MW燃煤机组SCR烟气脱硝系统优化调整试验

11000MW燃煤机组SCR烟气脱硝系统优化调整试验陈彪1，李辉1，金东春1，钱小峰2(1．浙江省电力试验研究院，浙江杭州310014；2．浙江嘉兴发电有限责任公司，浙江平湖314201)摘要：以浙江嘉兴发电厂2×1000MW燃煤机组烟气脱硝工程为例，介绍了该脱硝系统的主要设计参数和选择性催化还原（SCR）脱硝技术的原理，针对该工程在运行中出现的问题，提出了喷氨系统优化调整试验方案。通过该方案对喷氨格栅局部供氨量进行调整后，在反应器出口建立了均匀、稳定的NOX分布，在满足脱硝效率的同时，保持了较小的氨逃逸率，该调整方法可为同类机组喷氨系统优化调整提供参考。关键词：烟气脱硝；NOx，优化；调整Optimalexperimentofselectivecatalyticreductionin1000MWcoal-firedunitsCHENBiao1,LiHui1,JINDong-chun1,QIANXiao-feng2(1.ZhejiangElectricPowerTestandResearchInstitute,Hangzhou310014,China;2.JiaxingPowerGenerationCo.Ltd.,PinghuZhejiang314201,China;)Abstract:ThepapergivesanintroductiononSCRprojectof2×1000MWunitsinJia-XingPowerPlant,thetheoryoftheselectivecatalyticreductiontechnologyandthemaindesignparametersofSCRsystemareintroducedtoo.accordingtotheproblemturnedupduringoperating,anoptimizationmethodwasputforward.Byadjustingtheamountofammoniainammoniainjectiongrid,auniformandstabledistributionofNOxwasachieved.Theadjustedresultsfulfilledthedesiredefficiencyandrealizedtheminimumrateofammoniaescape,theadjustingmethodcanbeadvisableforthesimilarunitsinammoniainjectiongridoptimaladjusting.Keyword:fluegasdenitration;NOX;optimization;adjustment.中图分类号：X701文献标识码：A1引言燃煤电厂NOx排放控制是目前我国大气污染控制领域研究的一个热点问题。国家环保部在2011年7月颁布了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），规定了新的火电厂NOx排放浓度限制值，这对我国火力发电企业控制NOx排放提出了更高的要求，各电力集团和发电公司也积极响应国家政策，在新建火电机组中同步建设了脱硝装置，或对已建机组逐步进行脱硝改造。在众多的脱硝技术措施中，烟气脱硝处理技术是目前满足火电厂环保达标排放的最终手段，烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）两种，其中，选择性催化还原法与其他技术相比，没有副产物，不形成二次污染，装置简单，技术成熟，脱硝效率高，运行可靠，便于维护，是工程上应用最多的烟气脱硝技术[1]。本文以嘉兴电厂三期工程#7机组SCR脱硝系统为试验对象，总结了喷氨均匀性调整优化试验方法，优化调整结果表明，该方法可以在满足脱硝效率的同时，提高喷氨的均匀性，降低氨逃逸率。2SCR脱硝技术原理和设计参数2.1SCR催化反应原理嘉兴电厂三期工程2×1000MW燃煤机组采用了选择性催化还原（SCR）法脱硝技术，该技术是指在催化剂和氧气存在的条件下，在较低温度范围（280~420℃）内，利用还原剂（如氨、CO等）有选择地将烟气中NOx还原生成N2和水来减少NOx排放的技术。其大致的反应示意图如图1所示，反应主要由以下过程组成：（1）NH3通过气相扩散到催化剂表面；（2）NH3由外表面向催化剂孔内扩散；（3）NH3吸附在活性中心上；（4）NOx从气相扩散到吸附态NH3表面；（5）NH3与NOx反应生成N2和水；（6）N2和H2O通过微孔扩散到催化剂表面；（7）N2和H2O扩散到气相主体[2]。SCR反应的基本原理是[3][4]：32224NH+4NO+O4N+6HO催化剂（1）23226NO+8NH7N+12HO催化剂（2）2322NO+NO+2NH2N+3HO催化剂（3）在火电厂SCR脱硝工艺中，NO占NOx总量的95%以上，故反应（1）为主要反应。NH3催化剂层原烟气NOxNOxNOxNOxNOxH2ON2NH3NH3NH3净烟气H2O图1SCR的脱硝原理简图2.2设计参数嘉兴电厂2×1000MW燃煤机组烟气脱硝系统2设计脱硝效率为65%。整个脱硝装置位于锅炉省煤器与空预器之间，喷氨格栅（AIG）放置在SCR反应器上游，烟气出省煤器后与氨混合，然后分别进入A、B两个反应器，每个反应器配置了2个蜂窝式催化剂层。运行中烟气竖直向下流动，反应器入口及出口段均设导流板，以利于烟气速度场的均匀性。反应器的主要设计参数如表1所示。表1嘉兴电厂脱硝系统的主要设计参数项目性能要求煤种神木还原剂氨催化剂类型蜂窝烟气流量（湿态,实际氧）/（m3·h-1）2835299烟气温度（℃）365烟尘浓度/（g·m-3）30入口O2(湿基)/%2.52入口H2O(湿基)/%9.49入口NOx(以NO2计)/（mg·m-3）350NH3/NOX0.818入口SO3（标态,6%O2）/（mg·m-3）13入口SO2（标态,6%O2）/（mg·m-3）2350氨逃逸/ppm3以上未特别注明的均为设计煤种下干态的值3脱硝系统运行现状及分析3.1脱硝系统存在的问题嘉兴电厂三期工程为2台1000MW超超临界燃煤机组，配套建设脱硫脱硝装置，其中#7机组于2011年6月23日通过了168小时试运行，系统投运以来存在着氨逃逸量经常超标、且SCR出口的NOx浓度在线监测数据与烟囱上NOx浓度监测数据相差较大的问题，本文选取了高、中、低三个负荷工况下A、B侧反应器入口NOx浓度均相同时，反应器出口NOx浓度均值与烟囱NOx浓度数据比对，同时用硫酸吸收法测量了其氨逃逸情况，结果见表2所示。表2不同工况下脱硝出口与烟囱上NOX浓度监测结果项目高负荷中负荷低负荷A/B反应器出口NOx浓度监测均值/mg·Nm-31028562烟囱上NOx浓度监测值/mg·Nm-312810983氨逃逸/ppm1185由于脱硝反应器出口NOX是采用单点取样监测的方式，单点的测试结果仅体现仪表安装点的NOx浓度值，所以如果反应器进出口各点浓度差别太大，则由监测仪表测出的脱硝效率等在线数据不能完全反应整个烟道的截面情况，运行中根据单点的监测结果进行自动调节必然导致系统运行品质变差的结果，最明显的就是氨逃逸率超标问题。为此，需要测试系统当前的NOx浓度场分布情况，据此来进行喷氨均匀性调整。3.2NOx浓度场测试针对#7机组脱硝系统在运行中出现的问题，浙江省电力试验研究院在脱硝系统性能考核试验之前，进行了系统的NOx浓度场测试，目的是了解脱硝反应器前后的NOx浓度分布情况，以便于据此对喷氨格栅的喷氨量作一个精细化调整。由于系统在应器之前并未设置测试孔与测试平台，现场试验中采取的做法是：在停止喷氨的情况下，测试反应器出口截面上NOx浓度分布情况，据此来推断反应器进口截面的NOx浓度分布，反应器出口的测试位置如图2所示的A-A截面。炉膛混合器去空预器稀释风NH3测试孔AANH3NOx反应器图2SCR脱硝系统NOx浓度测试位置简图系统在每个反应器出口的测试平台上共设置了5个测试孔，每个测试孔共有7个不同深度的取样管，故每个反应器截面共有35个测点，如图3所示。3测孔1测孔2测孔3测孔4测孔5测孔5测孔4测孔3测孔2测孔1侧侧图3反应器出口截面测点位置示意图试验选取在锅炉BMCR工况下进行，试验结果如表3和表4所示。表格中均为NO的数值。表3反应器A出口截面NO体积分数(×10-6)位置测孔1测孔2测孔3测孔4测孔5深度1132129137138150深度2149145153159142深度3167166165170168深度4162165171168160深度5166170170169161深度6168165166171164深度7130134129140131注：（标况、干基、6%O2）表4反应器B出口截面NO体积分数(×10-6)位置测孔1测孔2测孔3测孔4测孔5深度1130125127130129深度2135133129139131深度3151154155164159深度4161159160162159深度5159160161163162深度6136130126140134深度7122114120110111注：（标况、干基、6%O2）3.3浓度场测试结果分析对反应器出口NOx浓度场测试结果进行分析，可以看出，在系统未喷氨时，反应器出口截面上的NOX浓度分布并不均匀，烟道中心区域浓度较高，而烟道边沿区域的浓度较低。具体来讲即各个测孔在深度1和深度7的位置上NOX浓度较低，其余中间深度的各个测点的NOX浓度基本相当，均匀性尚可。由于试验期间停止了喷氨，系统未进行脱硝反应。因此可以认为，反应器出口的NOX浓度分布近似为反应器进口的浓度分布。在运行中若按照各个区域喷氨量相等的办法来进行喷氨，则必然导致反应器边沿区域的NH3/NOx摩尔比相对较高，这些区域由于NOx浓度较低，脱硝效率虽然较高，但随着时间的延长，催化剂活性的降低，也容易在这些区域导致较大的氨逃逸率，氨逃逸率较低时对系统运行不会有明显影响。当逃逸率较高时，NH3会与烟气中的SO3发生反应生成具有腐蚀性的NH3HSO4，在150~230℃的温度下，粘结在脱硝下游空预器的冷端，造成空预期积灰堵塞，阻力增大，长时间运行后对引风机和送风机将造成较大的影响。4脱硝系统优化调整4.1优化调整的方法进行脱硝系统的优化调整，其目的是为了合理控制脱硝副反应发生的程度，在保证脱硝效率的同时使氨逃逸率达到最小。由于反应器入口烟道内烟气分布的均匀性主要通过反应器入口烟道的导流板实现，喷氨格栅的均匀性需要通过调整每一路供氨支管上的手动调节阀开度来实现，而导流板的设计和安装都已固定，无法调整，优化试验只能根据NOX的浓度场分布情况调整供氨阀的开度大小来进行，最终在反应器出口建立一个均匀稳定的NOX分布。喷氨格栅的优化调整试验选择在100%锅炉负荷，NH3/NOx摩尔比在设计值的运行条件下进行，由表3和表4的浓度场测试可知，嘉兴电厂#7机脱硝系统烟道中心部分的各点NOX浓度均匀性基本一致，烟道边沿的NOX浓度较低。为此，在喷氨格栅调整试验中，首先使各路喷氨格栅阀门开度大小一致，然后再根据NOx分布情况，逐渐调整各区域的格栅阀门的大小，重点是适当关小烟道边沿区域对应的喷氨支路阀门，优化调整流程如图4所示。4关闭供氨总阀和各供氨支管阀门启动稀释风机并记录风压等压降法适当开启各路供氨支管阀门测量反应器出口NOx浓度分布适当关小烟道边沿区域对应位置的供氨手动阀计算反应器出口NOx浓度变化范围测试效果测试结束调整供氨支路阀门开度不好好图4反应器截面喷氨优化调整程序要保证各供氨支路的供氨流量大小一致，调节手动阀门的开度难度较大。在现场试验中我们采取了“等压降”法使各路喷氨支路阀门开度相等。具体方法为：在关闭供氨总阀的情况下，先保证去A、B反应器的稀释风流量相等，再记录此时的氨空混合器压力P1，然后关闭各支路供氨手动阀，记录此时的氨空混合器压力P2，喷氨支路的手动阀门总数为n，则各路阀门的压降为：21pppn，求出各