1 036 MW機組選擇性催化還原系統優化運行及脫硝效率診斷

陳偉武，胡木林，陳敏

(1.華能海門電廠，廣東 汕頭 515132 ；2.西安熱工研究院，西安 710032)

1 問題的提出

隨著我國經濟的快速發展，對環境保護的要求也日趨嚴格，采用脫硫脫硝新技術是環境保護的重要舉措。在這樣的背景下，低氮燃燒技術在大型超超臨界機組得到了大規模的應用。以華能海門電廠1 036 MW超超臨界發電機組為例，爐內低氮燃燒(LNB)后，煙氣中NOx排放量通常控制在250 mg/m3以下。

GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》(以下稱為新標準)2012年1月1日開始執行，新標準對電力行業氮氧化物的排放提出了更加嚴格的限制。選擇性催化還原(SCR)煙氣脫硝技術以其成熟高效的特點成為火電廠控制氮氧化物的必然選擇。

SCR技術是在金屬催化劑的作用下，通過加氨(NH3)將適宜溫度下(250～420 ℃)煙氣中的NOx轉化為天然含有的氮氣(N2)和水(H2O)，主要的化學反應如下[1-4]：

(1)

(2)

(3)

液態硫酸氫氨捕捉飛灰能力極強，它與煙氣中的飛灰粒子相結合，附著于空氣預熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，會造成空氣預熱器的腐蝕和堵塞，進而影響空氣預熱器的換熱效果及機組的正常運行。

控制NH4HSO4副反應的發生需要同時控制SCR系統出口氨的逃逸和SO3的轉化量，后者主要按設計加裝催化劑及入爐煤硫分來考慮，而前者除考慮催化劑的性能和壽命之外，在運行中控制局部噴氨量過大造成的氨逃逸率過大。還原劑氨與煙氣的混合均勻程度是影響脫硝效率的關鍵因素之一。某電廠對1 036 MW機組氨噴射系統進行了改造，通過噴氨優化調整來提高SCR出口的NOx均勻性，并進行了減少氨逃逸率的試驗。

2 機組概況及脫硝工程參數

2.1 機組主要概況

華能海門電廠機組為1 036 MW超超臨界燃煤汽輪發電機組，配套鍋爐由東方鍋爐(集團)股份有限公司設計制造，鍋爐為超超臨界參數、一次再熱、平衡通風、固態排渣、變壓直流爐，采用單爐膛對沖燃燒方式、露天布置、全鋼懸吊∏形結構。

鍋爐設計煤種為神府東勝煙煤，校核煤種1為50%神府東勝煙煤+50%澳大利亞蒙托煤，校核煤種2為山西晉北煙煤。鍋爐采用等離子點火，保留燃油點火系統，燃油采用0號輕柴油。鍋爐按對沖方式在前、后墻布置了3層共48臺HT-NR3型低NOx旋流燃燒器，并在燃燒器上方布置了一層燃盡風噴口和4個側翼風噴口，形成爐內空氣分級燃燒。

2.2 脫硝工程參數

煙氣脫硝SCR裝置采用高灰型工藝，按“2+1”模式設計，每臺鍋爐設2臺SCR反應器，布置在鍋爐省煤器和空氣預熱器之間，SCR脫硝裝置布置情況如圖1所示。

圖1 SCR脫硝裝置布置圖

每臺反應器在入口垂直段煙道沿爐寬方向設19個噴氨支管，每根支管設有手動蝶閥調節氨噴射流量。

脫硝反應器入口煙氣中的NOx質量濃度設計值為300 mg/m3，煙塵質量濃度設計值為12 g/m3，脫硝系統省煤器入口煙氣成分見表1，脫硝系統省煤器出口煙氣量和溫度見表2。

表1 脫硝系統省煤器入口煙氣成分 %

表2 脫硝系統省煤器出口煙氣量和溫度

3 試驗方法和試驗工況

3.1 測量方法

3.1.1 NO與O2質量分數和NH3逃逸值

在2臺SCR反應器的進口和出口煙道截面，分別采用等截面網格法布置煙氣取樣點，煙氣經過水洗除塵、除濕、冷卻處理后，接入煙氣分析儀進行分析。分析煙氣中的NO與O2質量分數，獲得煙道截面的NOx質量濃度，并計算脫硝效率。

根據反應器出口截面的NO質量分數，每臺反應器選取代表點作為NH3取樣點，采用美國環保署(EPA)制定的CTM-027煙氣取樣與分析系列標準采集樣品，分析樣品中的氨濃度后，再計算各采集點處煙氣中干基NH3質量濃度。

3.1.2 試驗測點布置

試驗采用等截面網格法對SCR進出口煙氣成分進行測試，SCR系統入口測點位于噴氨格柵(AIG)上游，SCR系統垂直煙道后側，測點網格分布為8×3(列×行)；SCR系統出口測點位于空氣預熱器入口膨脹節上方，測點網格分布為15×3(列×行)。試驗測點布置如圖2所示。

圖2 試驗測點布置

3.2 試驗工況

根據試驗的測試方案和電廠的實際需要及機組的運行狀況，試驗分為優化前摸底測試，優化調整測試以及優化后性能測試3個部分，一共完成了6個運行測試工況，每個工況均對SCR進出口的NO及O2質量分數、氨逃逸以及環境條件進行了測試記錄，具體工況安排見表3。

表3 工況安排

4 優化前后結果與分析

4.1 AIG噴氨優化試驗

在高負荷(900 MW)的工況下，對每臺反應器入口19個噴氨手動支管進行逐個調整，同時對調整前、后SCR進出口NOx分布及氨逃逸分布進行網格法測量。手動蝶閥從全開至全關行程共分10檔，其中，1表示全開，10表示全關。

表4給出了噴氨支管調整前、后的閥門開度值，其中氨支管編號從1至19分別表示從靠近側墻的噴氨支管至靠近爐膛中心線的排列順序。

表4 AIG噴氨支管調整前后開度值

摸底測試結果(T-01)表明，鍋爐在正常負荷下SCR裝置入口的NOx分布均勻性比較好(如圖3所示)，但SCR裝置出口NOx分布呈現出靠近爐膛中心線低(如圖4所示)、而靠近鍋爐側墻高時就會出現不均勻現象。

圖3 摸底工況T-01的SCR系統入口NOx分布

圖4 摸底工況T-01的SCR系統出口NOx分布

圖5為噴氨格柵調整后的核準工況SCR出口兩側NOx分布，比較圖4和圖5的SCR出口NOx分布圖可以發現，經過AIG優化調整，SCR出口NOx分布的相對偏差基本上控制在10%以內，NOx分布的均勻性得到大幅提高。

圖5 校核工況T-06的SCR系統出口NOx分布

SCR系統噴氨設施中的NOx呈現不均勻性導致出口NOx分布不均勻，會造成局部的氨逃逸過大，從而影響下游設備的安全運行。表5給出了噴氨裝置調整前后SCR出口的氨逃逸分布，表明噴氨系統調整之后氨逃逸的均勻性增加。

表5 調整前、后SCR出口氨逃逸值 μL/L

表6給出了噴氨支管調整前后該參數的變化值，通過調整前后的標準偏差對比，優化后SCR出口NOx的質量濃度標準偏差從調整優化前的13%～21%降低到5%左右，出口均勻性得到顯著提高。

表6 噴氨支管調整前、后SCR出口NOx質量濃度分布標準偏差

4.2 脫硝效率和氨逃逸

為了解脫硝裝置的脫硝效率和氨逃逸特性，在噴氨調整優化試驗完成之后，再進行脫硝裝置的效率試驗，記錄和比較了不同工況下脫硝裝置的噴氨流量及煙囪入口NOx排放值，具體結果見表7。

表7 不同負荷下脫硝效率和氨逃逸及液氨耗量

4 試驗結果

華能海門電廠#2機組氨噴射系統改造后，對脫硝系統性能測試及噴氨優化調整試驗的測試結果進行了分析，得出以下結論。

(1)當脫硝系統入口NOx排放質量濃度不超過200 mg/m3、脫硝效率在50%以下時，氨逃逸值在3.0 μL/L以下，此時單側反應器的噴氨量為50 kg/h，在運行控制過程中，在煙囪入口處可采用煙氣連續監測系統(CEMS)在線校核NOx測點值來控制脫硝系統的噴氨量，以保證脫硝系統的效率。

(2)在燃燒狀況允許的前提下(注意控制煙囪處殘余CO濃度)，可盡量通過挖掘爐內低氮燃燒(LNB)的潛力將SCR入口的NOx質量濃度控制在200 mg/m3以下，這樣會更有利于控制噴氨量和氨逃逸率。

(3)建議鍋爐控制技術人員對氨逃逸儀表進行定期維護，通過推薦脫硝效率值來控制整個SCR裝置的運行，在低負荷下，由于SCR入口煙氣溫度較低及催化劑的性能要求較高，建議有條件地降低脫硝效率來降低氨逃逸率。

(4)在鍋爐正常負荷下，SCR裝置入口的NOx分布均勻性比較好，而SCR系統出口NOx分布受燃燒、催化劑的局部使用性能及噴氨均勻性的影響存在一定的不均勻性。

(5)通過對每臺反應器噴氨手動閥門的調整，可大幅度緩解SCR出口NOx濃度的分布不均勻性，也能改善氨逃逸濃度分布，噴氨系統調整之后，NOx質量濃度分布的標準偏差可以從優化前的13%～21%降至5%。

(6)對于噴氨優化調整，在保證脫硝效率的前提下，更有利于控制噴氨量和氨逃逸率，有效降低硫酸氫氨對SCR下游設備的影響。

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