SNCR-SCR联合脱硝超低排放运行诊断及优化

马振涛，涂 鸿，罗树林



SNCR-SCR联合脱硝超低排放运行诊断及优化

马振涛1，涂 鸿2，罗树林3

（1.中国华能集团有限公司吉林分公司，吉林 长春 130012； 2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206； 3.华能伊敏煤电有限责任公司，内蒙古 呼伦贝尔 021100）

本文针对某600 MW机组选择性非催化还原-选择性催化还原（SNCR-SCR）联合脱硝系统，分析了其在超低排放运行中出现灰中氨味大、氨逃逸量高和还原剂尿素耗量大的原因，并通过SNCR-SCR联合脱硝系统运行优化有效减少了尿素耗量，降低了因氨逃逸量过大导致下游设备硫酸氢铵污堵的风险。运行诊断结果表明：当前脱硝催化剂的性能满足其设计性能要求，未出现异常失活现象，脱硝系统氨逃逸量高的主要原因为SNCR脱硝系统尿素喷枪投运不合理造成的过量喷氨；通过对SNCR脱硝系统4个区内喷枪投入的优化配置和尿素流量调整，该机组590 MW负荷下的尿素耗量降低幅度超过600 L/h；通过锅炉燃烧优化调整，尤其是降低锅炉运行氧量，机组550 MW负荷下的尿素耗量减少了440 L/h，节能减排效果明显。该诊断方法和运行优化措施可为同类系统的超低排放运行提供借鉴。

600 MW机组；超低排放；SNCR-SCR联合脱硝；尿素；氨逃逸；运行氧量；运行诊断；优化

早期，在国内火电机组NO排放限值较为宽松时，选择性非催化还原（SNCR）脱硝工艺因具有投资省、系统简单等优点而被小容量机组广泛采用[1]。但在目前NO超低排放形势下，SNCR脱硝工艺效率低、喷氨均匀性差、氨逃逸控制困难以及还原剂消耗量大等问题日益突出[2]。随着国内火电厂大气污染物超低排放改造的实施，大多数机组安装了选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统[3]。因此，目前一些大容量燃煤机组采取选择性非催化还原-选择性催化还原（SNCR-SCR）联合脱硝工艺进行脱硝系统整体运行优化，以降低氨逃逸量和还原剂尿素的耗量，此时提高脱硝系统运行的经济性和安全性显得尤为重要[4-5]。

本文针对某600 MW燃煤机组，介绍了其SNCR-SCR联合脱硝NO超低排放改造情况，并分析了实际运行中存在的还原剂尿素耗量大、氨逃逸量高、灰中氨味重及空气预热器硫酸氢铵污堵加剧等问题[6-7]，探索了运行优化措施，其实践经验可为同类脱硝工艺的运行优化和管理提供借鉴。

1 设备概况

某600 MW机组锅炉燃用褐煤，燃烧系统采用八角切圆燃烧方式。机组建设同期配套SNCR脱硝系统，设计入口NO质量浓度为400 mg/m3，脱硝效率不小于35%，还原剂氨由尿素溶液雾化后经喷枪喷入炉膛内高温分解产生。SNCR脱硝系统在锅炉炉膛折焰角附近共设置4个尿素溶液雾化喷射区：1区位于折焰角下方沿炉膛四周布置22支墙式喷枪；2区、3区位于折焰角附近，每区各在锅炉前墙设7支墙式喷枪；4区位于屏式过热器出口区域，锅炉两侧墙对称布置3对多喷嘴长喷枪，不同负荷下通过投入不同区域喷枪实现对炉膛出口烟气中NO质量浓度的控制，喷枪布置位置如图1 所示。实际运行中，由于锅炉低氮燃烧效果较好，不同负荷下的炉膛出口NO质量浓度通常维持在230 mg/m3以下，投入SNCR脱硝系统后NO排放质量浓度可控制在170 mg/m3以内。

为满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）中NO排放质量浓度限值不高于 100 mg/m3的要求，该机组于2014年在锅炉省煤器和空气预热器之间增加了烟道型SCR脱硝反应器，构成SNCR-SCR联合脱硝系统，该系统如图2所示。催化剂采用“1+1”布置模式，初装1层蜂窝型催化剂，设计SCR脱硝系统入口烟气中NO质量浓度170 mg/m3，脱硝效率不低于53%，出口NO质量浓度不高于80 mg/m3，对应氨逃逸量不高于3mL/L，SO2/SO3转化率不超过0.5%。SCR脱硝系统还原剂由上游SNCR脱硝系统提供，即通过增加炉膛内尿素溶液喷入量，在实现SNCR炉内脱硝的同时，产生的大量逃逸氨作为下游SCR脱硝系统的还原剂，未配套独立的SCR氨喷射装置。

图1 SNCR脱硝系统喷枪布置示意

图2 SNCR-SCR联合脱硝系统示意

为进一步实现NO深度减排，满足超低排放要求，机组于2017年增加1层SCR备用催化剂，2层催化剂的整体脱硝效率设计值不低于80%，出口NO质量浓度不高于34 mg/m3，对应氨逃逸量不高于3 μL/L，SO2/SO3转化率不超过1.0%。

2 运行诊断

现该机组投运SNCR-SCR联合脱硝系统后约1年，运行中出现了尿素耗量大、除灰皮带输灰过程中氨味重、空气预热器烟气侧差压增长快等问题。由于该电厂为煤电一体化项目，入炉煤质相对稳定，煤中收到基硫质量分数基本在0.3%以内，因此初步分析认为出现当前问题的直接原因是脱硝系统出口氨逃逸量过大。通常NO超低排放运行中脱硝系统氨逃逸量大的主要原因为：催化剂性能劣化不能满足设计性能要求；催化剂磨损/堵灰严重；NO排放质量浓度控制过低；喷氨均匀性差等[8]。本文从上述几个方面分析当前氨逃逸量大的原因。

2.1 SCR催化剂性能分析

催化剂是SCR脱硝系统的核心，当SCR脱硝系统运行状态欠佳时首先要评估催化剂是否满足性能要求[9]。该机组于2017年6月加装备用层催化剂，设计脱硝效率为80%，脱硝系统出口NO质量浓度控制在34 mg/m3以内，至今初装层及备用层催化剂连续通烟气累积时间约为21 000、7 000 h，取样催化剂外观如图3所示。

图3 取样催化剂外观

催化剂性能检测在实验室中试试验台上进行，检测方法执行《火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范》（DL/T 1286—2013）[10]。检测结果表明，在设计烟气条件下，2层在役催化剂整体脱硝效率为80.9%时，出口NO质量浓度为32.5 mg/m3，对应氨逃逸量为1.3 μL/L，SO2/SO3转化率为1.1%。与新鲜催化剂的性能相比，当前催化剂活性劣化趋势如图4所示。

图4 催化剂活性劣化趋势

由图4曲线结合样品化学成分和微观比表面积分析结果得出，该机组催化剂活性劣化速率正常，催化剂未出现烧结及砷或钾、钠碱金属等异常中毒情况。可见，当前催化剂性能满足NO超低排放设计要求，脱硝系统氨逃逸量大的主要原因与催化剂性能无关[11]。

2.2 过量喷氨风险分析

SCR脱硝系统的良好运行除了催化剂性能满足设计要求外，也要避免实际运行中脱硝系统整体过量喷氨或者SCR反应器截面上局部过量喷氨，防止氨逃逸量过大带来运行的风险[12]。该机组运行中，SNCR脱硝系统后SCR脱硝系统入口烟气NO质量浓度为70~120 mg/m3，近一年SCR脱硝系统A/B侧反应器平均脱硝效率统计结果如图5所示。

图5 SCR脱硝系统A/B侧反应器平均脱硝效率统计

2.3 喷氨均匀性分析

分析图5中数据得出：A/B两侧反应器的脱硝效率最高值均达98%；3月份之后，两侧反应器脱硝效率偏差增大，A侧最低脱硝效率5%，B侧最低脱硝效率71%。这可能是因为上游SNCR脱硝系统喷枪投入不合理或SCR反应器出口截面NO在线分析仪的取样代表性差。在满足NO超低排放的情况下，3月份之后A侧反应器缺氨运行，B侧反应器脱硝效率高位运行，这与B侧空气预热器堵塞频繁、烟气侧差压增长过快的现象一致。

在脱硝催化剂性能满足设计要求的前提下，SCR脱硝反应器内还原剂氨与烟气中NO的混合均匀性及喷氨合理性是决定脱硝系统运行优劣的关键[13]。因此，本文根据脱硝系统日常运行数据得到喷氨均匀性，分析当前氨逃逸量大的原因。在机组500 MW负荷下，NO排放质量浓度控制在40~50 mg/m3范围，SCR脱硝系统A/B两侧反应器出口及烟囱净烟气中NO质量浓度统计如图6所示。

图6 不同位置NOx质量浓度比对

由图6可见，SCR脱硝系统A/B两侧反应器出口NO质量浓度与烟囱出口NO排放质量浓度偏差较大。这侧面反映出反应器出口NO在线分析取样代表性差，且反应器喷氨合理性较差。

同时，对SCR脱硝系统A/B两侧反应器入口烟气中NO质量浓度进行统计，结果见表1。由表1中可以看出，A/B两侧反应器入口在线NO质量浓度数值差别亦较大。这除了与炉内燃烧状况有关外，亦与SNCR-SCR联合脱硝系统炉内SNCR脱硝系统喷枪投入不合理、炉内尿素溶液分解不彻底、尿素与炉膛内烟气中NO反应效果欠佳有关。

表1 A/B两侧反应器入口NO质量浓度

Tab.1 The mass concentrations of NOx at inlet of the reactors at A/B side of the SCR denitration system mg/m3

2.4 催化剂磨损堵灰分析

SCR脱硝系统运行过程中，催化剂出现局部磨损、穿孔时，会造成烟气短路、对应区域下游烟气氨逃逸量大，若出现催化剂大面积严重磨损或者坍塌，甚至会导致NO排放质量浓度超标。催化剂单元体堵灰则会降低催化剂的有效反应面积，影响其脱硝性能。通常催化剂同时存在堵灰和磨损，堵灰严重区域会造成周围烟气流场紊乱，烟气入射角发生改变，从而导致积灰区域周围催化剂磨损[14]。

因此，对该机组停机检修期间进行了SCR反应器内检查。检查结果表明：SCR反应器靠近前墙区域出现一定程度的积灰，部分催化剂单元体也出现了错位和磨损现象。这可能与该锅炉尾部烟道内竖井底部灰斗排灰不畅，长期处于高料位运行且灰颗粒较大有关。在机组运行及启停阶段，烟气中大颗粒飞灰无法从竖井灰斗及时排出或被烟气携带走，从而进入SCR反应器，造成催化剂磨损。此外，SCR反应器入口烟道内导流板设计不合理，导致烟气流速分布不均，也可能造成反应器内积灰或者催化剂冲刷破损，后续可通过流场模拟及优化进行综合诊断治理。

3 SNCR-SCR联合脱硝系统运行优化

在常规煤粉锅炉达到同等脱硝效率的情况下，相对SCR烟气脱硝工艺，采用SNCR或SNCR-SCR工艺的氨耗量比较大，整体还原剂尿素耗量也较高。因此，在满足NO超低排放前提下，为降低SNCR-SCR联合脱硝系统尿素耗量及下游设备硫酸氢铵污堵风险，应提高SCR脱硝效率，降低SNCR脱硝系统氨逃逸量，从而降低整体过量喷氨风险。但该机组SCR脱硝系统入口烟道未设置独立的氨喷射系统，因此SNCR-SCR联合脱硝系统整体运行优化重点在于SNCR脱硝系统的精细化运行和提高锅炉低氮燃烧能力。

3.1 SNCR脱硝系统喷枪投入优化

SNCR脱硝系统的脱硝效率与喷入锅炉炉膛内尿素溶液所在炉膛截面的温度窗口及雾化尿素颗粒与烟气中NO混合的均匀性密切相关。因此，SNCR脱硝系统运行优化重点在于，不同机组负荷下的喷枪投入合理性优化。在锅炉稳定燃烧前提下，对不同机组负荷试验调整SNCR脱硝系统1—4区各喷枪的投入数量和尿素喷入量，从而降低SNCR-SCR联合脱硝系统的尿素耗量和氨逃逸量。

经过SNCR脱硝系统喷枪投入优化调整后，不同负荷下的尿素耗量明显下降，优化前后的尿素耗量变化如图7所示。

图7 喷枪投入优化前后尿素消耗量比对

由图7可见，不同负荷下，喷枪投入优化后的尿素耗量最少降低14.6%，最高可降低32.4%。负荷越高，喷枪投入优化潜力越大，当机组负荷达到590 MW时，优化后尿素耗量绝对值由2 116 L/h降至1 489 L/h，节省尿素溶液消耗量超过600 L/h，节能效果明显。

本项目根据SNCR脱硝系统喷枪投入优化调整试验，确定不同负荷下最佳喷枪投入模式，建立了SNCR脱硝系统喷枪投入指导卡片（表2），可有效指导日常脱硝系统经济运行。

表2 SNCR脱硝系统喷枪投入指导卡片

Tab.2 The instruction card for inputing spray guns in the SNCR denitration system L/h

3.2 锅炉变氧量优化

控制锅炉炉膛内NO质量浓度，可有效降低SNCR-SCR联合脱硝系统尿素耗量及下游SCR脱硝系统运行压力。常见的锅炉燃烧优化调整方式包括运行氧量调整、磨煤机组合方式调整及配风方式调整等[15]。本文主要进行锅炉变氧量调整试验。试验工况为：机组负荷550 MW，制粉系统运行方式为1号、2号、4号、6号、7号及8号磨煤机投入运行，SNCR脱硝系统2区、3区及4区喷枪投入运行，NO排放质量浓度维持在45 mg/m3左右。将SCR脱硝系统入口烟气中氧体积分数（氧量）由2.61%分别降至2.23%和2.01%，得到SCR脱硝系统入口NO平均质量浓度及SNCR-SCR联合脱硝系统尿素总消耗量变化见表3。

由表3可以看出，随着锅炉运行氧量的降低，尿素消耗量也随之下降，消耗量最大可降低440 L/h，大幅降低了系统运行成本。这是由于锅炉运行氧量降低时，炉内欠氧燃烧生成的NO质量浓度降低，同时运行氧量降低也造成锅炉出口烟气量减少，最终降低了还原剂尿素的消耗量。

表3 锅炉变氧量调整试验结果

Tab.3 The test results for oxygen content adjustment

3.3 其他优化措施

鉴于该锅炉燃用褐煤，可通过改变磨煤机组合方式[16]，调整进入磨煤机的冷烟气流量及暖风器出口风温，达到调控SCR脱硝系统A/B两侧反应器烟气流量的目的。试验结果显示，调整效果有限。

4 结 论

1）大容量燃煤机组采用SNCR-SCR联合脱硝工艺实现NO超低排放时，运行中易出现SCR脱硝系统反应器A/B两侧NO质量浓度均匀性差、氨逃逸控制难度高、还原剂耗量大的问题。

2）某600 MW燃煤机组氨逃逸量高的原因为：部分时段SCR脱硝系统脱硝效率过高，造成整体过量喷氨；SNCR脱硝系统喷枪投运不合理导致的喷氨不均。

3）进行SNCR脱硝系统喷枪投运优化后，尿素耗量下降幅度超过600 L/h，节能效果明显，且利于减少下游氨逃逸量。

4）通过降低锅炉运行氧量，可有效降低尿素耗量、SNCR-SCR联合脱硝系统运行成本及下游SCR脱硝系统运行压力。

［1］ 李俊华, 杨恂, 常化振. 烟气催化脱硝关键技术研发及应用[M]. 北京: 科学出版社, 2015: 21. LI Junhua, YANG Xun, CHANG Huazhen. Development and application of key technologies for selective catalytic reduction of NOfrom flue gas[M]. Beijing: Science Press, 2015: 21.

［2］ 李恩家, 关心, 魏泽华, 等. SNCR-SCR技术在410 t/h锅炉上应用[J]. 电站系统工程, 2017, 33(1): 69-70.LI Enjia, GUAN Xin, WEI Zehua, et al. The technology of SNCR-SCR in the application of 410 t/h boiler[J]. Power System Engineering, 2017, 33(1): 69-70.

［3］ 王乐乐, 孔凡海, 何金亮, 等. 超低排放形式下SCR脱硝系统运行存在的问题与对策[J]. 热力发电, 2016, 45(12): 19-24.WANG Lele, KONG Fanhai, HE Jinliang, et al. Difficultiesand countermeasures of SCR denitration system operation in ultra low emission situation[J]. Thermal Power Generation, 2016, 45(12): 19-24.

［4］ 邓伟力, 陈冬林, 刘良华, 等. W火焰锅炉机组低氮燃烧、SNCR、SCR联合脱硝技术[J]. 长沙理工大学学报(自然科学版), 2018, 15(2): 88-93. DENG Weili, CHEN Donglin, LIU Lianghua, et al. Combined denitrification by low NOburning, SNCR and SCR for W-flame fired boilers[J]. Journal of Changsha University of Science and Technology (Natural Science), 2018, 15(2): 88-93.

［5］ 王帅, 周保中, 葛志伟. 燃煤电厂LNB-SNCR-SCR协同脱硝技术及其应用[J]. 电站系统工程, 2017, 33(3): 27-30. WANG Shuai, ZHOU Baozhong, GE Zhiwei. Synergetic LNB-SNCR-SCR denitrification technology and application in coal-fired power plants[J]. Power System Engineering, 2017, 33(3): 27-30.

［6］ 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 denitrication process and control[J]. Thermal Power Generation, 2010, 39(8): 12-17.

［7］ 马双忱, 郭蒙, 宋卉卉, 等. 选择性催化还原工艺中硫酸氢铵形成机理及影响因素[J]. 热力发电, 2014, 43(2): 75-78.MA Shuangchen, GUO Meng, SONG Huihui, et al. Formation mechanism and influencing factors of ammonium bisulfate during the selective catalytic reduction process[J]. Thermal Power Generation, 2014, 43(2): 75-78.

［8］ 王乐乐, 宋玉宝, 杨晓宁, 等. 火电厂SCR运行性能诊断技术[J]. 热力发电, 2014, 43(10): 95-99. WANG Lele, SONG Yubao, YANG Xiaoning, et al. A performance diagnostic technology for SCR equipments in power plants[J]. Themal Power Generation, 2014, 43(10): 95-99.

［9］ 姚燕, 王丽朋, 孔凡海, 等. SCR脱硝系统蜂窝式催化剂性能评估及寿命管理[J]. 热力发电, 2016, 45(11): 114-119.YAO Yan, WANG Lipeng, KONG Fanhai, et al. Performance evaluation and lifetime managment of honeycomb SCR catalysts in coal-fired power plant[J]. Thermal Power Generation, 2016, 45(11): 114-119.

［10］ 火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范: DL/T 1286—2013[S]. 北京: 中国电力出版社, 2013: 33. Testing guideline of SCR catalysts for thermal power plant: DL/T 1286—2013[S]. Beijing: China Electric Power Press, 2013: 33.

［11］ 姚燕, 王乐乐, 李乐田, 等. 燃煤电厂选择性催化还原脱硝催化剂砷中毒分析[J]. 热力发电, 2018, 47(10): 31-36. YAO Yan, WANG Lele, LI Letian, et al. Arsenic deactivation of honeycomb SCR catalysts in coal-fired power plant[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(10): 31-36.

［12］ 梁俊杰, 张战锋, 周健, 等. SCR烟气脱硝系统运行全过程数据分析[J]. 热力发电, 2018, 47(12): 93-99. LIANG Junjie, ZHANG Zhanfeng, ZHOU Jian, et al. Analysis on whole process operation data of SCR flue gas denitration system[J]. Thermal Power Generation, 2018, 47(12): 93-99.

［13］ 王乐乐, 周健, 姚友工, 等. 烟气脱硝SCR氨喷射系统调整效果评估[J]. 中国电力, 2015, 48(4): 16-22.WANG Lele, ZHOU Jian, YAO Yougong, et al. Evaluationon effects of SCR ammonia injection system modification for flue gas[J]. Electric Power, 2015, 48(4): 16-22.

［14］ 雷嗣远, 孔凡海, 王乐乐, 等. 燃煤电厂SCR脱硝催化剂磨损诊断及对策研究[J]. 中国电力, 2018, 51(1): 158-163.LEI Siyuan, KONG Fanhai, WANG Lele, et al. Diagnosisand countermeasures of SCR denitration catalyst abrasion in coal-fired power[J]. Electric Power, 2018, 51(1): 158-163.

［15］ 孙学信. 燃煤锅炉燃烧试验技术与方法[M]. 北京: 中国电力出版社, 2002: 33. SUN Xuexin. Technology and method for combustion test in coal fired boiler[M]. Beijing: China Electric Power Press, 2002: 33.

［16］ 王小华, 陈宝康, 陈敏. 某超临界600 MW机组直流锅炉炉渣可燃物含量高原因分析及优化调整[J]. 热力发电, 2013, 42(3): 82-87. WANG Xiaohua, CHEN Baokang, CHEN Min. High combustible content in slag from a supercritical 600 MW unit once through boiler: underlying cause analysis and optimization adjustment[J]. Thermal Power Generation, 2013, 42(3): 82-87.

Operation diagnosis and optimization for ultra low emission with combined SNCR-SCR denitrification technology

MA Zhentao1, TU Hong2, LUO Shulin3

(1. China Huaneng Group Co., Ltd., Jilin Branch, Changchun 130012, China; 2. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China; 3. Huaneng Yimin Coal and Electricity Co., Ltd., Hulunbeier 021100, China)

During ultra low emission operation of the selective non-catalytic reduction-selective catalytic reduction (SNCR-SCR) combined denitrification system of a 600 MW thermal power unit, problems such as strong ammoniacal odor, heavy ammonia slip and large consumption of reducing agent (urea) occur. Thus, the reasons were investigated, and operation of the SNCR-SCR combined denitration system was optimized. The consumptions of urea and risk of ammonium bisulfate condensation were reduced. The operation diagnosis results show that, the current used catalysts could meet the design performance requirement, with no abnormal deactivation occurred. The irrational layout of spray guns led to excess ammonia injection, which was the main reason for heavy ammonia slip. By optimizing the configurations of layout of the spray guns and regulating the urea flow in four sections of the SNCR denitration system, the reduction of urea consumption exceeded 600 L/h at 590 MW load. Through optimal combustion adjustments, especially reducing the oxygen content, the reduction of urea consumption exceeded 440 L/h at 550 MW load. The energy saving and emission reduction effect was obvious. This operation diagnosis and optimization measure could provide references for ultra low emission operation of the same type units.

600 MW unit, ultra low emission, combined SNCR-SCR denitrification, urea, ammonia escape, operation oxygen content, operation diagnosis, optimization

Science and Technology Development Plan of Suzhou (SGC201704)

X511

B

10.19666/j.rlfd.201901034

马振涛, 涂鸿, 罗树林. SNCR-SCR联合脱硝超低排放运行诊断及优化[J]. 热力发电, 2019, 48(6): 40-45. MA Zhentao, TU Hong, LUO Shulin. Operation diagnosis and optimization for ultra low emission with combined SNCR-SCR denitrification technology[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(6): 40-45.

2019-01-20

苏州科技发展计划项目(SGC201704)

马振涛(1973—)，男，本科，高级工程师，主要研究方向为火电厂大气污染物治理，305941151@qq.com。

（责任编辑 杨嘉蕾）