北极星大气网讯:摘要：为了调高脱硝系统效率，在满足环保超低排放标准的前提下，减少喷氨量、降低氨逃逸率、降低空预器堵塞风险，对某电厂超临界2×700 MW燃煤机组脱硝系统进行喷氨优化调整试验。通过调整喷氨手动门开度，合理调节SCR喷氨量，使SCR脱硝系统出口氮氧化物浓度分布的均匀性得到改善，降低了局部氨逃逸峰值，降低了空预器堵塞的风险。

　　关键词：脱硝系统；喷氨优化；氨逃逸率；空预器堵塞

　　0 引言

　　随着火电厂最新大气污染排放标准的颁布及煤电节能减排升级与改造行动计划的实施，燃煤电厂必须更加严格地控制烟气中 NOx的排放量。选择性催化还原（ SCR）脱硝技术因脱硝效率高且运行稳定可靠，而被广泛应用于燃煤电厂。脱硝效率、喷氨量大小和氨气逃逸率是衡量 SCR 脱硝系统运行是否良好的重要依据。电厂在实际运行过程中，由于负荷、锅炉燃烧工况、煤种、喷氨格栅阀门开度、烟道流场均匀性、吹扫间隔时间等因素均会影响 SCR 脱硝效率和氨逃逸率。逃逸氨在空预器中会生成黏性的硫酸铵或硫酸氢铵，减小空预器流通截面，造成空预器堵灰。空预器堵灰不仅影响锅炉运行的经济性而且显著降低锅炉安全性，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。

　　目前燃煤电厂可以选择新型的 SCR 脱硝系统喷氨格栅类型、布置方式及改造喷氨管 ，调整喷氨量和喷复均匀性，改进催化剂入口氨氮比，优化烟气导流板布置、烟气流速的均布性，或研发与应用烟气脱硝系统自动控制技术。通过提升自控系统稳定性和可靠性等措施，可提高 SCR 脱硝系统出口NOx分布均匀性，防止局部氨选逸超标，减轻空预器堵灰、腐蚀、运行阻力等问题。

　　某厂由于投产时间早，投产时由于国家环保要求不高，脱硝系统按出口氮氧化物排污浓度 200mg/m3设计。随着国家环保要求的提升，为满足发改能源〔2014〕2093 号文件《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 年）》的要求，该厂将氮氧化物排放浓度稳定的控制到 50 mg/ m3以下，该厂进行了 SCR 烟气脱硝提效改造，主要是加装 5 号炉第三层及 6 号炉第二层催化剂来达到 NOx浓度超低排放。通过上述改造措施，能够将氮氧化物浓度控制到 50 mg/ m3以下，但运行过程中存在局部氨逃逸偏大，自动跟踪系统满足不了运行要求等问题，导致还原剂耗量高、空预器阻力上升较快等问题。因脱销系统投产时 SCR 烟气脱硝系统采用传统的线性控制式喷氨格栅技术。而目前脱硝系统新型结构改造经济成本高、周期长，在现有 SCR 脱硝系统中开展喷氨优化调整试验，是目前提高氨利用率、减少 NOx污染物排放的主要手段，调节 SCR 脱硝系统喷氨量，改善 SCR 脱硝系统出口 NOx分布均匀性和氨利用率。

　　1 试验对象及参数

　　该厂 700 MW 超临界燃煤 5、6 号机组的烟气脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺和板式催化剂，催化剂按“2 +1模式布置，选用二氧化钛、钒化合物作为催化剂，采用液氨制备脱硝还原剂。

　　SCR 烟气脱硝系统采用线性控制式喷氨格栅技术。喷氨格栅中各组喷嘴之间的气氨喷射具有较强的独立性。SCR 脱硝系统入口每侧布置 3 层上下交错的喷氨格栅，21 支控制喷氨量分配的喷氨手动门。每个手动门控制3根支管。每组3个手动门分别对应烟道截面前后部分喷氨。

　　1.1 试验仪器及调整方法

　　SCR 脱 硝 系 统 喷 氨 优 化 试 验 是 根 据 GB/T16157—1996《 固定污染源排气中颗粒物测定 与气态污染物采样方法》，DL/T 335— 2010《火电厂烟气脱硝（SCR）装置运行技术规范》开展的。根据测定的 SCR 脱硝系统出口 NOx 浓度分布情况，调整手动阀门开度，对应调节喷氨流量[1]。试验时要保证煤质负荷及配风方式等条件的稳定。由于锅炉炉型、燃烧方式、燃用煤种的限制，目前的设备状况决定了该厂 5、6 号锅炉炉膛出口氮氧化物已经没有明显改进空间，故在设备不进行改造的情况下无法通过燃烧调整显著降低 SCR 入口的 NOx产生浓度。同时，由于 5、6 号锅炉炉膛较宽，炉膛出口氮氧化物浓度分布均匀性偏差较大。根据投运磨组合方式、机组运行负荷、煤质等的不同，锅炉炉膛出口 NOx浓度分布均匀性偏差较大。目前炉膛出口 NOx浓度大小相差约±50 mg/m3，环保政策超低排放限制要求烟囱入口 NOx浓度低于 50 mg/m3，为保证 NOx浓度不超标，实际运行时一般都要求控制 NOx浓度低于 40mg/m3，此种情况下，容易出现局部位置的入口 NH3/NOx 摩尔比超过 1.0，造成局部氨逃逸过大，进而引发局部氨逃逸过大导致的空预器阻力快速上升问题[5]。为此，通过进行喷氨调整试验来评估现有流场和氨混合系统能够满足超低排放需要，并决定是否需要进一步改造。

　　1.2 测试内容和方法

　　SCR 脱硝装置的喷氨优化调整试验主要在机组常规高负荷（100%负荷）进行，并在高、中、低负荷（100%、75%、50%）下进行验证和微调。根据现场条件和测试要求，试验过程如下：

　　预备与摸底试验：在100%负荷下实测反应器进、出口 NOx浓度、氨逃逸等，分别与在线 CEMS 分析仪表的 DCS 显示值进行比较，为正式试验做准备。机组运行稳定，锅炉运行氧量、磨投运组合方式等情况下，减少脱硝装置入口NOx的波动。喷氨优化调整：在机组100%（负荷稳定）负荷下，根据SCR反应器出口截面的NOx浓度分布，对反应器入口水平烟道上的AIG 喷氨格栅的手动阀门开度进行调节，最大限度提高反应器出口的 NOx分布均匀性。

　　AIG 优化校核试验：在机组 100%、75%、50%负荷下，在设计脱硝效率下测量反应器进出口的NOx浓度分布和氨逃逸，评估优化结果，并根据结果对 AIG手动调阀进行微调。在 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。在反应器平台布置一套TESTO350型烟气分析仪，烟气经不锈钢管引出至烟道外，再经过除尘、除湿、冷却等处理后，最后接入烟气分析仪进行分析。利用烟气分析仪，在反应器的进出口逐点切换采集烟气样品，分析烟气中的 NO 与 O2含量，可获得烟道截面的NOx浓度分布。取反应器进、出口的NOx浓度的算术平均值计算脱硝效率。根据反应器出口截面的NO浓度分布，每台反应器选取6个代表点作为NH3取样点。

　　1.3 摸底试验

　　根据测试，5、6号机组在负荷稳定时目前脱硝装置入口 NOx浓度在约 300 mg/m3左右，此入口 NOx浓度低于原设计的NOx。

　　5 号机组负荷 680 MW A、B、C、D、E、F 磨煤机投运，SCR 投入自动控制前提下，进行摸底测试，作为喷氨优化调整前基准工况。6 号机组负荷 620MW A、B、C、D、E、F 磨煤机投运，SCR 投入手动控制前提下，进行对比测试。试验过程中，同步在每台反应器进、出口测量 NOx浓度，同时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，初步评估脱硝装置的效率和氨喷射流量分配状况。测试结果（表1）表明，喷氨优化调整试验前，5号炉脱硝装置A、B两侧脱硝效率分别为69.6%、87.2%，A、B 两侧烟道截面平均氨逃逸浓度分别为 1.7 L/L、5.2 L/L，A、B 侧单点最大氨逃逸分别为 2.4 L/L、12.7 L/L；6 号炉脱硝装置 A、B 两侧脱硝效率分别为 76.2%、84.7%，A、B 两侧烟道截面平均氨逃逸浓度分别为 1.2 L/L、0.9 L/L，A、B 侧单点最大氨逃逸分别为2.3 L/L、1.6 L/L。

　　表1 优化调整前的脱硝效率、氨逃逸分析

　　对比 5 号机组脱硝反应器出口 NOx分布结果见图1、2。

　　摸底试验工况下 A、B 侧脱硝反应器入口 NOx分布相对偏差在 10%以内，说明入口 NOx分布相对较为均匀。A 侧喷氨量 65 kg/h，B 侧喷氨量 75.18kg/h。实测 A 侧入口 NOx浓度 263.8 mg/m3，B 侧入口 NOx浓度 274.5 mg/m3；DCS 显示 A 侧入口 NOx浓度 263.1 mg/m3，B 侧入口 NOx浓度 296.5 mg/m3。实测 A 侧出口 NOx浓度 80.3 mg/m3，NOx浓度最大值为134.0 mg/m3，最小值为 47.8 mg/m3。B 侧出口 NOx浓度35mg/m3，NOx浓度最大值为67.2 mg/m3，最小值为16.7 mg/m3；DCS显示A侧出口NOx浓度87.8 mg/m3，B侧出口NOx浓度68.3 mg/m3。

　　对比 6 号机组脱硝反应器出口 NOx分布结果（图 3 和图 4）：摸底试验工况下 A、B 侧脱硝反应器入口 NOx分布相对偏差在 10%以内，说明入口NOx 分布相对较为均匀。A 侧喷氨量 75.6 kg/h，B侧 喷 氨 量 78.1 kg/h。实 测 A 侧 入 口 NOx 浓 度291.5 mg/m3，B侧入口NOx浓度261.5 mg/ m3；DCS显示A侧入口NOx浓度342.5 mg/ m3，B侧入口NOx浓度310.6 mg/ m3。实测 A 侧出口 NOx浓度 69.4 mg/ m3，NOx浓度最大值为143.3 mg/ m3，最小值为15.1 mg/ m3。B 侧出口 NOx浓度 40 mg/ m3，NOx浓度最大值为114.5 mg/ m3，最 小 值 为 15.5 mg/ m3；DCS 显 示 A侧 出 口 NOx浓 度 51.1 mg/ m3，B 侧 出 口 NOx浓度42.7 mg/ m3。

　　A 侧反应器出口截面 NOx浓度分布相对标准偏差为 44.7%，初步计算第一层催化剂入口 NH3/NO 摩尔比偏差为 10.6%；B 侧反应器出口截面 NOx浓度分布相对标准偏差为 63.1%，初步计算第一层催化剂入口NH3/NO摩尔比偏差为9.6%。从图3可以看出，摸底试验中反应器出口整体 NOx浓度分布无明显规律。

　　对比摸底试验 5、6 号机组的测试数据，6 号机NOx浓度分布相对偏差较小，由于两台炉导流板、喷氨系统设计均相同，主要在于锅炉燃烧和喷氨支管阀门开度不一致。因此，6 号机只需对部分喷氨支管阀门开度进行微调。由于 5 号机 NOx浓度分布相 对 偏 差 较 大 ，此 次 试 验 重 点 是 对 5 号 机 进 行调整。

　　在5号机组 600~680 MW稳定负荷条件下，根据摸底测试测得 SCR 反应器出口截面的 NOx浓度分布结果，对反应器入口竖直烟道上喷氨格栅不同支管的手动阀开度进行调节，经过多次调整格栅开度，两个反应器出口截面的NOx分布均匀性均有一定改善。为防止个别阀门开度过小导致流过此喷氨支管的稀释风量过低，喷氨优化调整过程需要兼顾NOx均匀性和

　　稀释风量的平衡，防止一味追求NOx均匀性而导致喷氨支管阀门开度较小导致的喷嘴堵塞积灰问题。

　　在调整后的阀门开度下，进行了5号炉喷氨优化调整后的验证试验。试验结果见表2所示。

　　2 结语

　　1）三个负荷下 5 号炉 A、B 侧脱硝反应器入口NOx浓度实测值基本一致，总体来说与A侧的CEMS仪表指示值基本接近。但高负荷 B 侧仪表显示偏高较多。

　　2） 中 低 负 荷 下 5 号 炉 实 测 值 较 烟 囱 入 口CEMS 仪表显示偏高 10~20 mg/m3，由于 NO 部分被氧化为了 NO2，导致烟囱入口偏低 ，基本可以接受。但高负荷下两者相差较大，根据用氨量计算，则出口浓度基本接近脱硝反应器出口实测值，怀疑烟囱位置表计不准，热工专业对该表进行校准后正常。

　　3）脱硝出口 CEMS 系统只有两个采样探头，且均安装在反应器的中心线位置处，不能较好反映各位置的NOx浓度，已建议热工专业每台反应器新增加两台采样探头，分别安装在反应器的外侧和内侧，与现有两台探头采集的烟气混合后送入 CEMS 系统进行分析，目前已列入明年检修计划。

　　4）根据喷氨调整，5 号炉高中低负荷下的 NOx浓度分布偏差能维持到 20%以内，从 NH3/NO 摩尔分布来看现有流场能满足超低排放需要；但目前存在催化剂磨损现象，流速场可能不均匀，后续还需委托第三方对现有脱硝流场和氨混合系统进行CFD 模拟，考察能否优化导流板布置等改善磨损情况。

　　5）5、6 号炉目前喷氨调门自动调节品质差，为更好的指导运行，热工专业计划对现有脱硝自动控制系统进行优化，完善控制策略，改善调节品质。

　　6）通过对比摸底和验证试验，通过调整，消除了氨逃逸过大的点，降低了空预器堵塞的风险。7）根据试验结果，当前机组 SCR 装置的流场基本能够满足超低排放运行要求，高、中、低三个负荷下的 SCR 反应器出口 NOx浓度分布相对标准偏差均能控制到 20%以内，基本能够满足 50 mg/m3的运行要求方式。但是，停炉检查发现催化剂存在磨损等现象，故针对现有流场是否需要改造，仍需要锅炉专业根据催化剂磨损程度综合判断，并加强停炉时的检查。

　　原标题:SCR脱硝系统喷氨优化调整试验