《电厂在大气污染中氮氧化物管控和应用》
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摘 要 本文主要介绍了新矿集团电厂管理分公司,根据DB37/ 664—2019火电厂大气污染物排放标准,结合各电厂设备配置和企业自身基础条件不同特点.各电厂内部挖潜、在减少或不投资的基础上,通过技改、调整测试,有效管控,把各电厂大气污染物氮氧化物控制在50mg/m3合格范围.
关键词 大气污染物氮氧化物;方法和原理;技改管控;处理效果
1概况
伴随着国家环保管控不断完善,标准不断提升.尤其,电力行业作为推进国家环保政策落实的“前行者”,由起始火电厂大气污染物达标排放,提高至火电厂大气污染物超低排放,直至2020年1月1日起,所有锅炉或燃气轮机组执行DB37/ 664—2019火电厂大气污染物排放标准,特别是氮氧化物控制由100mg/m3提升至50mg/m3.
尤其近几年来,各电厂根据上级环保部门的标准要求,先后自筹资金进行了环保设施的升级改造,针对循环流化床锅炉采取SNCR脱硝技术对烟气进行氮氧化物脱除,符合现阶段执行氮氧化物排放标准100mg/m3.作为新矿集团电厂管理分公司,根据DB37/ 664—2019火电厂大气污染物排放标准,结合电厂设备配置和企业自身基础条件不同特点;内部挖潜、在减少或不投资的基础上,通过技改、调整测试,有效管控,把各电厂大气污染物氮氧化物控制在50mg/m3合格范围.
为此,通过研究不同型号循环流化床锅炉氮氧化物在生成、控制的机理及考察借鉴其他电厂低氮燃烧改造方案、运行方式,结合各电厂设备实际状况分析生成易操作、低投入改造的优化方案,分阶段实施：
第一阶段,结合各电厂设备实际状况,摸排运行测试,制订优化方案.
第二阶段,作为深入调整和实施技改的阶段,各电厂结合第一阶段测试情况以及新矿集团电厂管理分公司下发的一企一策,组织落实,控制节点,完成需要技改的设备.
第三阶段,全面稳定调整再测试,处理存在问题或缺陷,从细节上注重运行管理,动态管控、超前预控,保证氮氧化物在新排放标准范围内有效运行,达到50mg/m3新排放标准.
2技术原则
2.1 预控管理、有效调整
（1）以理论知识做支撑,以强化人员意识为抓手,以测试过程技术分析调整为依据.
①事前：查阅资料,分析影响因素.
从循环流化床燃煤燃烧过程中氮氧化物的来源,生成机理,还原过程,排放量影响因素等方面,全面了解系统原理,为调试做好理论知识储备.NOx排放浓度最终取决于以下几个因素：
一是在O2浓度小于1.5%或CO浓度≈1%的区域在900度或更高溫度下,N2O的分解只需100ms时间.低氧燃烧可减少50%～75%氮氧化物排放.
二是当过量空气系数一定时,二次风率增大,一次风率减小,NOx生成量也随之下降,并在某一分配下达到最低点.
②事中：影响运行因素控制.
一是运行值长动态调度.当出现小时值>50mg/m3形成分析记录,要求写明超标上传数值、超标过程、原因、采取的措施、措施后效果.
二是严格控制煤泥泵切换时间与末煤给煤比例配合,有效利用时间差预控管理.煤泥泵定期切换需提前1小时通知值长,值长调整锅炉运行工况,小时值前半小时低控数据,后半小时切换煤泥泵,保证数据高值合理分配在两个小时内,确保小时值不超标.
三是煤泥下料口清理时间控制.采取动态方式,根据环保在线上传小时数据达标情况,煤泥泵给料及炉前仓给煤情况,当日煤泥热值情况确定清理时间节点.
四是当出现煤泥泵故障等情况.必须临时切换时,锅炉运行人员立即调控给煤量,一人在给煤机保证给煤下料正常,最短时间内降低锅炉氧量,降低过剩空气系数,保证数据上传不超50mg/m3.
五是运行人员对于环保在线上传小时平均值把控是关键.当出现小时超标可能时,汇报值长,值长第一时间要求锅炉控制燃烧氧量,保证锅炉运行正常前提下,保持低氧量运行,确保小时值不超标,当出现小时超过100mg/m3的可能性时,启氨水泵,投入氨水调整,数据降低后及时停泵,及时调整变频开度.
③事后：分析总结,提高运行人员分析调整主动性.
一是值长分析不彻底的,分析结果不符合实际的,重新分析.
二是部室、专业互相监督,值长分析结果是否合理属实,存在争议进行沟通,相互吸取经验,沟通交流测试情况,超标原因,预控措施;公司、车间给予指导协助,进行点评,对于分析不到位、运行调整有问题或制约环节,给予综合分析意见和建议.
2.2 基础条件稳固先行、突出典型
通过第一阶段各电厂氮氧化物运行调整,有效测试,摸排出不同型号锅炉的特性,循环流化床床温控制在850-920℃较为适宜.降低床温不仅可有效地降低NOx的排放,而且有利于脱硫,但不利的影响是会使N2O排放量上升,而且CO浓度增加,燃烧效率会下降;并结合燃烧煤种不同特点,烟煤、无烟煤中燃料氮的主要存在形态, 因此NOx 排放量较少,而N2O很高,O/N比越大,NOx排放量较高的特性,以及各电厂运行工况氧量都偏高大于10%,高于折算氧量标准值6%,整体系统漏风等因素影响,加以系统治理、动态调整管控,“量身”优化方案,逐步推进.
①锅炉分离器入口断面缩小及燃烧室风帽封堵
主推循环流化床锅炉缩小分离器两侧切入口截面积,75吨锅炉去除率约占10%～12%,130吨锅炉去除率约占18.1%;缩小布风板面积、封堵2～3排风帽,75吨锅炉去除率约占12%,130吨锅炉去除率约占16.9%.
②烟气再循环技术有效利用
利用烟气所具有的低温低氧特点,将部分烟气再次喷入炉膛,可有效降低最高温度区域的温度,从而减少热力型氮氧化物的产生.从75吨锅炉增压风机出口引一路DN600的管道,分别接至一次风机入口,利用增压风机出口和一次风机入口的差压,让一部分烟气回流至炉膛参与燃烧.
③共性问题治理管控
a.排查处理系统漏风.利用手持式检测仪分段检测锅炉尾部至脱硫塔入口系统存在漏风部位,漏风治理,降低氧量.
b.粉灰再燃烧.通过除尘器灰斗引至二次风炉膛入口处,调控料层差压及炉床温度,提高锅炉负荷的稳定性.
3效果评价
新矿集团电厂管理分公司各电厂低氮燃烧改造168运行效果良好,氮氧化物日均值合格率100%,全部实现达标排放.
（1）改造工艺：主推循环流化床锅炉缩小分离器两侧切入口截面积,75吨锅炉去除率约占10-12%,130吨锅炉去除率约占18.1%;缩小布风板面积、封堵2-3排风帽,75吨锅炉去除率约占12%,130吨锅炉去除率约占16.9%;电厂停止烟气再循环改造工艺,减少或不投运烟气再循环系统,降低回流烟气腐蚀性以及投运后一次风机耗电量增加,锅炉产汽量降低等因素.
（2）SNCR配置：控制脱硝喷压缩空气运行压力不低于0.4Mpa,喷头采用单孔雾化.实际运行数据TX3-F40-310S 耐温1200℃双流体雾化氨水喷的实用性较明显,20%的氨水脱硝剂用量单项指标可以控制在2吨/天以内,具有经济性.
（3）运行控制：电厂合理调整一次风与二次风配比,控制氧量在2-3%,使烟气中氧含量与SNCR脱除效率成正比,稳定压红线运行,预控氮氧化物在线上传数据在40～50mg/m3区间,保证氮氧化物的达标排放.
（4）全面检查封堵尾部烟道漏风点,降低在线烟气含氧量不高于10%,控制折标系数.
4结束语
（1）数据结论：电厂管理分公司各电厂低氮燃烧改造168运行效果明显,氮氧化物日均值合格率100%,达标排放.各电厂主要采取循环流化床锅炉缩小分离器兩侧切入口截面积和缩小布风板面积、封堵风帽及烟气再循环改造工艺,经过运行调整锅炉负荷基本稳定,氨水使用量控制在稳定不增长的趋势并逐渐减少.以及TX3-F40-310S 耐温1200℃双流体雾化氨水喷的实用性,提高压缩空气压力不低于0.4Mpa,喷嘴长度伸入烟道控制在5-8厘米之间,避免产生盲区,利于烟气更好混合,达到提高SNCR效率的目的.
（2）经济合理性结论：稳定低氮燃烧改造运行平衡点,查找封堵锅炉空预器漏风部位,合理调整一次风与二次风配比,控制氧量在2-3%,使烟气中氧含量与SNCR脱除效率成正比;优化调整脱硝系统投入率及雾化效果,推广借鉴TX3-F40-310S 耐温1200℃双流体雾化氨水喷的实用性,可控制20%的氨水脱硝剂用量单项指标在2吨/天以内,使其在烟道内充分扩散开有效反应,控制氮氧化物在线上传数据在40～50mg/m3区间,压红线运行.
通过技术改造、有效管控、超前预控,2020年1月1日电厂烟气排放物氮氧化物全部达到DB37/ 664—2019火电厂大气污染物排放标准,实现了大气污染治理的再次提升,具有推广价值、环境效益和社会效益.
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