檢查，發現前期脫硝系統煙道高達1 m的積灰部位徹底解決，催化劑表面干凈無雜物，解決了脫硝系統積灰問題，改造后液氨單耗下降45%，同時配合提高空預器冷端綜合溫度的措施，徹底解決鍋爐空預器堵塞問題，實現機組長周期安全經濟穩定運行。