1 036 MW机组选择性催化还原系统优化运行及脱硝效率诊断

陈伟武，胡木林，陈敏

(1.华能海门电厂，广东 汕头 515132 ；2.西安热工研究院，西安 710032)

1 问题的提出

随着我国经济的快速发展，对环境保护的要求也日趋严格，采用脱硫脱硝新技术是环境保护的重要举措。在这样的背景下，低氮燃烧技术在大型超超临界机组得到了大规模的应用。以华能海门电厂1 036 MW超超临界发电机组为例，炉内低氮燃烧(LNB)后，烟气中NOx排放量通常控制在250 mg/m3以下。

GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》(以下称为新标准)2012年1月1日开始执行，新标准对电力行业氮氧化物的排放提出了更加严格的限制。选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术以其成熟高效的特点成为火电厂控制氮氧化物的必然选择。

SCR技术是在金属催化剂的作用下，通过加氨(NH3)将适宜温度下(250～420 ℃)烟气中的NOx转化为天然含有的氮气(N2)和水(H2O)，主要的化学反应如下[1-4]：

(1)

(2)

(3)

液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，它与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于空气预热器传热元件上形成融盐状的积灰，会造成空气预热器的腐蚀和堵塞，进而影响空气预热器的换热效果及机组的正常运行。

控制NH4HSO4副反应的发生需要同时控制SCR系统出口氨的逃逸和SO3的转化量，后者主要按设计加装催化剂及入炉煤硫分来考虑，而前者除考虑催化剂的性能和寿命之外，在运行中控制局部喷氨量过大造成的氨逃逸率过大。还原剂氨与烟气的混合均匀程度是影响脱硝效率的关键因素之一。某电厂对1 036 MW机组氨喷射系统进行了改造，通过喷氨优化调整来提高SCR出口的NOx均匀性，并进行了减少氨逃逸率的试验。

2 机组概况及脱硝工程参数

2.1 机组主要概况

华能海门电厂机组为1 036 MW超超临界燃煤汽轮发电机组，配套锅炉由东方锅炉(集团)股份有限公司设计制造，锅炉为超超临界参数、一次再热、平衡通风、固态排渣、变压直流炉，采用单炉膛对冲燃烧方式、露天布置、全钢悬吊∏形结构。

锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种1为50%神府东胜烟煤+50%澳大利亚蒙托煤，校核煤种2为山西晋北烟煤。锅炉采用等离子点火，保留燃油点火系统，燃油采用0号轻柴油。锅炉按对冲方式在前、后墙布置了3层共48台HT-NR3型低NOx旋流燃烧器，并在燃烧器上方布置了一层燃尽风喷口和4个侧翼风喷口，形成炉内空气分级燃烧。

2.2 脱硝工程参数

烟气脱硝SCR装置采用高灰型工艺，按“2+1”模式设计，每台锅炉设2台SCR反应器，布置在锅炉省煤器和空气预热器之间，SCR脱硝装置布置情况如图1所示。

图1 SCR脱硝装置布置图

每台反应器在入口垂直段烟道沿炉宽方向设19个喷氨支管，每根支管设有手动蝶阀调节氨喷射流量。

脱硝反应器入口烟气中的NOx质量浓度设计值为300 mg/m3，烟尘质量浓度设计值为12 g/m3，脱硝系统省煤器入口烟气成分见表1，脱硝系统省煤器出口烟气量和温度见表2。

表1 脱硝系统省煤器入口烟气成分 %

表2 脱硝系统省煤器出口烟气量和温度

3 试验方法和试验工况

3.1 测量方法

3.1.1 NO与O2质量分数和NH3逃逸值

在2台SCR反应器的进口和出口烟道截面，分别采用等截面网格法布置烟气取样点，烟气经过水洗除尘、除湿、冷却处理后，接入烟气分析仪进行分析。分析烟气中的NO与O2质量分数，获得烟道截面的NOx质量浓度，并计算脱硝效率。

根据反应器出口截面的NO质量分数，每台反应器选取代表点作为NH3取样点，采用美国环保署(EPA)制定的CTM-027烟气取样与分析系列标准采集样品，分析样品中的氨浓度后，再计算各采集点处烟气中干基NH3质量浓度。

3.1.2 试验测点布置

试验采用等截面网格法对SCR进出口烟气成分进行测试，SCR系统入口测点位于喷氨格栅(AIG)上游，SCR系统垂直烟道后侧，测点网格分布为8×3(列×行)；SCR系统出口测点位于空气预热器入口膨胀节上方，测点网格分布为15×3(列×行)。试验测点布置如图2所示。

图2 试验测点布置

3.2 试验工况

根据试验的测试方案和电厂的实际需要及机组的运行状况，试验分为优化前摸底测试，优化调整测试以及优化后性能测试3个部分，一共完成了6个运行测试工况，每个工况均对SCR进出口的NO及O2质量分数、氨逃逸以及环境条件进行了测试记录，具体工况安排见表3。

表3 工况安排

4 优化前后结果与分析

4.1 AIG喷氨优化试验

在高负荷(900 MW)的工况下，对每台反应器入口19个喷氨手动支管进行逐个调整，同时对调整前、后SCR进出口NOx分布及氨逃逸分布进行网格法测量。手动蝶阀从全开至全关行程共分10档，其中，1表示全开，10表示全关。

表4给出了喷氨支管调整前、后的阀门开度值，其中氨支管编号从1至19分别表示从靠近侧墙的喷氨支管至靠近炉膛中心线的排列顺序。

表4 AIG喷氨支管调整前后开度值

摸底测试结果(T-01)表明，锅炉在正常负荷下SCR装置入口的NOx分布均匀性比较好(如图3所示)，但SCR装置出口NOx分布呈现出靠近炉膛中心线低(如图4所示)、而靠近锅炉侧墙高时就会出现不均匀现象。

图3 摸底工况T-01的SCR系统入口NOx分布

图4 摸底工况T-01的SCR系统出口NOx分布

图5为喷氨格栅调整后的核准工况SCR出口两侧NOx分布，比较图4和图5的SCR出口NOx分布图可以发现，经过AIG优化调整，SCR出口NOx分布的相对偏差基本上控制在10%以内，NOx分布的均匀性得到大幅提高。

图5 校核工况T-06的SCR系统出口NOx分布

SCR系统喷氨设施中的NOx呈现不均匀性导致出口NOx分布不均匀，会造成局部的氨逃逸过大，从而影响下游设备的安全运行。表5给出了喷氨装置调整前后SCR出口的氨逃逸分布，表明喷氨系统调整之后氨逃逸的均匀性增加。

表5 调整前、后SCR出口氨逃逸值 μL/L

表6给出了喷氨支管调整前后该参数的变化值，通过调整前后的标准偏差对比，优化后SCR出口NOx的质量浓度标准偏差从调整优化前的13%～21%降低到5%左右，出口均匀性得到显著提高。

表6 喷氨支管调整前、后SCR出口NOx质量浓度分布标准偏差

4.2 脱硝效率和氨逃逸

为了解脱硝装置的脱硝效率和氨逃逸特性，在喷氨调整优化试验完成之后，再进行脱硝装置的效率试验，记录和比较了不同工况下脱硝装置的喷氨流量及烟囱入口NOx排放值，具体结果见表7。

表7 不同负荷下脱硝效率和氨逃逸及液氨耗量

4 试验结果

华能海门电厂#2机组氨喷射系统改造后，对脱硝系统性能测试及喷氨优化调整试验的测试结果进行了分析，得出以下结论。

(1)当脱硝系统入口NOx排放质量浓度不超过200 mg/m3、脱硝效率在50%以下时，氨逃逸值在3.0 μL/L以下，此时单侧反应器的喷氨量为50 kg/h，在运行控制过程中，在烟囱入口处可采用烟气连续监测系统(CEMS)在线校核NOx测点值来控制脱硝系统的喷氨量，以保证脱硝系统的效率。

(2)在燃烧状况允许的前提下(注意控制烟囱处残余CO浓度)，可尽量通过挖掘炉内低氮燃烧(LNB)的潜力将SCR入口的NOx质量浓度控制在200 mg/m3以下，这样会更有利于控制喷氨量和氨逃逸率。

(3)建议锅炉控制技术人员对氨逃逸仪表进行定期维护，通过推荐脱硝效率值来控制整个SCR装置的运行，在低负荷下，由于SCR入口烟气温度较低及催化剂的性能要求较高，建议有条件地降低脱硝效率来降低氨逃逸率。

(4)在锅炉正常负荷下，SCR装置入口的NOx分布均匀性比较好，而SCR系统出口NOx分布受燃烧、催化剂的局部使用性能及喷氨均匀性的影响存在一定的不均匀性。

(5)通过对每台反应器喷氨手动阀门的调整，可大幅度缓解SCR出口NOx浓度的分布不均匀性，也能改善氨逃逸浓度分布，喷氨系统调整之后，NOx质量浓度分布的标准偏差可以从优化前的13%～21%降至5%。

(6)对于喷氨优化调整，在保证脱硝效率的前提下，更有利于控制喷氨量和氨逃逸率，有效降低硫酸氢氨对SCR下游设备的影响。

参考文献：

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