1 000 MW燃煤機組SCR脫硝系統變負荷特性試驗研究

劉景龍，張利孟，趙中華，陳凌云，侯凡軍

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；3.國能壽光發電有限責任公司，山東 壽光 262714）

0 引言

作為主要的大氣污染物之一，NOx的過量排放會引起酸雨、光化學煙霧、臭氧層破壞、全球變暖等多種環境問題［1］。燃煤機組是NOx排放的主要來源。近年來國家對NOx的排放控制日益嚴苛，相繼印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》、《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，要求燃煤電廠全面實現超低排放改造，NOx排放濃度不高于50 mg/m3［2-4］。

選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）煙氣脫硝技術因技術成熟、脫硝效率高、運行可靠等優勢，在國內燃煤電廠得到普遍應用［5］。隨著光伏、風電等新能源大范圍并網，燃煤電廠調峰運行成為常態［6-8］。而不同負荷下SCR入口煙氣流場、溫度場和氮氧化物濃度場分布差別較大，使得SCR偏離設計工況運行，導致噴氨過量引起鍋爐尾部設備積灰堵塞等一系列問題［9］。因而研究不同負荷條件下的SCR運行特性并進行有針對性的運行優化具有重要意義。

楊建國等研究了660 MW 超超臨界機組運行方式對SCR 系統氨逃逸率的影響，發現隨著機組負荷的降低，氨逃逸率呈降低趨勢［10］。王建豪等在多變負荷工況下進行了燃煤電廠SCR 脫硝系統噴氨優化調整試驗研究，通過現場噴氨優化調整，改善了局部噴氨過量和噴氨不足，降低了系統的氨逃逸量［11］。Tingting Yang 等基于最小二乘支持向量機，建立了SCR反應器入口NOx實時動態預測模型，實現了火電機組變負荷條件下SCR 反應器入口NOx濃度的實時預測［4］。陳鴻偉等通過對比分析，發現GABP 算法的間接模型可實現調峰燃煤機組SCR 脫硝系統出口NOx濃度和氨逃逸濃度的精準預測［12］。范辰浩等設計了一種全負荷自適應的精準噴氨系統并投入工程應用［13］。馬康豐進行了火電機組SCR 脫硝系統全工況建模與優化控制研究［14］。燃煤機組調峰對SCR 運行影響的研究已成為熱點。

以某1 000 MW 燃煤機組SCR 煙氣脫硝系統為研究對象，對不同負荷下SCR 反應器入口煙氣流場、溫度場、NOx濃度場和SCR 反應器出口NOx濃度場、氨逃逸等情況進行測試，得到不同負荷狀態下SCR運行特性，并給出運行優化建議。

1 研究對象和試驗方法

1.1 研究對象

試驗機組采用超超臨界變壓運行、單爐膛、前后墻對沖燃燒、低NOx旋流燃燒器、一次中間再熱、半露天布置、平衡通風、固態排渣Π 型布置燃煤鍋爐。前、后墻各布置3層煤粉燃燒器，每層各有8只低NOx旋流燃燒器，共48 只燃燒器。設計煤種、校核煤種均為神華集團所屬神府東勝煤田煤。

SCR 脫硝裝置采用高溫高塵布置方式，反應器布置在鍋爐省煤器和空預器之間，吸收劑為尿素。每臺鍋爐設兩臺SCR 反應器，如圖1 所示，反應器內催化劑按“2+1”層布置，初裝兩層催化劑，最上層為預留層。催化劑為蜂窩式催化劑，活性溫度區間為295～430 ℃。氨注射混合系統布置于SCR 入口垂直煙道上，由氨噴射系統和靜態混合器組成。氨噴射系統中每臺反應器布置4×18=72 只噴口，保證氨氣和煙氣混合均勻，噴射系統采用耙式布置，即每4 個噴口共用一根主管道，每臺反應器設置18 個手動閥。噴氨格柵布置如圖2所示。

圖1 SCR反應器結構

圖2 SCR反應器噴氨格柵布置

1.2 試驗方法

在機組負荷950 MW、750 MW 和500 MW 工況下，采用截面網格法分別測試SCR 入口的煙氣流速、溫度、NO 體積分數、O2體積分數和SCR出口的NO 體積分數、O2體積分數，計算NOx質量濃度。

NOx質量濃度ρ（NOx）的計算公式為：

式中：ρ（NOx）為標準狀態，6%氧量、干煙氣下NOx的質量濃度，mg/m3；φ（NO）為實測干煙氣中NO 的體積分數，μL/L；φ（O2）為實測干煙氣中氧氣體積分數（簡稱氧量），%；2.05 為NOx由體積分數到質量濃度的轉換系數。

根據試驗測試結果繪制煙氣流場、溫度場、NOx濃度場的等值線圖（圖3—圖17 中NOx質量濃度分布、煙氣流場和溫度場，圖中A 側原點為面向鍋爐，靠近鍋爐中心線最淺測點，B 側原點為面向鍋爐，反應器外側最淺測點），計算煙氣流場、溫度場、NOx濃度場的均值x和均勻性系數Cv，計算公式為［15］：

式中：Cv為某參數的均勻性系數，%；σ為該參數的標準偏差；為該參數的平均值；xi為某一測點對應的測量值，n為測點數量。

采用電廠安裝的全截面氨逃逸在線測量裝置測量氨逃逸平均濃度，試驗前對該裝置進行全截面網格法標定，標定結果見表1。

表1 氨逃逸在線表計標定結果 單位：μL/L

2 試驗結果和討論

2.1 入口煙氣NOx濃度場

不同負荷下的SCR 入口NOx濃度場分布如圖3、圖4、圖5所示。不同負荷下SCR入口NOx質量濃度的變化如圖6 所示。SCR 反應器入口NOx質量濃度呈由鍋爐中間線向兩側逐漸降低的分布趨勢，在950 MW、750 MW 和500 MW 工況下，A 反應器入口煙氣NOx濃度場均勻性系數分別為9.07%、13.52%和3.07%，B 反應器入口煙氣NOx濃度場均勻性系數分別為11.33%、10.16%和6.09%，各負荷段反應器入口煙氣NOx濃度場均勻性系數差別較大。隨著機組負荷降低，A 反應器入口煙氣NOx濃度變化無明顯規律，濃度場均勻性系數無明顯規律；B 反應器入口煙氣NOx濃度降低，濃度場均勻性系數減小。低負荷時NOx濃度分布更均勻。

圖3 950 MW 工況SCR 入口NOx質量濃度分布

圖4 750 MW 工況SCR 入口NOx質量濃度分布

圖5 500 MW 工況SCR 入口NOx質量濃度分布

圖6 不同負荷下SCR 入口NOx質量濃度的變化

隨著機組負荷降低，主燃燒區氧量逐步升高，風煤比呈上升趨勢，煤粉濃度隨負荷降低而降低，破壞了煤粉燃燒初始階段的缺氧燃燒，使得爐膛出口NOx質量濃度升高［16］；而負荷降低時爐膛整體溫度水平降低，爐內熱力型NOx生成量減小，又使得爐膛出口NOx質量濃度降低。通過燃燒調整，優化鍋爐過量空氣系數、二次風箱及燃盡風風箱開度、燃燒器就地內外二次風開度、燃盡風旋流強度、各粉管煤粉濃度、磨煤機組合方式等可優化爐膛出口NOx濃度分布［17］。

2.2 入口煙氣流場

不同負荷下的SCR入口煙氣流場分布如圖7、圖8、圖9 所示。不同負荷下SCR 入口煙氣流速的變化如圖10 所示。入口煙氣流場分布不均，存在流速過高或過低區域，在950 MW、750 MW 和500 MW 工況下，A 反應器入口煙氣流場均勻性系數分別為16.74%、19.04%和18.26%，B 反應器入口煙氣流場均勻性系數分別為18.93%、18.40%和19.99%，均超過SCR 入口截面煙氣流速15%的允許最大偏差［18］。A 反應器入口煙氣流場呈中間高兩邊低的分布，而B反應器入口煙氣流場無明顯規律。流場分布不均會對SCR 性能產生不利影響。煙氣流速過高會加劇催化劑磨損失活，煙氣停留時間不足、反應不充分，NOx排放超標；反之則可能導致催化劑積灰堵塞失活，局部噴氨過量，氨逃逸超標［19］。

圖7 950 MW 工況SCR 入口煙氣流場

圖8 750 MW 工況SCR 入口煙氣流場

圖9 500 MW 工況SCR 入口煙氣流場

圖10 不同負荷下SCR入口煙氣流速的變化

隨著機組負荷降低，SCR 入口煙氣平均流速下降，流場均勻性系數呈增大趨勢。SCR 反應器進行計算流體動力學設計時均采用均勻入口邊界條件，假定省煤器出口煙氣流場分布均勻［19］。而大型燃煤機組鍋爐爐膛出口流場受各粉管煤粉濃度、一次風速偏差、燃燒器內外二次風門開度、各燃盡風門開度及燃燒器噴口結焦、尾部煙道積灰情況等影響，省煤器出口煙道的煙氣流場隨機組負荷、磨煤機組合方式及爐內燃燒工況改變而變化較大。SCR 入口煙道導流板的磨損、積灰等也會影響SCR 入口煙氣流場分布的均勻性。通過爐內燃燒調整和流場優化改造可提高SCR 入口煙氣流場均勻性，在流場模擬時應采用非均勻入口條件。SCR 反應器入口A 側煙氣量高于B 側，運行控制應考慮兩側噴氨量與煙氣量相匹配。入口調整的重點在于煙氣流場均勻性優化。

2.3 入口煙氣溫度場

不同負荷下的SCR 入口煙氣溫度場分布如圖11、圖12、圖13 所示。不同負荷下SCR 入口煙溫的變化如圖14 所示。SCR 反應器入口溫度場呈由鍋爐中間線向兩側逐漸降低的分布趨勢。各負荷段，SCR 反應器入口溫度場均勻性系數均小于5%，分布較均勻，但最大煙溫偏差均遠大于SCR 入口截面煙溫10 ℃的允許最大偏差［18］。隨著機組負荷降低，SCR入口平均煙溫下降，平均煙溫均在催化劑反應活性溫度區間內，溫度場均勻性系數呈減小趨勢。950 MW負荷時，A、B 兩側SCR 反應器煙溫最大值分別為424.9 ℃、431.1 ℃，已接近或超過催化劑正常反應430 ℃的允許最高煙溫，存在局部催化劑高溫燒結風險。500 MW 負荷時，A、B 兩側SCR 反應器煙溫兩側最小值分別為299.7 ℃、292.3 ℃，已接近或低于295 ℃的允許最低煙溫，存在局部催化劑低溫中毒失活風險。爐內燃燒調整是降低爐膛出口橫向煙溫偏差的有效手段。

圖11 950 MW 工況SCR 入口煙氣溫度場

圖12 750 MW 工況SCR 入口煙氣溫度場

圖13 500 MW 工況SCR 入口煙氣溫度場

圖14 不同負荷下SCR入口煙溫的變化

2.4 出口煙氣NOx質量濃度場

不同負荷下的SCR 出口煙氣NOx質量濃度場分布如圖15、圖16、圖17 所示。不同負荷下SCR 出口NOx質量濃度的變化如圖18 所示。SCR 反應器出口煙氣NOx質量濃度場分布無明顯規律，兩側NOx質量濃度偏差較小。SCR反應器出口煙氣NOx質量濃度場分布不均，在950 MW、750 MW 和500 MW 工況下，A反應器出口NOx質量濃度場均勻性系數分別為26.21%、26.99%和47.86%，B 反應器出口NOx質量濃度場均勻性系數分別為38.83%、24.16%和42.49%，均超過SCR 出口截面煙氣NOx質量濃度場20%的允許最大偏差［15］，說明各負荷段均存在不同程度的噴氨過量，需進行相應的運行優化降低過量噴氨。

圖15 950 MW 工況SCR 出口NOx質量濃度場

圖16 750 MW 工況SCR 出口NOx質量濃度場

圖17 500 MW 工況SCR 出口NOx質量濃度場

圖18 不同負荷下SCR 出口NOx質量濃度的變化

各負荷段SCR 反應器出口平均NOx質量濃度均低于25 mg/m3；500 MW 負荷下，B 反應器出口平均NOx質量濃度甚至低至8.73 mg/m3，過高的脫硝效率會導致氨逃逸的急劇增長，各負荷下應根據氨逃逸情況確定合適的最大脫硝效率［20］。不同負荷下，SCR反應器出口煙氣NOx質量濃度場分布偏差較大，這與入口煙氣NOx質量濃度場、速度場分布不均有關。

SCR 入口煙氣NOx質量濃度場和流場分布隨機組負荷變化而變化，兩者疊加可能引起更大的流場不均，不同的煙氣分布對應不同的需氨量，即不同的噴氨支管手動閥開度。常規的人工噴氨優化調整，在高負荷段優化調整后，負荷變動后仍可能出現噴氨不均的情況。當前燃煤機組深度調峰已成為常態，機組負荷波動較大，不可能長期在高負荷運行。應充分考慮負荷變化引起的流場變化、NOx質量濃度分布變化對SCR 運行特性的影響，進行實時噴氨量調整。基于NOx分區實時測量和噴氨量分區自動調整的SCR脫硝系統精準噴氨優化技術可有效解決以上問題［21］。

2.5 脫硝效率和氨逃逸

不同負荷下脫硝效率與氨逃逸的變化如圖19所示。各負荷段SCR 反應器脫硝效率均大于90%，隨著負荷降低呈上升趨勢；SCR 反應器出口氨逃逸均值均超過3 μL/L，且隨負荷的降低而降低。這是由于隨著負荷降低，煙氣量減小，煙氣平均流速降低，煙氣在催化劑表面停留時間增加，NOx與NH3反應時間增加，脫硝效率較高。在滿足環保指標的前提下，應合理控制脫硝效率以降低氨逃逸。通過加裝第三層催化劑，增加煙氣停留時間，可提高SCR 反應器的脫硝效率。

圖19 不同負荷下脫硝效率與氨逃逸的變化

3 結語

不同負荷下，SCR 煙氣脫硝系統入口煙氣流場、NOx濃度場分布偏差較大，不同負荷應對應不同的噴氨支管手動閥開度。噴氨優化調整應充分考慮負荷變化引起的流場變化、NOx濃度分布變化對SCR運行特性的影響，基于NOx濃度分區實時測量和噴氨量分區自動調整的SCR 脫硝系統精準噴氨優化技術可有效解決以上問題。

不同負荷下SCR 入口煙氣溫度場分布規律接近，但煙溫最大偏差均遠超10 ℃的設計值，存在催化劑高溫燒結、低溫失活風險，應通過燃燒調整優化爐膛出口煙溫分布。

不同負荷下，SCR出口NOx濃度場均勻性系數均超過20%，氨逃逸均超過3 μL/L。各負荷下應根據氨逃逸情況確定合適的最大脫硝效率。加裝第三層催化劑可提高SCR反應器的脫硝效率。