660 MW机组脱硝系统性能综合优化分析研究

王加勇，何布朗，卞振江，邬　平

(1.上海理工大学能源与动力工程学院，上海　200093；2.苏州热工研究有限公司，江苏 苏州　215004)

随着环保标准的进一步提高，火电厂现有环保装置的超低排放改造也在全国范围内迅速展开，目前国内已有大量机组通过了超低排放改造的环保验收[1-2]。在实际运行过程中，电站难以达到超低要求，为提高脱硝效率，不得不增加喷氨量，势必造成氨逃逸增加。逃逸氨超标以及由此引发的空气预热器堵塞加剧、低温省煤器发生堵塞甚至静电除尘器除尘效率下降等问题时有发生，严重影响机组满负荷运行，降低了机组运行的经济性和安全性[3-5]。

目前电厂通过采取喷氨优化调整试验解决此类问题，主要通过对脱硝系统进行调整，提高脱硝效率，减小氨逃逸率[6-8]。结合现场试验，对脱硝系统性能评价不仅考虑脱硝系统脱硝效率、SO2/SO3转化率、氨逃逸浓度，优化喷氨量，以免造成二次污染，降低空气预热器的换热效率；充分考虑NOx分布的相对标准偏差，调整温度分布均匀，保证催化剂的使用时间；考虑脱硝系统出口仍需关注选择性催化还原(SCR)系统阻力，确保烟气有序流动，减少系统阻力，防止飞灰堆积等综合指标，考虑更多因素对脱硝系统优化性能优化，对脱硝系统的优化和经济运行给出合理建议。

1　机组系统简介

660 MW燃煤机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用中速磨直吹式制粉系统、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构π型露天布置燃煤锅炉，其超低排放脱硝系统布置图见图1。

图1　超低排放脱硝系统布置示意图

2　脱硝系统性能指标计算

2.1　脱硝效率

根据试验期间测量和分析的SCR反应器入口和出口烟道NOx和O2的浓度，按如下公式计算：

(1)

式中CNOXI——折算到标准状态、6%O2下的SCR入口烟气中NOx浓度；CNOXO——折算到标准状态、6%O2下的SCR出口烟气中NOx浓度。

2.2　烟道截面NOx分布

烟道截面NOx分布的相对标准偏差由式(2)至式(4)进行计算。

(2)

(3)

(4)

式中NOi——截面各点NO浓度值，(mg/m3)；NO——截面处NO浓度平均值，(mg/m3)，干基，6%O2；δ——NOx浓度分布标准偏差，(mg/m3)；CV——相对标准偏差，%。

2.3　NH3逃逸浓度

根据反应器出口截面的NOx浓度分布，选取反应器代表点作为NH3取样点。氨逃逸样品采用美国EPA的CTM-027标准以化学溶液法采集，并记录所采集的干烟气流量和O2浓度。通过分析样品溶液中的氨浓度，根据所采集的烟气流量和O2，计算各采集点处烟气中干基NH3浓度。烟气中的NH3取样系统如图2所示。

图2　烟气中的NH3取样系统

2.4　SO2/SO3转换率

烟气经过催化剂后，部分SO2被氧化成SO3。在低于220℃下，SO3会与NH3反应生成硫酸氢铵，造成空预器冷段受热面的堵塞和腐蚀，控制SO2/SO3转化率势在必行。依据EPA method 6和ASTM-3226-73T标准，同时在反应器进出口测量SO2/SO3浓度，利用化学滴定法分析样品中的硫酸根离子浓度，结合干烟气流量和O2浓度计算烟气中的干基SO2、SO3浓度，进而计算通过催化剂层的SO2/SO3转换率。

2.5　系统阻力、温降、还原剂消耗量

优化试验调整过程中，密切关注系统阻力的变化、温度的分布及其还原剂的消耗。在脱硝系统进出口测量压力、温度分布，监视脱硝系统阻力变化和温度场变化。

3　摸底试验

3.1　冷态流场状态分布摸底

在冷态条件下，在脱硝烟道截面处用手持式热敏风速计网格法测量速度场分布，掌握各层催化剂进口流场分布偏差，为随后热态条件下的氨喷优化调整提供基础数据和指导。冷态测试结果见表1。

表1　冷态流场分布相对标准偏差

3.2　SCR运行现状摸底

在90%负荷以上对SCR的入口速度分布、入口和出口的NOx分布、各喷氨支管的喷氨量分布进行了摸底测试。图3、图4为测得的A、B侧入口各喷氨支管喷氨量分布图示；图5、图6为A、B侧入口NOx分布图示，A侧入口NOx分布的相对标准偏差为3.39%，B侧入口NOx分布的相对标准偏差为2.60%；图7、图8为A、B侧入口速度场分布图示，A侧入口速度分布的相对标准偏差为23.85%，B侧入口速度分布的相对标准偏差为32.20%；图9、图10为A、B侧出口NOx分布图示，A侧出口NOx分布的相对标准偏差为46.09%，B侧出口NOx分布的相对标准偏差为45.13%。由此可知，A、B侧出口NOx分布的相对标准偏差远大于15%的期望值，需要通过喷氨优化调整，将出口过大的NOx分布相对标准偏差降下来。

图3　A侧SCR喷氨量分布

图4　B侧SCR喷氨量分布

图5　A侧SCR入口NOx分布(单位μL/L，相对标准偏差3.39%)

图6　B侧SCR入口NOx分布(单位μL/L，相对标准偏差2.60%)

图7　A侧入口速度场(单位m/s，相对标准偏差23.85%)

图8　B侧入口速度场(单位m/s，相对标准偏差32.20%)

图9　A侧SCR出口NOx分布(单位μL/L，相对标准偏差46.09%)

图10　B侧SCR出口NOx分布(单位μL/L，相对标准偏差45.13%)

对SCR进口喷氨阀门的开度进行有针对性调整，降低SCR出口NOx浓度相对标准偏差，SCR反应器整体的喷氨量和SCR出口的NH3逃逸浓度都会随之线性降低，这对空预器及下游设备乃至整个机组的正常长期运行，都非常有利。为此，进行喷氨优化调整试验十分必要。

4　调整试验

4.1　理论计算

根据摸底试验数据，确定各截面NOx摩尔流量分布，再按设计的最佳氨氮摩尔比进行AIG喷氨格栅各支管摩尔流量计算，并结合截面各处的NOx浓度分布场和NH3逃逸浓度分布场，对各AIG喷氨摩尔流量矩阵进行摩尔理论修正。其次，对各AIG喷氨支管的标准孔板进行流量复核计算，确定该孔板的目标压差。最后，将其与摸底试验结果进行比对，确定最大偏差喷氨支管位置。

4.2　优化调整

在机组带500 MW及出口NOx浓度给定运行方式下，对理论计算与实测流量偏差较大的喷氨支管优先调整，并测量截面各处的NOx浓度分布场，与摸底测量数据进行比对。根据催化反应响应状况，进行再次、重复调整，直至反应器出口NOx分布相对标准偏差控制在15%左右。

根据摸底测试得到的SCR入口、出口的NOx分布、速度场分布，喷氨支管的喷氨量分布，对相应喷氨支管开度进行了若干调整，最后得到喷氨优化后的出口NOx分布如图11～图12所示。

图11　优化后A侧SCR出口NOx分布(单位：μL/L，相对标准偏差14.53%)

图12　优化后B侧SCR出口NOx分布(单位：μL/L，相对标准偏差15.31%)

由图11、图12可知，经对相关喷氨支管开度做有针对性调整后，A侧出口NOx分布的相对标准偏差由46.09%降为14.53%，B侧出口NOx分布的相对标准偏差由45.13%降为15.31%。

4.3　变负荷精细验证

调整完毕后，分别在机组带100%、380 MW工况下，于截面各处测量NOx浓度分布场和NH3逃逸率情况，并与对应摸底工况进行比较，评价调整效果。

在机组带100%、80%、380 MW工况下，在同一截面处测量NOx浓度分布场并与对应摸底工况进行比较后，对SCR入口喷氨系统作了进一步的精细调整。最后得到的各负荷下喷氨优化后的出口NOx分布如图13～图18所示。

由图13～图14可知，660 MW喷氨优化精细调整后，A、B侧出口NOx分布的相对标准偏差为14.74%、13.90%；由图15～图16可知，500 MW喷氨优化精细调整后，A、B侧出口NOx分布的相对标准偏差为15.32%、14.64%；由图17～图18可知，380 MW喷氨优化精细调整后，A、B侧出口NOx分布的相对标准偏差为15.45%、14.98%。

图13　660 MW精细调整后A侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差14.74%)

图14　660 MW精细调整后B侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差13.90%)

图15　500 MW精细调整后A侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差15.32%)

图16　500 MW精细调整后B侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差14.64%)

图17　380 MW精细调整后A侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差15.45%)

图18　380 MW精细调整后B侧出口NOx分布(单位mg/Nm3,6%O2，相对标准偏差14.98%)

4.4　脱硝效率与氨逃逸率优化

在机组试验负荷点下，同步在每台反应器进、出口测量NOx浓度，并在反应器出口采集氨逃逸样品，用于计算脱硝效率与氨逃逸率，具体优化结果见表2。

由表2可知，660 MW负荷下，SCR反应器A进、出口NOx浓度为270.17 mg/Nm3、45.12 mg/Nm3，SCR反应器A的脱硝效率为83.30%；SCR反应器B进、出口NOx浓度为270.80 mg/Nm3、40.69 mg/Nm3，SCR反应器B的脱硝效率为84.97%，平均的脱硝效率为84.14%，出口NOx浓度为42.91 mg/Nm3，出口氨逃逸浓度为0.28 μL/L。

表2　脱硝效率和氨逃逸率计算

500 MW负荷下，SCR反应器A进、出口NOx浓度为275.72 mg/Nm3、42.34 mg/Nm3，SCR反应器A的脱硝效率为84.64%；SCR反应器B进、出口NOx浓度为253.35 mg/Nm3、38.58 mg/Nm3，SCR反应器B的脱硝效率为84.77%，平均的脱硝效率为84.71%，NOx浓度为40.46 mg/Nm3，出口氨逃逸浓度为0.15 μL/L。

380 MW负荷下，SCR反应器A进、出口NOx浓度为125.83 mg/Nm3、27.71 mg/Nm3，SCR反应器A的脱硝效率为77.97%；SCR反应器B进、出口NOx浓度为127.43 mg/Nm3、35.68 mg/Nm3， SCR反应器B的脱硝效率为72.00%，平均的脱硝效率为74.99%，出口NOx浓度为31.70 mg/Nm3，出口氨逃逸浓度为0.17 μL/L。

4.5　氨耗量

根据SCR入口烟气量、入口NOx浓度、脱硝效率和氨逃逸，计算得出系统氨耗量，见表3。试验结果显示，600 MW下平均氨耗量约为147.57 kg/h，500 MW下平均氨耗量约为129.95 kg/h，380 MW下平均氨耗量约为39.35 kg/h。

表3　氨耗量计算

5　脱硝系统综合性能优化

5.1　优化前、后喷氨量和氨逃逸浓度等比较分析

通过试验结果表明，本次喷氨优化调整试验效果显著，同样的工况条件下调整后比调整前喷氨量降低20%，解决了脱硝装置出口NOx浓度偏差较大、氨耗量较高、氨逃逸浓度较大的问题，消除了局部氨逃逸浓度超标现象，达到了既定调整目标。

5.2　系统阻力

通过电子微压计的全压示差，测量脱硝系统阻力，其入口布置于上升烟道喷氨格栅前，出口布置于反应器出口烟道，优化调整后试验测试结果见表4。

表4　优化调整后各负荷下系统阻力

5.3　系统温降

利用热电偶网格法实测SCR入口、出口烟温，优化结果见表5。机组满负荷下，SCR装置的烟温降幅为5.71℃；500 MW负荷下下烟温降幅为5.33℃；380 MW负荷下烟温降幅为7.42℃。

5.4　SO2/SO3转化率

机组在不同负荷下，确保满足“SO2/SO3转化率≤1.0%”的投产性能保证值，以减少对催化剂的危害。

表5　系统优化后温降

6　结语

(1) 通过试验结果表明，本次喷氨优化调整试验效果显著。解决了脱硝装置出口NOx浓度偏差较大、氨耗量较高、氨逃逸浓度较大的问题，消除了局部氨逃逸浓度超标现象，有效减少硫酸氢铵的生成，空气预热器快速堵灰情况有明显好转，达到了既定调整目标。

(2)考虑了更多因素对脱硝系统性能进行优化，在保证脱硝效率的同时，考虑氨耗量、系统阻力、温降及其SO2/SO3等综合因素。通过调整控制烟温偏差，确保烟气温度在催化剂最佳作用的温度范围；优化吹灰系统，最大程度低减少流动阻力，防止飞灰堆积，减少催化剂的磨损.在满足环保要求，兼顾经济指标和延长设备寿命。

(3)设备运行一段时间后，脱硝系统性能下降，以脱硝系统性能考核试验结果为目标，进行优化调整试验，应考虑多种因素综合优化脱硝系统性能更为科学、合理，建议同行交流采纳。

参考文献：

[1]景雪晖, 高磊, 孜克亚尔, 等. 火电厂SCR烟气脱硝装置喷氨量优化试验方法的研究[J]. 锅炉技术,2017, 48(2): 70-75.

JING Xuehui, GAO Lei, Zikeyaer, et al. Ammonia injection quantity optimization test method for power plant scr system[J]. Boiler Technology, 2017, 48(2): 70-75.

[2]周新刚, 林晓, 赵晴川, 等. 某电厂300MW燃煤机组SCR喷氨优化调整试验研究[J]. 电站系统工程,2016, 32(2): 43-46.

[3]李德波, 廖永进, 陆继东, 等. 燃煤电站SCR催化剂更换周期及策略优化数学模型[J]. 中国电力, 2013,46(12): 118-121.

LI Debo, LIAO Yongjin, LU Jidong, et al. Study on mathematical models for optimization of scr catalyst replacement cycle and strategy[J]. Electric Power, 2013, 46(12): 118-121.

[4]陈进生, 商雪松, 赵金平, 等. 烟气脱硝催化剂的性能检测与评价[J]. 中国电力, 2010, 43(11): 64-69.

CHEN Jinsheng, SHANG Xuesong, ZHAO Jinping, et al. Performance determination and evaluation of denitration catalyst in flue gas[J]. Electric Power , 2010, 43(11): 64-69.

[5]钟礼金, 宋玉宝. 锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施[J]. 热力发电, 2012, 41(8): 45-47.

ZHONG Lijin, SONG Yubao. Air preheater blocking in boiler with scr denitrification device: REason analysis and solutions[J]. Thermal Power Generation, 2012, 41(8): 45-47.

[6]路通畅, 韩宝庚, 程林, 等. 660 MW 超超临界锅炉 NOx排放特性试验研究[J]. 电力科学与工程, 2015,31(3): 18-22.

LU Tongchang, HAN Baogeng, CHENG Lin, et al. Experimental study on a 660mw ultra-supercritical boiler nox emission[J]. Electric Power Science and Engineering, 2015, 31(3): 18-22.

[7]方朝君, 金理鹏, 宋玉宝, 等. SC R脱硝系统喷氨优化及最大脱硝效率试验研究[J]. 热力发电, 2014,43(7): 157-160.

FANG Zhaojun, JIN Lipeng, SONG Yubao, et al. Performance optimization and maximum denitration efficiency analysis for scr-denox power plants[J]. Thermal Power Generation, 2014, 43(7): 157-160.

[8]马双忱, 金鑫, 孙云雪, 等. SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J]. 热力发电, 2010, 39(8):12-17.

MA Shuangchen, JIN Xin, SUN Yunxue, et al. The formation mechanism of ammonium bisulfate in scr flue gas denitrification process and control thereof[J]. Thermal Power Generation , 2010, 39(8): 12-17.