SNCR脱硝装置对CFB锅炉运行影响研究.doc

SNCR脱硝装置对CFB锅炉运行影响研究本文介绍了CFB锅炉性能试验情况，并结合性能试验分析了SNCR脱硝装置对CFB锅炉运行的影响。结果表明：CFB锅炉SNCR脱硝工艺的脱硝效率可以达到60%以上;氨逃逸浓度高会加速空气预热器积灰阻塞;烟气中的逃逸氨与SO3相互作用，极易在空气预热器低温段形成积垢，引起空气预热器阻力增加，但能降低二者在空气预热器出口的排放浓度。CFB锅炉采用低氮燃烧技术.其低氮燃烧特性可将NO，的排放控制在150350mg/m3。2011年火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)实施后.绝大部分已建或新建CFB锅炉的NO，排放浓度已经不能达到标准要求的NO。排放限值200mg/m3(重点地区100ms/m3)。2014年9月发改能源20142093号文件要求：东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机机组排放限值，即NO。排放限值50mg/m3。对于CFB锅炉烟气脱硝装置，仅要求40%70%的脱硝效率就可以实现NO。达标排放，因此，国内大部分的CFB锅炉脱硝改造工程均选择选择性非催化还原法(SNCR)脱硝工艺。目前.国内循环流化床锅炉脱硝改造工程大部分已经完成并交付运行.然而由于SNCR脱硝技术在国内刚刚起步，运行、维护和管理经验不足。本文结合现场性能试验和理论分析.对SNCR脱硝装置对CFB锅炉运行影响的情况进行研究.1试验1.1锅炉主要设计运行参数本文以某热电厂410t/h自然循环CFB锅炉为例来说明SNCR脱硝装置对CFB锅炉运行的影响。该锅炉是高温高压、单汽包、自然循环锅炉，空气预热器为卧管式空气预热器。锅炉的主要设计参数如表1所示。表1：CFB锅炉主要参数由于环保要求日益严格，该热电厂在烟气脱硝改造的同时也进行了脱硫改造，脱硫改造工艺为“炉内喷钙+石灰石一石膏湿法脱硫工艺”，为了节约资源.提高脱硫装置的利用率。在燃煤硫分不高的情况下炉内喷钙脱硫装置退出运行.石灰石一石膏湿法脱硫装置投运。本次烟气脱硝试验期间.炉内喷钙脱硫装置退出运行。1.2试验要求及依据试验要求主要包括：(1)脱硝装置及辅助系统处于完好状态，已正常稳定运行;(2)试验期间锅炉配风方式保持一致，试验期间不变配风;(3)试验期间燃煤煤质接近设计煤质，煤质稳定，还原剂品质稳定;(4)锅炉及脱硝装置运行参数尽量接近设计值;(5)试验期间锅炉负荷按试验要求稳定运行;(6)试验期间锅炉、空气预热器不进行吹灰操作：(7)还原剂制备区系统运行稳定，尿素喷射系统喷射均匀、稳定。试验依据如表2所示。表2试验依据 1.3试验仪器试验过程中所使用的主要仪器如表3所示。表3主要试验仪器  试验过程中所使用的测试方法完全依照表2所列相关标准执行.文中压力采用美国生产的HM7750电子微压计和L型皮托管测试，SO2浓度采用美国生产的ROSEMOUNT紫外气体分析仪、德国生产的M&C PSP-W4M4/6伴热管和M&C PSS6/3前处理箱测试，SO3浓度采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范(DL/T9982006)提供的分析方法测试.氨逃逸浓度采用燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范（DL/T260-2012)提供的靛酚蓝分光光度法测试。文中所述氨逃逸浓度均指体积分数，为了保证测试结果的准确性.采用了平行采样及平行分析的方法。2结果与讨论2.1试验结果该热电厂脱硝改造工程采用SNCR烟气脱硝工艺.烟气脱硝装置安装于旋风分离器入口水平烟道上.采用颗粒尿素作为脱硝还原剂。本次性能试验以SNCR烟气脱硝装置性能考核试验为基础.以燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范(DL/T260-2012)为主要测试方法依据，进行了技术性能试验研究.并对CFB锅炉SNCR脱硝装置历史运行数据归纳总结，试验结果如表4所示。表4试验测试结果 2.2结果分析2.2.1氨逃逸浓度分析空气预热器(简称空预器)进、出口氨逃逸浓度如图1所示。 图1不同工况下空预器进出口氨逃逸体积分数由图1可知，空气预热器进、出口氨逃逸浓度值存在偏差.并且入口浓度明显高于出口浓度.但当入口氨逃逸浓度逐渐降低时，偏差随之逐渐减小.在3x10-6以下时偏差接近为零.说明烟气在通过空气预热器时有部分逃逸氨被留在空气预热器中，造成出口氨逃逸浓度降低。根据分析.产生这种现象的主要原因是逃逸氨在空预器本体换热元件低温段与SO3、H2O发生化学反应，生成了硫酸氢铵，消耗了部分逃逸氨，同时也有可能被空预器热管上的积灰所吸附。2.2.2空预器阻力分析空预器本体内部产生硫酸氢铵会在低温段形成积垢，引起堵灰阻塞，使空预器本体阻力增加。在脱硝装置投运/不投运条件下.空预器本体阻力有较明显差异.脱硝装置投运条件下阻力明显高于不投运条件下阻力.最大相差近500Pa，之所以能产生明显的变化.一方面是入口氨逃逸浓度较高;另一方面是入口SO2、SO3、粉尘浓度也较高.在合适的温度下很容易形成硫酸氢铵.引起堵灰积垢，导致空预器阻力增加。然而，氨逃逸浓度低时空预器阻力大小与脱硝装置不投运时接近.说明控制氨逃逸排放浓度有利于抑制空预器阻力增加。2.2.3氨逃逸浓度对空预器阻力影响分析根据图2可知，空预器入口氨逃逸浓度越高.空预器阻力增加越大.说明燃用此种硫分的燃煤时，硫酸氢铵的产生主要取决于氨逃逸浓度.因此，电厂在El常运行时应注意控制还原剂使用量.避免因氨逃逸浓度高造成空预器阻力增加过快，加快阻塞速度。 图2不同工况下氨逃逸对空预器阻力的影响在氨逃逸浓度低于3x10-6时，空预器进出口氨逃逸浓度偏差较小，空预器阻力降低，说明氨逃逸浓度低时有利于控制硫酸氢铵的生成，降低因硫酸氢铵导致空预器阻力增加的风险。中国出台的国家标准火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性非催化还原法规定SNCR烟气脱硝的氨逃逸浓度应控制在8x10-6以下.而从试验情况和长远角度来看，8x10-6的氨逃逸限值对CFB锅炉的正常运行有较大影响。2.2.4氨逃逸浓度对空预器出口SO。浓度的影响分析空预器作为一种热交换装置。本体内部换热元件表面形成温度梯度。在NH3、SO3、H2O三者同时存在的情况下极易形成硫酸氢铵.并且化学反应正向进行.不同温度条件下硫酸氢铵呈现不同物理形态.特别是空预器低温段极易形成半固态硫酸氢铵.附着在换热元件表面，容易吸附飞灰.很难清除。 图3不同工况下氨逃逸浓度对空预器出口S03浓度的影响从图3可以看出，空预器入口NH，、SO，浓度越高时，出口NH，、SO，浓度越低，并且NH，、SO，浓度减量越大，说明二者浓度越  7