燃煤机组启动过程中氮氧化物的控制分析

蔡 飞 朱玉斌 巩汉强

胜利石油管理局有限公司胜利发电厂 山东东营 257000

目前,火电机组脱硝通常采用选择性催化还原法,这一技术通过催化反应促使烟气中的氮氧化物和氨气进行反应,生成氮气和水。大多数燃煤机组将氨气作为还原剂,氨气与空气混合,由稀释风机送入炉膛,与氮氧化物进行反应。反应过程中需要充分混合,保证反应物和烟气温度场分布平均。混合后进入催化剂活性区域,氨气进入催化剂的小孔,在310～400 ℃温度时发生反应。

当前,环保形势依然严峻,保证燃煤机组并网前氮氧化物实现零超标,是环保攻坚战的薄弱环节和行业难题。在集散控制系统中设置烟气温度保护值310 ℃后,投入选择性催化还原法,阻止生成的黏性附着物粘在催化剂表面。参照空气预热器入口烟气温度,班组人员在运行中要加强监视,保证烟气温度不低于最低运行温度。为防止催化剂永久性失效,班组人员在运行中要防止烟气温度超过420 ℃。如果选择性催化还原法中烟气的温度降至310 ℃,那么应当立即采取相应措施,提高烟气温度或停止喷氨。当显示脱硝效率降低时,应进行选择性催化还原法吹灰,并将选择性催化还原法吹灰纳入运行定期工作。燃煤机组启动初期,烟气温度过低,造成脱硝装置无法投入运行,这是制约燃煤机组启动初期氮氧化物零排放的主要因素。火电行业对氮氧化物的控制要求不断提高,如何保证燃煤机组启动过程中氮氧化物不超标,是一项紧迫任务。由此,笔者对燃煤机组启动过程中氮氧化物的控制进行分析。

火力发电的主要燃料是含碳氮化合物,这些化合物在燃烧过程中会释放含氮基团,含氮基团与炉膛中的氧气在高温下发生反应,生成氮氧化物。在炉膛内生成氮氧化物的多少与燃烧风粉配比是否合理,以及主燃区温度、燃烧过程中过氧量因数等燃烧条件有较大关系。

在炉内燃烧过程中,热力型氮氧化物由炉膛中氮气在高温下和氧气发生反应而生成,燃料型氮氧化物由燃料中含有的氮化合物受热分解后和氧气发生反应而生成,快速型氮氧化物由燃料中含有的炭氢离子团和空气中的氮气发生反应而生成。在这三种氮氧化物中,燃料型氮氧化物占比最高,生成量占总生成量的80%以上。快速型氮氧化物的生成量很小,对于燃煤机组而言可以忽略不计。热力型氮氧化物生成的主要影响因素是燃烧温度,当燃烧温度达到一定条件时,燃煤机组启动过程中热力型氮氧化物生成量占比会不断提高,占到总生成量的18%。

被催化剂吸附的氨气和燃烧生成的氮氧化物发生反应,影响反应的主要因素为烟气的温度和炉膛内部反应物的浓度,主要反应为:

4NO+4NH3+O2→6H2O+4N2

NO+NO2+2NH3→3H2O+2N2

在锅炉中,含氮基团在炉内和氧气生成氮氧化物,氮氧化物同时也会发生还原反应,生成氮气。在这一过程中,所有参与氧化还原反应的因素都会影响氮氧化物的浓度。

3.1 燃料特性

燃煤所包含挥发分中含有多种元素,主要包括碳、氮、氧等,不同的元素占比会对氮氧化物生成的难易有较为明显的影响。碳占氢的比例降低,一氧化氮难以被还原,氮氧化物的排放量会增大。氮占氧的比例降低,氮氧化物的排放量也会相应增大。

3.2 过量空气因数

减小氧量是减小氮氧化物排放量的有效手段。目前主流火电厂都通过限制炉内的氧量来限制热力型氮氧化物和燃料型氮氧化物的生成,这一方法的效果较为明显。

3.3 燃烧温度

炉内燃烧温度对氮氧化物的生成量有重要的影响。随着炉内燃烧温度的提高,氮氧化物的生成量增大。由此,可以通过降低炉内燃烧温度来控制氮氧化物的生成量。但是需要注意的是,点火初期降低炉内燃烧温度会带来不利后果,从延长点火到投入脱硝系统这段时间会造成氮氧化物超标。

基于氮氧化物的生成方式和燃煤机组启动初期的运行特点,分析得出制约燃煤机组带脱硝并网困难的关键在于燃煤机组启动阶段锅炉燃烧强度弱,烟气流量小,温度低,无法满足催化剂投运条件,造成燃煤机组启动阶段脱硝装置无法投运,容易引起氮氧化物超标排放。在此背景下,对燃煤机组热力系统进行改造,采用宽温催化剂,提高选择性催化还原法反应器入口烟温,提高催化剂低温活性是解决问题的主流路线,但是改造成本昂贵,需要耗费大量财力。于是立足提高脱硝入口烟温,结合燃煤机组特性,对燃煤机组启动的各个过程进行深入分析,总结氮氧化物超标排放的原因。

在燃煤机组历次启动中,始终将氮氧化物的控制作为重点指标进行监控,但是由于启动初期升温升压过程中炉内温度的影响,氮氧化物指标控制不太理想。某燃煤机组某日启动过程中氮氧化物浓度统计见表1,曲线如图1所示。氮氧化物浓度标准值为50 mg/m3,由表1和图1可见,该燃煤机组启动过程中,氮氧化物有长时间的超标。

图1 燃煤机组启动过程氮氧化物浓度曲线

进行该燃煤机组脱硝装置流场计算流体动力学仿真,如图2所示。根据电厂脱硝技术协议和技术手册,设计氮氧化物和氨气的分布在5%算术平均值内,实测氮氧化物和氨气的分布达到9%算术平均值。仿真条件为100%锅炉最大连续蒸发量负荷,省煤器入口烟气速度为5.69 m/s,省煤器出口温度为718.5 K。计算流体动力学仿真显示,氮氧化物浓度平均值为103.85 mg/m3,最大值为126.96 mg/m3,最小值为61.88 mg/m3,标准偏差为13.34 mg/m3,确认采用选择性催化还原法,内部流场均匀性良好,能够达到设计要求。

表1 燃煤机组启动过程氮氧化物浓度统计

通过分析,燃煤机组升温升压过程中停留时间过长。在燃煤机组启动初始阶段,油枪投入后,热力型氮氧化物的生成受到环境温度的制约,生成量较小。随着炉内温度的升高,满足热力型氮氧化物的生成条件,热力型氮氧化物大量生成,氮氧化物开始超标。尽量缩短燃煤机组升温升压期间的停留时间,是避免氮氧化物超标的有效手段。

另一方面,在点火初期,二次风量控制过大,燃料型氮氧化物大量生成,势必会引起氮氧化物超标。

根据案例分析,制订技术措施,并提出相关注意事项。

5.1 流程控制

(1) 点火前一天试验脱硝各速断门、调整门,点火后可提前恢复脱硝各手动门,防止异常发现不及时导致的延误投入脱硝系统。

(2) 维护与调整锅炉稳步烟气调节挡板,优化锅炉尾部烟气挡板最小开度限制值,定期检查锅炉尾部烟气调节挡板,确保动叶同步、开关一致。

(3) 根据催化剂性能曲线,确定最低连续喷氨温度。

(4) 定期对风道加热器进行维护,保证风道加热器的火检装置和雾化装置能够稳定运行。

5.2 提高锅炉水侧温度

(1) 锅炉进水过程中,逐步提升除氧器出口水温至最高允许温度。

(2) 尽早投入底部加热,当汽包壁温接近100 ℃时,关闭空气门继续提高锅炉各部位温度。

(3) 通过逻辑优化、运行调整,在汽轮机挂闸前投入冷再供气的高压加热。

(4) 合理控制汽包水位,点火后不得以开启定排的方式控制汽包水位,小机冲转的时间可以适当延迟。

5.3 提高烟气温度

(1) 规范除尘器涂灰过程,尽量缩短涂灰时间,正常涂灰时间应控制在2 h内。

(2) 涂灰结束,尽量减小风机出力,重新投入底部加热。

(3) 为了控制热力型氮氧化物的生成,采用尽快提升烟气温度的方法实现脱硝系统的投入,冬季则可以在风机启动后投入暖风器。

(4) 调整锅炉尾部烟气挡板,增大低压再热区域的通烟量。

(5) 通过油枪切换、风量调整、燃烧器摆动,提高火焰中心。

(6) 为了减小燃料型氮氧化物的生成量,点火后1 h可以投入四只油枪,此时炉内温度较低,热力型氮氧化物的生成量较小。

图2 燃煤机组脱硝装置流场计算流体动力学仿真

(7) 脱硝系统入口增设烟道加热器,利用微油系统尽快提高脱硝系统入口烟温,使催化剂尽快达到投入条件。

5.4 提高蒸汽温度

(1) 在汽轮机定速阶段,可以适当增大燃料量,开大高压缸旁路,提高低压再热入口蒸汽温度。

(2) 汽轮机冲转、暖机过程中,可以逐渐提高蒸汽温度。

(3) 尽量提高给水温度,检查过热器一级减温水再热器、二级减温水再热器事故喷水和微量喷水调整门操作线性是否良好,并尽量减小高压缸旁路减温水的用量。

5.5 生成原理控制

(1) 为了减少燃料型氮氧化物和快速型氮氧化物启动用煤,优化选择低硫、高挥发分的适烧煤种。

(2) 点火后第二小时将油枪控制在三支,随时关注环保排放数值,根据情况通过油枪换角等手段精细控制氮氧化物的生成。通过燃烧控制氮氧化物,环保排放值必须控制在50 mg/m3左右,并需要将环保数值实时导出,以计算小时均值。点火后第三小时,烟温已经能够保证催化剂反应,可以投运脱硝装置。

(3) 点火时,在确保油枪燃烧正常的前提下尽可能减小风量。

(4) 在炉膛烟温达到700 ℃时,利用分层配风减少热力型氮氧化物的生成。

(1) 尽早投入炉底部加热,当汽包壁温接近100 ℃时,关闭空气门,减少热量损失,同时控制好汽包水位,不得开启定期排污以防止造成热量流失。涂灰结束后,再次投入炉底部加热,维持炉内热量。同时,大幅度缩短燃煤机组升温升压过程中的停留时间。

(2) 点火后,在确保油枪正常燃烧的前提下,尽可能减小风量运行。

(3) 点火后,热力型氮氧化物生成较少,可以使用四只油枪,并实时关注环保数值。当氮氧化物排放接近超标时,通过减少油枪运行,切换油枪等手段控制氮氧化物的生成。

(4) 随着炉内温度的提高,点火后第三小时烟温已经可以保证催化剂反应,此时应尽早投运脱硝装置,并实时监视环保数值,以防止氮氧化物排放超标。

通过以上技术措施,在燃煤机组启动过程中,氮氧化物的排放有效减少,小时均值稳定在合格范围内,为后续燃煤机组启动积累了可靠经验。

通过燃煤机组启动过程中氮氧化物的控制分析,提出技术措施,取得了良好效果。技术措施创新性强,在无重大改造的前提下通过运行调整,从根本上解决了燃煤机组开机过程中氮氧化物难以控制的问题。山东某发电厂四台燃煤机组均应用所提出的技术措施,未出现安全问题,并实现了氮氧化物排放小时均值零超标。

由实际应用可见,所提出的技术措施具有先进性、稳定性和安全性,对燃煤机组节能减排,电力行业打赢大气污染防治攻坚战具有积极作用,可以在燃煤发电行业推广应用。