SCR脱硝喷氨优化与运行控制研究

方朝君，金理鹏，余美玲

(1西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏苏州215011;2苏州热工研究院有限公司，江苏苏州215004)

SCR脱硝喷氨优化与运行控制研究

方朝君1，金理鹏1，余美玲2

(1西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏苏州215011;2苏州热工研究院有限公司，江苏苏州215004)

探讨了燃煤电厂SCR烟气脱硝装置NH3/NOx摩尔比分布不均匀导致反应器出口/NOx浓度偏差大、氨逃逸浓度过高等影响锅炉系统安全运行的问题。结合600MW机组SCR脱硝装置实例阐述了热态下进行喷氨优化调整及性能评估的程序，测试结果表明在机组正常运行负荷范围内，经过喷氨优化调整后:反应器出口NOx浓度相对标准偏差可以控制在16%;在相同负荷和氨逃逸浓度下，脱硝效率提高了3.2%;SCR脱硝装置的化学潜能提高了0.11，对比初期的SCR脱硝装置化学潜能3.59，投运了20000h后的脱硝性能约下降了25%。最后分析归纳了影响SCR脱硝性能和经济运行的主要因素，为燃煤电站脱硝控制提供参考。

SCR;烟气脱硝;喷氨优化;空气预热器

0 引言

国内在役火力发电锅炉基本完成了SCR烟气脱硝技术改造，以满足NOx排放浓度的要求约束。目前在不考虑碳捕集情况下我国主流的常规亚临界火力发电(SCP)技术是经济性最好的方案［1］，但是部分已投运SCR脱硝装置的锅炉出现了脱硝反应器出口NOx浓度偏差大、局部氨逃逸过高、空预器硫酸氢铵堵塞等影响机组安全运行的问题。考虑到烟气流经脱硝反应器大体呈层流态，以及氨逃逸对锅炉下游设备运行的影响，通过热态下的喷氨优化调整，提高脱硝入口NH3/NOx摩尔比分布均匀性，对改善脱硝反应器出口NOx浓度和氨逃逸分布均匀性对缓解上述问题具有实际意义。再者，假设烟气中NOx浓度分布均匀，氨分布不均匀，模拟计算结果表明在NH3/NOx摩尔比相对标准偏差＜10%时(脱硝设计上要求第一层催化剂入口NH3/NOx摩尔比相对标准偏差＜5%)，平均脱硝效率和氨逃逸与设计值偏离不大［2－4］。因此喷氨优化调整的结果可利用SCR反应器出口NOx和NH3分布来表达更显直观便捷。下面结合SCR脱硝装置运行实例阐述喷氨优化调整与性能评估过程。

1 喷氨优化调整

国内安徽地区一台600MW机组SCR脱硝装置采用高尘型工艺，催化剂按“2+1”方式布置。脱硝设计入口NOx浓度为450mg/m3，备用层催化剂未投运时的脱硝效率≥75%，氨逃逸浓度≤3μL/L，其他设计参数见表1。在SCR脱硝装置投运20000h后，为了解SCR脱硝装置性能现状并为催化剂寿命管理采集基础数据，对其进行喷氨优化调整与性能分析。

表1 SCR脱硝入口设计参数

脱硝喷氨优化调整分别在机组约80%、100%以及60%BMCR负荷下进行，过程如下:

(1)首先在机组500MW负荷条件下进行摸底测试，设定脱硝效率为75%，同步测量反应器进口和出口截面的NOx浓度分布和出口氨逃逸浓度。

(2)明确反应器出口NOx浓度和氨逃逸浓度分布现状后，在机组500MW负荷下，根据SCR反应器出口NOx浓度和氨逃逸浓度分布，对各喷氨支管的手动氨阀开度进行调节，对支管氨流量重新分配。这里宜先进行反应器宽度方向的粗调，再进行反应器深度方向的细调［5］。

(3)调节喷氨支管氨阀开度，直到反应器出口NOx浓度分布相对标准偏差＜20%，然后分别在机组600MW负荷和350MW负荷下，测量脱硝反应器进口和出口的NOx浓度和氨逃逸浓度，并根据测量结果微调喷氨支管手动氨阀开度，完成不同负荷下的优化过程，以在最大程度上适应锅炉变负荷工况时烟气的变化。

1.1 优化前反应器出口NOx浓度分布

图1表明优化调整前的脱硝反应器出口NOx浓度分布情况，其中由反应器A至B方向的测孔位置依次编号为A1、A2……A6、B6、B5……B1，每个测孔内烟气取样点深度分别为1、1.5、2.0、2.5m，编号依次为P1、P2、P3、P4。A侧反应器出口截面NOx浓度最大值为169mg/m3，最小值为53mg/m3，NOx浓度分布相对标准偏差47.5%;B侧反应器出口截面NOx浓度最大值148mg/m3，最小值45mg/m3，NOx浓度分布相对标准偏差为36.6%;两个反应器出口的相对标准偏差均值为42%。NOx浓度沿反应器宽度方向(反应器外侧至锅炉中心线)明显呈现外侧低而内侧高的分布特点。因此，应对各支管氨流量分配进行调节，增大内侧高NOx浓度区域的喷氨量，同时减小外侧低NOx浓度区域喷氨量。

图1 喷氨优化调整前反应器出口NOx浓度(500MW)

1.2 优化后反应器出口NOx浓度分布

根据摸底测试的NOx浓度分布情况，对NOx浓度不同区域所对应氨支管的阀门开度进行调整。随着优化调整的进行，NOx浓度分布相对偏差逐渐下降，说明NOx分布趋向均匀(图2～图4)。

图2表明在机组500MW负荷下，A侧反应器出口截面NOx浓度最大值为83mg/m3，最小值为45 mg/m3，NOx分布相对标准偏差为13.4%;B侧反应器出口截面NOx浓度最大值为86mg/m3，最小值为57mg/m3，NOx分布相对标准偏差为11.2%;反应器出口平均相对标准偏差为12.3%，反应器出口NOx浓度分布均匀性得到改善。

图3表明在600MW机组负荷下，喷氨优化调整后，A侧反应器出口截面NOx浓度最大值为74mg/m3，最小值为45mg/m3，NOx分布相对标准偏差为13.6%;B侧反应器出口截面NOx浓度最大值为128mg/m3，最小值为83mg/m3，NOx分布相对标准偏差为11.7%;两个反应器出口相对标准偏差均值为12.6%。图4表明在350MW机组负荷下，喷氨优化调整后，A侧反应器出口截面Nx浓度最大值为104mg/m3，最小值为59mg/m3，NOx分布相对标准偏差为14.3%;B侧反应器出口截面NOx浓度最大值为110mg/m3，最小值为63mg/m3，NOx分布相对标准偏差为16.7%，两个反应器出口相对标准偏差均值为15.5%。

以上统计结果说明在机组正常运行负荷范围内，经过喷氨优化调整后的反应器出口相对标准偏差均可稳定控制在16%左右。

图2 喷氨优化调整后反应器出口NOx分布(500 MW)

图3 喷氨优化调整后反应器出口NOx分布(600 MW)

图4 喷氨优化调整后反应器出口NOx分布(350 MW)

1.3 优化后脱硝性能评估

从脱硝效率角度考察喷氨优化调整后的效果如表2所示。在SCR反应器出口氨逃逸浓度相近时，脱硝性能有一定程度的提高。在机组500MW负荷、入口NOx浓度相对偏差为2%条件下，氨逃逸浓度为2.9μL/L时，平均脱硝效率由优化前74.2%提高到优化后的77.4%，脱硝效率提高3.2%。对比初期的SCR脱硝装置化学潜能，投运了20000h后的装置的脱硝性能下降，这可能是由于催化剂的脱硝活性随着运行积灰时间延长而降低以及积灰中的碱金属、重金属元素与催化剂活性物质结合导致催化剂中毒造成的。

表2 优化调整前后脱硝指标对比

2 脱硝运行可调因素

2.1 反应器出口NOx浓度

降低反应器出口NOx浓度有两个途径:一是降低脱硝反应器入口NOx浓度，如采用低氮燃烧技术从源头上控制NOx生成;二是提高脱硝效率，即在催化剂可以承受的范围内增加喷氨量，提高脱硝入口NH3/NOx摩尔比。这里的“可以承受的范围”是指脱硝的最大安全效率，长时间超过最大安全效率投运脱硝装置，将给锅炉下游空预器等设备的运行带来堵塞风险。

2.2 降低反应器入口NOx浓度

(1)采用低氮燃烧器。用于煤粉的燃烧器可采用低NOx燃烧技术，如燃料分级燃烧、旋流燃烧、脉动供燃料燃烧、富氧燃烧以及深度低氧稀释燃烧等。借助低氮燃烧器可将锅炉烟气中NOx初始排放浓度降低25%～50%［6］，有的可将脱硝反应器入口NOx浓度降到约200mg/m3水平。

(2)调整配风方式，营造合理的还原性燃烧氛围。利用挥发分氮转化为NO时对沿炉膛高度过量空气系数十分敏感的特点，在煤燃烧过程中设法建立α＜1的富燃料区，使燃料氮在尽可能多地转化成挥发分氮，同时又促使转化的挥发分氮在还原性气氛条件下变为分子N2。数值模拟结果表明空气分级燃烧使主燃烧区温度降低，炉膛出口温度升高，CO体积分数升高，NOx排放浓度明显降低［7］。

需要指出的是:对于前后墙对冲燃烧方式的锅炉，由于其燃烧温度高且局部区域为富氧燃烧，具备了燃料型NOx和热力型NOx大量生成的条件，以及受燃烧烟气流场与烟气工况变化影响，导致脱硝入口NOx浓度高且分布变化大，这给脱硝喷氨优化调整工作造成了很大难度。

(3)减少风量，控制氧量，降低NOx产生总量。在所有运行参数中，NOx的生成对炉膛内氧浓度变化敏感，几乎所有NOx产生浓度实测值都随炉膛出口过量空气系数的增加而增加。对于具有先进低NOx燃烧器的锅炉，其运行时氧量的变化对NOx排放浓度影响最大［8］，随着氧量的增加，锅炉NOx排放浓度呈线性增加。故减少风量，降低氧量，从而降低NOx产生浓度;同时可以减轻催化剂处理的烟气量，有利于催化剂寿命的延长。

2.3 提高脱硝效率

以液氨作还原剂为例，提高脱硝效率直接手段是增加供氨量，增加供氨量的操作主要是指增大供氨母管的氨阀开度，增加进氨量，提高稀释比，此操作容易实现远程控制，成为脱硝运行控制中使用最频繁的调节手段。但是借助增加供氨量、提高脱硝效率不是无限制的，受催化剂自身处理能力和氨逃逸增加至可接受程度的制约。

通过喷氨优化调整使各支管的氨流量分配更加合理，NOx浓度分布偏差减小，氨逃逸浓度降低，氨耗量有一定程度的节约，其节约量随氨氮分布均匀性程度而异。研究发现，氨逃逸的减小量对于脱硝经济运行可能影响有限，但是在长期运行过程中，氨逃逸对下游设备的潜在危害却是不容忽视。特别是在燃用高硫煤、局部氨逃逸分布不均匀时，逃逸的氨与SO3结合，其产生的硫酸氢铵易粘附在空预器换热元件上，造成空预器堵塞和腐蚀［9～10］。因此，为减少硫酸氢铵的生成量，可通过控制NH3/NOx摩尔比在0.8～1.2之间，减少氨逃逸量，同时尽可能减少烟气中SO2氧化成SO3［10］。

2.4 控制煤种混烧

褐煤、烟煤、贫煤和无烟煤燃烧后产生的NOx浓度各有不同。有些电厂由于实际燃煤来源不稳定，存在1台锅炉混烧多种煤的情形，煤种的复杂化造成燃煤有时偏离脱硝设计煤质较大。尤其是煤中灰分和一些微量元素以及硫分偏高时，对SCR脱硝装置性能和锅炉设备运行影响较大，灰分影响受飞灰浓度、飞灰粒径、飞灰磨损性、飞灰含重金属元素等特性控制，硫分影响主要体现在初始燃烧产生SO3的量以及经过催化剂层后SO3浓度增加而产生的问题上。应调节锅炉运行参数，控制氨逃逸浓度，且不燃用超过脱硝设计煤种硫分的高硫煤，可减弱硫酸氢铵对下游设备的负面影响。

3 结语

进行脱硝喷氨优化调整是正常投运SCR脱硝装置的前置条件。为了脱硝装置下游设备安全运行和对性能给予准确评估，应根据脱硝运行情况，在热态下定期进行喷氨优化维护。通过喷氨优化调整，可以改善脱硝出口NOx浓度和氨逃逸分布的均匀性，有利于提高最大安全脱硝效率和SCR脱硝装置的化学潜能。在锅炉运行中，燃烧配风控制不合理或者机组负荷变化时脱硝效率调整不及时等因素，都可能导致NOx浓度超标。因此，合理控制并适时调节工况运行参数，对于NOx浓度达标排放具有重要作用。

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Research on optimization adjustment for ammonia injection and operation of SCR denitrification system in coal－fired power plant

Maldistribution of NH3/NOxmolar ratio in SCR system of some domestic power plants caused large deviation of NOxconcentration at reactor outlet，and too high escaped ammonia concentration at local regions，et al.Taking the SCR denitrification system on a 600MW unit as example，optimization and adjustment for ammonia injection are conducted in operation.Then，the performance of SCR denitrification system is evaluated.The results show that:reactor outlet NOxconcentration distribution is improved significantly after the optimization and it can be controlled within 16%，the NOxremoval efficiency is increased by 3.2%in normal operation，under the condition of the unit loads and ammonia escapes keeping consistent，the SCR system denitrification chemical potential has been raised by 0.11 and it declines about 25%comparing with the initial level 3.59.Finally，the adjustable factors affecting denitrification performance and SCR system economic operation are summarized for operation controlling.

SCR;flue gas denitrification;optimization for ammonia injection;air pre－heater

X701.7

B

1674－8069(2015)06－039－04

2015-06-20;

:2015-09-15

方朝君(1984-)，男，河南唐河人，硕士，工程师，从事电厂环保技术与新能源利用研究。E－mail:fangzjok@163.com