北极星大气网讯:摘要

　　新《火电厂大气污染物排放标准》执行对电力行业氮氧化物排放提出了严格的限制，SCR烟气脱硝技术成为火电厂控制氮氧化合物的必然选择，还原剂氨是影响SCR烟气脱硝系统脱硝效率的关键因素，国内许多SCR脱硝装置为电厂后期改造项目，对SCR系统喷氨混合装置进行优化研究具有重要意义，本文提出了新型喷氨混合单元设计思想。设计控制氨逃逸的优化调整方法，根据脱硝系统出口NO分布情况调整喷氨系统，其优化调整后效果有差异，分区控制喷氨格栅技术效果最显著。

　　关键词：燃煤锅炉；烟气脱硝系统；喷氨技术

　　火电厂生产排放的NOx总量不断上升，NOx在烟气中主要以不稳定的NO形式存在，NOx危害很多，会引发空气细粒子污染，与大气中的氧气发生反应生成对人体有害的臭氧。国内已安装脱硝系统燃煤机组有548台，采用选择性催化还原脱硝系统的机组有433台，SCR烟气脱硝技术以其实用性等方面展示出强大优势，在我国火电厂脱硝工程中得到了广泛的应用。SCR脱硝系统运行状况重要依据是脱硝效率，SCR脱硝系统出口的NOx浓度是指标决定性的影响因素。

　　1SCR技术

　　1.1SCR系统布置方式

　　高灰尘布置的反应器位于锅炉省煤器与空气预热器之间，投资运行费用低。催化剂耐高温能力有限，烟气温度过高会缩短催化剂使用寿命，未经处理的烟气中含有大量灰尘，催化剂长期运行于高尘环境会出现中毒现象，灰尘颗粒造成催化剂的堵塞等问题。为减少催化剂的磨损，SCR系统催化剂采用竖直布置，使用蜂窝状催化剂开孔较大，其几何表面积比低飞灰段布置所用催化剂小。高灰布置是经济有效的布置方式。低灰布置反应器位于高温静电除尘器后，次方法的优点是烟气中飞灰含量大幅减少，不易发生催化剂磨损。缺点是需要使用耐高温除尘器，我国电厂没有高温除尘布置形式。低温低灰布置反应器位于除尘器与脱硫系统后，不会造成催化剂堵塞。脱硫系统可大幅降低烟气中的SO2浓度，可以使用高活性催化剂减少催化剂的消耗量。

　　1.2SCR脱硝系统流程

　　SCR脱硝系统是火电厂发电新增的烟气处理环节，老电厂最初不具备脱硝系统，改造脱硝系统首先要解决脱硝系统布置问题，燃气轮机的SCR脱硝系统布置不同，某电厂SCR脱硝系统按照高温飞灰方式布置。高温飞灰布置是目前火电厂最常见的SCR脱硝系统布置工艺，SCR脱硝反应器处于省煤器与空气预热器中间位置，在喷氨栅格部位与经稀释后的氨气相遇，烟气经空气预热器与引风机进入到脱硫系统。液氨是物色的液体，易溶于水，具有一定的腐蚀性，液氨储存系统必须具备极高的可靠性。其构成包括两个液氨卧式储存罐，氨气吹扫系统等。工业生产中氨气制备方法主要有液氨法、尿素法。尿素法安全性高于液氨法，液氨法经济性优于氨水法。电厂采用也案发氨气制备系统，构成主要包括三台蒸气加热水浴式液氨蒸发罐及相应管道。SCR脱硝反应系统是脱硝系统中的关键系统，主要包括稀释风机、两套喷氨格栅、一套吹灰系统。SCR脱硝工艺中发生的反应是催化还原反应，烟气中的NOx与NH3催化剂作用下反应生成无害的N2与H2O。降低烟气中NOx浓度。

　　1.3SCR系统运行特性参数

　　影响SCR系统运行特性的参数主要有温度、还原剂与烟气混合情况、NOx浓度等。NOx还原反应只有在其催化剂有最佳活性温度范围才能维持很高的脱硝率，过高温度会降低催化剂寿命。大多数燃煤电站使用商业催化剂，SCR反应最佳温度范围为250～450℃。停留时间是反应物在反应器中的时间，温度会影响停留时间，停留时间通常按其导数值空速表达，可用反应器体积与烟气流速比值估算空速。还原剂必须与烟气充分均匀混合才能确保与反应物充分结合，氨喷射系统将氨气与空气混合物均匀混入烟气，许多SCR系统将NH3一起喷入烟气防止事故出现。通过对反应器内部流场数值模拟可达到优化氨喷射工况的目的。未完全反应NH3通过反应器进入下游设备使其发生铵盐腐蚀，可采用调节氨的喷入量为SCR系统设计辅助设备方法降低NH3逃逸。NH3逃逸率并非稳定不变，催化剂活性下降时，还原反应特性下降，量化氨逃逸的方法是测量飞灰上的氨浓度。

　　1.4SCR反应器设计

　　优化SCR系统设计中，反应器设计直接影响SCR系统运行特性，反应器设计不佳时，SCR工艺系统运行特性也不理想。反应器设计中主要解决速度分布、飞灰颗粒分布问题。在SCR技术商业化后模拟实验技术被系统工艺商用来模拟SCR反应器内部流场特性，一般将实验台按实际反应器的1/20-1/10缩小，通过对流场优化可以在AIG入口速度分布，最小系统降压，最下化飞灰颗粒在反应器内沉积。所有涉及流体流通、分子运输等现象问题，可借助CFD得到解决。采用计算机数值模拟计算是国内研究者普遍采用的手段，国外很多SCR系统工艺商运用CFD技术对反应器进行数值模拟。对SCR反应器进行数值模拟可以得到与冷态实验相同标准的流动特性、经济的预测烟气温度分布及飞灰颗粒浓度分布等。数值模拟的灵活性较好，其结果的保存引用较容易，数值模拟的入口边界条件可灵活地改变，随着SCR装置需求量增大，其安装时间日益减少，大多数系统工艺商结合使用两种手段设计改进SCR反应器。

　　2烟气脱硝系统氨逃逸问题

　　随着我国电力工业的发展，NOx产生的污染问题引起了人们的关注，新建发电机组要求安装选择性催化还原烟气脱硝装置，未安装SCR烟气脱硝装置的投产机组逐步改造安装SCR烟气脱硝装置。SCR烟气脱硝原理是烟气喷入氨将NOx催化还原成Nx与H2O，喷入的氨气与烟气不能完全均匀混合，烟气中的水蒸气与逃逸氨在一定条件下反应生成硫酸氢铵，在液态下是腐蚀性物质，硫酸氢铵初始生成温度是SO3与氨浓度的函数，对典型的低碳煤硫酸氢氨初始生成温度为200～220℃。大型燃煤发电机组多采用容克式空气预热器进行加热，低温段传热元件表面粘结，导致空预器出现压降上升等现象。空预器压损率是运行一段时间后的压损与开始投运压损比。由于硫酸氢铵导致空预器堵塞，空预器压损上升慢，同喷氨优化实验可调整脱硝系统氨分布，对其机组的节能运行具有重要意义。

　　3优化调整试验

　　3.1试验方法

　　目前应用于燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝系统的氨喷射技术主要有分区控制式喷射格栅喷氨技术，线性控制式喷射格栅喷氨技术。涡流式静态混合喷射技术特点是喷氨嘴个税与静态混合器片数一样，利用烟气流过的混合器片产生涡流使烟气与所喷入氨气混合。线性控制式喷射格栅喷氨技术特点是引入若干根管，每根管流量可单独调节，分布控制式喷射格栅喷氨技术是将烟气截面分成20～50个相同区域。降低SCR脱硝系统氨逃逸量，需使喷入脱硝系统氨气与烟气NO呈对应分布，获得可用于不同喷氨技术的喷氨优化调整方法。

　　3.2优化调整试验结果分析

　　宁海发电厂4号炉脱硝系统喷氨采用线性控制式喷射格栅，优化调整前，脱硝系统AB侧出口NO分布不均度为38%、31%，AB两侧靠近锅炉中心区域NO含量较低，经优化调整后脱硝系统AB侧出口NO分布不均度小于30%，测试系统优化前后氨逃逸情况，脱硝系统氨逃逸体积分数为1.8μL/L，氨逃逸量响应降低33%。浙江北仑发电厂6号机组脱硝系统采用涡流混合技术，AB反应器设置5涡流混合器，需要较长的混合距离实现均匀混合。较难通过优化调整试验实现烟气与喷氨的均匀混合。优化调整前AB侧分布不均度为67%、51%，反应器A中部偏左区域与B中部偏右区域存在NO测试值很低的情况，表明区域喷氨量相对过量。优化调整前AB脱硝反应器出口NO分布测试结果，调整反应器涡流混合器氨气调节阀开度，使氨气分布更好地参与NO分布匹配，AB脱硝反应器出口分布不均度为27%、26%，由于只能在烟道一个方向进行喷氨量调整，难以降低脱硝系统出口NO分布不均度，测试脱硝系统优化前后氨逃逸情况，优化后脱硝氨逃逸体积分数为14μL/L，氨逃逸量降低17%。宁海电厂6号机组脱硝系统采用分区控制方式布置喷氨阀门，AB侧喷氨截面有48个喷氨分区，喷氨阀门控制喷氨分区，在烟气横纵向进行喷氨量调整。优化调整前脱硝反应器出口NO分布不均度为22%，反应器A侧炉前NO浓度明显平均偏高。A侧炉后NO浓度明显较平均值偏低。需要对区域喷氨量进行调整。优化调整后NO分布不均度较优化前有所降低。使反应器前氨气浓度分布与NO浓度更匹配，优化前脱硝系统氨逃逸体积分数为1.9μL/L，优化后氨逃逸量响应降低59%。

　　4结语

　　将SCR脱硝系统出口NO分布不均度30%作为优化调整指标，调整氨的分布，可实现脱硝系统优化。采用不同喷氨技术的脱硝系统，优化调整结果有差别，分区控制喷氨格栅技术效果最显著，效果一般的为涡流混合技术。SCR脱硝系统出口NO的均匀性对SCR脱硝系统运行起到重要作用。经过喷氨优化调整试验，氨气量能与烟道内烟气中NO浓度充分反应，减少硫酸氢氨的生成，使空预器清洗周期延长。