660 MW机组脱硝SCR分区喷氨控制技术改造

谢晔，王宏铭,马丽媛,陶鑫,刘勇

（宁夏京能宁东电厂，宁夏 银川 750400）

0 引言

某国产机组锅炉为超临界660 MW燃煤汽轮发电空冷机组，锅炉型号为HG2210/25․4-YM1，螺旋管圈加垂直管屏直流炉，单炉膛、一次中间再热，采用变压运行及切圆燃烧方式，平衡通风，固态排渣，全钢悬吊结构Π型锅炉。机组脱硝系统采用选择性催化还原脱销系统（selective catalytic reduction,SCR)工艺，脱硝系统入口NOX浓度按600 mg/m3、脱硝效率70%设计，催化剂采用1+1层布置，初装催化剂采用板式催化剂。为满足国家污染物超低排放标准[1]，该厂对原预留层催化剂进行了加高处理并进行了加装，采用两层催化剂同时运行，根据文献[2]设计入口NOX浓度小于400 mg/m3，设计脱硝效率87․5%，出口NOX浓度小于50 mg/m3。反应器采用高尘布置工艺，即反应器布置在锅炉省煤器出口与空预器之间。每套脱硝系统设置两个反应器，每个反应器内的每层催化剂模块数为88块。SCR控制系统接入机组DCS系统，脱硝系统采用声波吹灰方式，吹灰器装在每个催化剂层的上方。2台机组脱硝系统共用1套液氨储存与供应系统。

该厂通过对原预留层催化剂进行了加高处理并进行了加装，进一步提升了NOX在脱硝反应器中的转化效率，但是，脱硝效率的提高带来SCR反应器氨逃逸整体过量、过大，喷氨量过大和喷氨不均的问题[3]。与此同时，SCR催化剂使用量的增加促进了烟气中SO2/SO3转化率升高。SCR反应器逃逸的NH3与烟气中SO3反应生成NH4HSO4[4-5]。NH4HSO4被烟气带入下游空气预热器和低温省煤器等设备，引发下游设备（特别是空气预热器）堵塞，造成引风机电耗上升[6]，影响安全性和经济性。

为解决上述问题，本文引入一种SCR分区喷氨控制技术。通过改进脱硝装置喷氨管路分布，巡测SCR出口NOX浓度分布实时数据，实现喷氨量精细化控制，改善燃煤机组超低排放改造后局部流场不均，喷氨量过大等问题。

1 改造方案

1.1 技术方案

机组配套脱硝系统采用SCR工艺，催化剂采用2层布置。此次改造是在第二层技术改造的基础上进行。SCR分区喷氨控制技术由分区喷氨管路模块、SCR出口NOX/O2浓度巡测模块和控制模块构成。分区喷氨管路模块由1根喷氨母管和4个分区母管组成，如图1所示。分区母管将反应器均匀分割为4个独立的喷氨区域。分区母管下游增设分区支管、调平阀、支管调节阀和氨质量流量计，用来精确调控分区喷氨流量。NOX/O2浓度巡测模块安装在SCR进、出口水平烟道和空预器进口之间，利用网格法测定喷氨区域NOX浓度。

图1 分区喷氨管路模块

控制模块为独立运行的分散控制系统，其作用在于协调NOX/O2浓度巡测模块和分区喷氨管路模块，实现分区精确喷氨。当NOX/O2浓度巡测发现某分区NOX/O2浓度存在偏差时，控制模块提供调平阀开度值并将其传送至调节阀驱动系统，快速调节分区喷氨流量和改变分区NOX浓度值。

1.2 方案实施

按照技术方案对原喷氨母管改造，降低原喷氨母管高度500 mm，在其上方1 200 mm处新增DN600喷氨母管及DN200的分区支管，锅炉每侧脱硝烟道增加1个喷氨母管和4个分区支管，并在支管上增加流量计、调节阀和手动阀。对分区喷氨测量系统进行安装，在每侧的脱硝反应器进、出口烟道内各布置4跟取样枪，一共布置16根取样枪，然后每4跟取样枪引出取样支管汇至一次取样切换装置，然后每个模块再设置DN150的取样总管，在取样总管上设置二次取样预处理装置、氨逃逸安装装置（只设置在出口取样中）和取样总阀等装置。对SCR分区喷氨控制系统与原DCS系统进行通讯，对分区喷氨控制系统进行安装、组态及调试工作。改造后分区喷氨实际改造情况见图2。

图2 分区喷氨改造后

2 应用及评价

2.1 改造后的NOX浓度场分布情况

在SCR出口NOX/O2浓度分布是验证SCR分区喷氨控制技术是否可行的关键指标。采用网格法测试SCR出口NOX/O2浓度分布。脱硝反应器左侧和右侧烟道分布命名为21和22侧烟道。SCR分区喷氨控制技术将脱硝反应器分为8个独立的分区。通过布置在脱硝出口水平的烟道侧墙上36个测点完成分区NOX/O2浓度测试。脱硝反应器测点分布如图3所示。

图3 脱硝反应器NOX/O2取样测点分布位置

对于SCR出口NOX/O2浓度分布状况，采用标准偏差S来进行评价[7-8]。计算公式如下：

式中X—平均值；

Xi—局部值；

N—测点数量。

在改造前计划将改造后同一烟道NOX的测量值的标准偏差控制在8 mg/Nm3以内。图4为600 MW稳定运行负荷下，SCR分区喷氨控制系统运行后，SCR出口NOX浓度(标态、干基和6%O2)分布柱状图。

图4 SCR出口NOX浓度在烟道不同位置分布

图中，反应器21侧烟道入口NOX浓度范围为306․2~343․8 mg/m3，反应器22侧烟道入口NOX浓度范围为294․2~315․2 mg/m3。原机组（未加装SCR分区喷氨控制系统）设计脱硝效率为87․5%，出口NOX浓度≤50 mg/m3；但是，从图4中可以看出，现机组烟气经过脱硝反应器后，SCR反应器21和22侧烟道出口NOX浓度平均值分别下降至30․86，34․32 mg/m3，脱硝效率89․92%~91․96%。SCR出口AB侧烟道NOX浓度分布标准偏差分别为7․40，7․74 mg/m3，两侧标准偏差均小于8 mg/m3，满足改造前的设计目标。说明，SCR分区喷氨控制系统增加不仅可以满足国家NOX超低排放要求，而且明显提高脱硝效率，均布脱硝喷氨流场[9]。

2.2 改造前后空预器阻力的变化

燃煤机组NOX排放越低，脱硝反应器需要比表面积越大。催化剂比表面积的增大会促进更多SO2转化为SO3。当空预器冷端排烟温度低于酸露点时，逃逸的氨与烟气中SO3反应生成NH4SO4[9]，造成空预器阻力上升，导致引风机电耗上升。图5为喷氨控制系统改造后空预器压差随运行时间的变化趋势。

图5 SCR反应器前后两侧空预器差压随运行时间变化

从图中可以看出，SCR反应器两侧出口空预器差压偏差趋于一致，21/22侧空预器阻力下降明显，且随着运行时间的延长，两侧空预器差压比较稳定，无上升趋势。

表1为SCR分区喷氨系统改造前后机组平均负荷为510 MW时空预器差压值的变化情况。

表1 SCR分区喷氨系统改造前后空预器压差

系统投运前两台空预器差压平均值为1․073 kPa，且两台空预器差压偏差约300 Pa；系统投运后，两台空预器差压平均值为1․019 kPa，比系统投运前下降54 Pa；两台空预器阻力偏差仅为50 Pa，比系统投运前下降250 Pa。

2.3 改造后SCR喷氨总量变化特性

图6为喷氨控制系统改造后SCR反应器21/22侧喷氨量随运行时间的变化趋势。

图6 改造后SCR反应器21/22侧喷氨量变化

从图中可以看出，系统投运后，SCR入口两侧氨流量有所下降，且波动范围明显变小。机组负荷的改变是影响喷氨量的重要因素，特别是21侧氨流量随运行时间变化趋势与机组负荷变化趋势保持一致，说明SCR分区喷氨控制系统拥有较高的喷氨总阀控制精准度。

为了定量分析SCR分区喷氨控制系统改造后机组喷氨总量的变化情况，选取了机组改造前、后两个月的主要相关数据进行对比分析，如表2所示。

从表2数据可知，SCR在平均负荷为501․5 MW时分区喷氨控制系统改造前两个月内，平均脱除NOX浓度为284․1 mg/m3时，对应的两侧平均喷氨量为104․5 kg/h；改造后两个月内，平均脱除NOX浓度为272․4 mg/m3，对应的两侧平均喷氨量为92․8 kg/h。分区喷氨项目完成后，平均脱除NOX浓度下降约4․1%，而总喷氨量下降约11․2%，换算到平均脱除NOX浓度相同的情况下，总喷氨量下降约7․1%。

表2 SCR分区喷氨系统改造前后相关参数对比

3 结论

1）660 MW燃煤汽轮发电空冷机机组增加SCR分区喷氨控制系统不仅可以满足国家NOX超低排放要求，而且明显提高了脱硝效率。SCR反应器烟道出口NOX浓度平均值下降至30․86~34․32 mg/m3，脱硝效率提高至89․92~91․96%。且能够均布喷氨流场。

2）相同机组平均负荷条件下，SCR分区喷氨控制系统可控制空预器阻力上升，且节约喷氨量。