杨焱鑫，钟建辉

(湛江中粤能源有限公司，广东 湛江　524000)



600 MW亚临界机组锅炉SCR系统优化试验研究

杨焱鑫，钟建辉

(湛江中粤能源有限公司，广东 湛江524000)

针对某亚临界600 MW机组选择性催化还原(SCR)系统存在变工况下耗氨量大，脱硝运行困难，氮氧化物波动较大和空预器堵塞等问题，对不同负荷(550,300 MW)下出口氮氧化物浓度场和流场进行分析研究，通过调节喷氨格栅实现了机组在不同负荷下运行的最优化，浓度场分布近乎均匀，测点左右偏差降低到15%以下，空预器阻力压差最大降幅为26.13%，可为同型号燃煤锅炉脱硝系统运行提供可靠的数据参考。

600 MW机组；亚临界机组；锅炉；脱硝；SCR优化；NOx浓度场；流场；空气预热器

0　引言

为了积极应对世界环境变化，我国政府颁布了一系列环保措施,燃煤电厂NOx排放质量浓度指标由原来100 mg/m3以下，提升到目前的50 mg/m3以下[1]。燃煤电厂为解决此问题，一般均加装选择性催化还原(SCR)脱硝系统。某些电厂在采用SCR脱硝系统之后，对日常维护工作不重视导致了很多问题，如空气预热器(以下简称空预器)堵塞及腐蚀、阻力增大、引风机电流增加、脱硝催化剂寿命缩短、氨逃逸量超标等。这些问题的产生一方面使系统经济性降低，能源耗费量增大，污染环境；另一方面使设备的安全性受到威胁。因此，对SCR系统进行优化试验十分重要[2-8]。

1　机组概况及SCR系统优化试验概述

该600 MW机组锅炉为DG2030/17.5-II8型、亚临界、一次中间再热、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、单炉膛、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架∏型燃煤汽包炉。采用中速磨煤机直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机(5台运行，1台备用)，煤粉细度R90为16%。采用SCR技术，反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。每台机组配置2个SCR反应器，采用纯度为 99.6%的液氨作为反应剂，采用蜂窝式催化剂。

现阶段SCR系统优化主要采用单一反馈模式，即根据SCR反应器入口NOx质量浓度分布调节相应入口喷氨支管的喷氨量，达到提高脱硝效率并降低氨逃逸率的目的。SCR系统喷氨格栅调节阀及出口NOx质量浓度测点布置如图1和图2所示。SCR 系统A，B反应器炉前到炉后每侧均有5个测孔。每个测孔的测点布置情况为：A侧固定端7个测点，扩建端6个测点；B侧固定端6个测点，扩建端7个测点。喷氨调节阀布置于反应器前墙处，每侧反应器共14个调节点。

图1　SCR系统A侧喷氨格栅调节阀及出口NOx质量浓度测点布置

图2　SCR系统B侧喷氨格栅调节阀及出口NOx质量浓度测点布置

采用网格法在SCR反应器的进口(喷氨格栅之前)和出口测量NOx和O2在烟气中的含量，每孔测试3个点。根据测量结果计算得到反应器出口折算到标准状态(6% O2浓度)下氮氧化物(NOx)的分布状况。对于NOx含量过低的区域，适当减少喷氨量，对于NOx含量过高的区域，适当增加喷氨量，最终实现出口NOx的均匀分布[9-11]。

2　SCR优化调整试验

相关数据显示，大多数燃煤电厂在做SCR系统优化试验时仅对满负荷(或者高负荷)时的SCR系统进行优化，误认为在满负荷实现了最优，则在其他负荷下投运成比例的还原剂也满足SCR运行的最优状态。但事实并非如此，因为在不同负荷下锅炉产生NOx也具有差异性，所以氨水用量具有很大差异，导致调节喷氨格栅的方式也不同。本文详细介绍某亚临界机组在不同负荷(550,300 MW)下SCR优化前、后的运行情况。

2.1550 MW负荷下SCR系统分析

2.1.1550 MW负荷未调整时反应器出口NOx分布情况

在550 MW负荷工况下，反应器A，B侧出口NOx质量浓度分布场分别如图3、图4(图中，图例1～5分别代表从炉前到炉后5个测孔，横坐标1～13分别代表从固定端到扩建端的13个测点，下同)所示，SCR系统性能参数见表1。

图3　SCR系统A侧出口NOx质量浓度分布(550 MW)

图4　SCR系统B侧出口NOx质量浓度分布(550 MW)

项目A侧B侧入口质量浓度(DCS平均)/(mg·m-3)274.4318.2实测入口质量浓度(平均)/(mg·m-3)220.8241.4DCS与实测入口偏差/%24.331.8出口质量浓度(DCS平均)/(mg·m-3)51.651.6实测出口质量浓度(平均)/(mg·m-3)41.420.7DCS与实测出口偏差/%24.6149.0DCS计算脱硝效率/%81.283.1实测脱硝效率/%81.391.4DCS与实测效率偏差/%0.19.1测点左右标准偏差/%15.547.87测点左右相对标准偏差/%77.077.8

由图3和表1可知：锅炉550 MW高负荷工况下运行时，实测SCR反应器 A侧NOx出口质量浓度为41.4 mg/m3,入口质量浓度为220.8 mg/m3，实测效率为81.3%，但NOx出口质量浓度的测点左右相对标准偏差达到77.0%，可见反应器A侧出口质量浓度在高负荷情况时的分布也是很不均匀的。由图3还可以看出，反应器A侧550 MW时出口NOx质量浓度分布还呈现出炉前质量浓度高、炉后质量浓度低的情况。

由图4和表1可知：锅炉550 MW高负荷工况下运行时，实测SCR反应器 B侧NOx出口质量浓度为20.7 mg/m3，入口质量浓度为241.4 mg/m3，实测效率为91.4%，但NOx出口质量浓度的相对标准偏差达到88.8%，可见反应器B侧出口质量浓度在高负荷时的分布也是很不均匀的。反应器A侧出口NOx质量浓度分布在550 MW高负荷时炉前、炉后都较平均，但高负荷情况下B侧出口NOx质量浓度和A侧相反，呈现出固定端质量浓度高、扩建端质量浓度低的现象，但固定端测孔1～6的NOx质量浓度分布和扩建端测孔7～13的NOx质量浓度分布都比较平均。

2.1.2550 MW负荷时SCR反应器入口烟气流场测量情况

550 MW负荷工况下，实测SCR反应器A，B侧入口烟气流速分布如图5、图6所示。

由图5可知：SCR反应器A侧入口烟气分布情况总体趋势是炉前流速低，炉后质量浓度高，烟气流速基本为炉前向炉后逐渐增大；而炉左右两侧烟气流速情况为总体固定端稍大，扩建端相对较小，但左右相差不大。烟气流速分布反映了烟气流量的大小分布情况，同时反加映了烟气NOx的分布趋势。结合图3实测结果可知，反应器A侧出口NOx质量浓度前后分布跟烟气流速测量结果是一致的。总体而言，SCR反应器A侧的质量浓度分布不平衡现象很大程度上是由入口烟气分布不平均造成的。

图5　550 MW工况下A侧入口烟气流速

图6　550 MW工况下B侧入口烟气流速

由图6可知：SCR反应器B侧入口烟气分布情况没有像反应器A侧那样出现烟气流速炉前向炉后逐渐增大的现象；而炉左右两侧烟气流速情况总体为固定端大，扩建端相对较小。这与图4反应器出口烟气NOx分布炉前炉后质量浓度较为平均，炉左固定端NOx质量浓度高，炉右扩建端NOx质量浓度低的现象较为吻合。因此，SCR反应器B侧的质量浓度分布左右不平衡现象很大程度上也是由入口烟气分布左右不平均造成的。

2.1.3550 MW负荷时SCR反应器喷氨格栅调整试验

根据高负荷时测量SCR反应器出口NOx分布情况进行了喷氨格栅调整，由于SCR系统喷氨调节手段较为单一，只能通过调整炉左右方向的喷氨大小来调整NOx分布。最终A侧喷氨格栅调整见表2，SCR系统性能参数见表3，调整后测量NOx分布如图7、图8所示。

由图7和表3可知，调整后反应器A侧出口NOx质量浓度左右相对标准偏差仅为14.6%，因此经过调整后的A侧NOx质量浓度出口左右分布基本平均。而且实测A侧NOx脱除效率达到85.4%，可以满足性能考核要求。

表2　喷氨格栅调整(550 MW)

表3　调整后SCR系统性能参数(550 MW)

图7　SCR系统A侧出口NOx质量浓度分布(550 MW)

由图8和表3可知，反应器B侧实测脱硝效率为85.1%，虽然效率比调整前有所降低，但出口氮氧化物排放值依然能达到排放要求，并且反应器B侧出口氮氧化物分布更为均匀，相对偏差大幅度降低，综合考量满足性能考核要求。

表4　#1机组550 MW运行氨逃逸率测量结果

表5　调整前SCR系统性能参数(300 MW)

图8　SCR系统B侧出口NOx质量浓度分布(550 MW)

2.1.4氨逃逸测量结果情况

为了观察喷氨格栅调整后SCR系统氨逃逸的情况，在喷氨格栅调整完、锅炉稳定运行的情况下(负荷稳定在550 MW)，进行了氨逃逸的测量，具体测量结果见表4。

550 MW高负荷工况下,试验所选取抽氨测点为靠近NOx出口质量浓度较低的测孔。从表5可以看出，所测得反应器A，B侧氨逃逸率平均值分别为0.333×10-6和0.875×10-6，其中B10测孔测得氨质量浓度较其他孔高，即实际扩建端氨逃逸率较高，但各测孔所测得氨逃逸率均低于3×10-6。

2.2300 MW负荷下SCR系统分析

2.2.1300 MW高负荷未调整时反应器出口NOx分布情况

300 MW负荷是该台锅炉的常用负荷，在300 MW工况下喷氨格栅调节阀与高负荷(550 MW)情况下调节阀开度一致，试验测得A，B侧NOx出口质量浓度分布如图9和图10所示。

图9　SCR系统A侧出口NOx质量浓度分布(300 MW)

图10　SCR系统B侧出口NOx质量浓度分布(300 MW)

由图 9 和表 5 可知：锅炉 300 MW 负荷时，SCR系统运行工况下，实测SCR A侧NOx出口质量浓度为62.9 mg/m3,入口质量浓度为318.5 mg/m3，实测效率为80.3%，与DCS显示的入口质量浓度、出口质量浓度、效率偏差均在15%以内。但NOx出口质量浓度的相对标准偏差达到72.3%，由此可见反应器A侧的出口质量浓度分布很不均匀，其中锅炉固定端到扩建端除测点1、测点8和测点13质量浓度相对偏高外，其他测点分布相对较均匀；由图9可见反应器A侧出口NOx质量浓度分布还呈现出炉前质量浓度高，炉后质量浓度低，NOx质量浓度由炉前向炉后阶梯递减的现象。

由图10和表5可知：锅炉300 MW负荷时，实测SCR B侧NOx出口质量浓度为55.8 mg/m3,入口质量浓度为317.9 mg/m3，实测效率为82.4%。DCS显示NOx入口质量浓度和出口质量浓度偏差在20%～25%之间，但与DCS显示效率偏差为0.49%。同时，NOx出口质量浓度相对标准偏差达到59.4%，说明反应器B侧NOx出口质量浓度分布还是不太均匀的。与反应器A侧对比可以发现，反应器B侧NOx炉前、炉后质量浓度分布是比较均匀的，但质量浓度左右分布总体锅炉固定端NOx质量浓度较扩建端要大，其中测点2质量浓度最高。由图10还可以看出，反应器B侧出口NOx质量浓度分布有个很小的区域：大致在炉前孔1和孔2处，测点7～11之间，此区域NOx质量浓度明显小于周边NOx质量浓度。

2.2.2300 MW低负荷时SCR反应器入口烟气流场测量情况

由图11可知：300 MW工况下SCR反应器A侧入口烟气分布与高负荷时相似，总体趋势是炉前流速低，炉后质量浓度高；而炉左右两侧烟气流速情况为总体固定端稍大，扩建端相对较小，但扩建端也出现如测孔9一样流速较高的点。因此，低负荷情况SCR反应器A侧入口烟气分布很不均匀，没有很明显的分布规律。高、低负荷工况下都出现的这种不规则、不均匀的烟气流速，有可能是反应器A侧导流板布置或有损坏造成的。

300 MW低负荷工况下，反应器B侧入口烟气分布如图12所示，在前后和左右方向原本是较为平均的，前后方向没有像反应器A侧一样明显出现由炉前向炉后烟气流速逐渐增大的现象。观察发现，在测孔7，9，11的炉后处(测点4和5)出现了一个流速异常的区域，这个区域的烟气流速明显低于四周烟气流速，从而使烟气分布前后方向出现中间流量高，炉前和炉后稍低的现象，使烟气分布左右方向出现扩建端靠中心处(大概在NOx质量浓度测点10,11处)出现流量较低的现象。这个烟气流速的异常区域极易造成SCR反应器前墙靠扩建端处出现低NOx的区域，这跟图10实测数据非常吻合。

图11　300 MW工况下反应器A侧入口烟气流速

图12　300 MW工况下反应器B侧入口烟气流速

2.2.3300 MW低负荷时SCR反应器喷氨格栅调整试验

根据300 MW低负荷时测量SCR反应器出口NOx分布情况进行了喷氨格栅调整，最终A侧、B侧喷氨格栅调整见表6，调整后测量NOx分布如图13和14所示，SCR系统性能参数见表7。

经过调整后的A侧出口NOx质量浓度分布左右相对标准偏差仍达到29.0%，主要因为固定端测点1处虽然保持喷氨调节阀全开，仍不能通过减少其他阀门开度增加相对喷氨量的方法降低其NOx质量浓度。单一的喷氨阀门调整手段不能有效解决此问题，但除去测点1的影响，A反应器出口NOx质量浓度分布左右相对标准偏差仅为13.3%,可认为调整后的A侧NOx质量浓度出口左右分布相对平均。综合考虑可以采取表6喷氨格栅调整开度。B侧反应器存在一个低NOx质量浓度的危险区域，因此B侧反应器的喷氨格栅阀门调整除了进行炉左右方向的喷氨大小调整外，还需兼顾低NOx质量浓度危险区域的NOx质量浓度水平。调整后测量NOx分布如图14所示。通过反复试验调整，最终将B侧SCR反应器的左右相对标准偏差控制在25%以内，同时使低质量浓度NOx分布区平均质量浓度提高了80%以上。

表6　喷氨格栅调整(300 MW)

图13　SCR系统A侧出口NOx质量浓度分布(300 MW)

图14　SCR系统B侧出口NOx质量浓度分布(300 MW)

项目A侧B侧项目A侧B侧入口质量浓度(DCS平均)/(mg·m-3)258.2264.3DCS计算脱硝效率/%80.088.9实测入口质量浓度(平均)/(mg·m-3)300325实测脱硝效率/%88.785.1DCS与实测入口偏差/%13.918.7DCS与实测效率偏差/%8.04.5出口质量浓度(DCS平均)/(mg·m-3)51.544.2测点左右标准偏差/%9.517.73实测出口质量浓度(平均)/(mg·m-3)39.148.3测点左右相对标准偏差/%57.241.3DCS与实测出口偏差/%31.78.5测点左右相对标准偏差(去测点1)/%13.3—

2.2.4氨逃逸测量结果情况

300 MW负荷工况下试验所选取抽氨测点为靠近NOx出口质量浓度较低测孔。所测得反应器A，B侧的氨逃逸率平均值分别为0.44×10-6和0.63×10-6，各测孔所测得氨逃逸均低于3×10-6。氨逃逸测量结果见表8。

3　空预器堵塞情况调整前后性能对比

为更好地了解调整喷氨格栅后SCR系统的运行情况，选取具有代表性的2个工况(550 MW和300 MW)下的空预器进出口压差作为性能对比参数，这是因为当氨逃逸增多时，在空预器中当烟气温度冷却至177～215 ℃时，SCR反应器中未反应的NH3与SO3发生反应生成硫酸氢铵。硫酸氢铵是一种黏性很强并具有较强腐蚀性的物质，硫酸氢铵的黏性造成大量飞灰沉积在空预器表面引起空预器堵塞，增加空预器的阻力[12-15]。

由表9可以看出，在550 MW负荷下空预器进出口压差在SCR未优化前平均为A侧2 263 Pa,B侧2 299 Pa。空预器阻力过大，会增加引风机的功率消耗，严重时甚至迫使机组停炉以清理空预器。喷氨格栅优化调整后，空预器进出口压差降到A侧1 682 Pa,B侧1 786 Pa，A侧降幅约25.19%，B侧降幅约22.31%。在300 MW负荷下，由表10中的数据可以看出，喷氨格栅调整前空预器的平均进出口压差分别为：A侧1 416 Pa，B侧1 346 Pa。经过喷氨格栅调整后空预器进出口的压差平均值为：A侧1 046 Pa，B侧1 173 Pa，其中A侧降幅约26.13%，B侧降幅约12.85%。

上述2个工况的空预器阻力在调整后均大幅下降，A侧降幅大于B侧，说明A侧效果更明显，这个结果也与表5和表7的氨逃逸测量值相对应，B侧的氨逃逸相对较多。另外，在优化调整后，吹灰次数明显减少，接近以往的一半。同时，引风机的电流约减小22%，减少了厂用电，提高了经济效益。

表8　#1机组300 MW运行氨逃逸率测量结果

表9　550 MW负荷下空预器进、出口压差　Pa

表10　300 MW负荷下空预器进、出口压差　Pa

4　结论及建议

(1)SCR脱硝系统喷氨格栅优化调整结果。550 MW高负荷下优化后，反应器A侧出口NOx质量浓度相对标准偏差由77.0%降低到55.5%；反应器B侧出口NOx质量浓度相对标准偏差由77.8%下降至41.2%。300 MW低负荷下优化后，反应器A侧出口NOx质量浓度相对标准偏差由72.3%降低到57.2%；反应器B侧出口NOx质量浓度相对标准偏差由59.4%下降至41.3%。结果表明，SCR脱硝系统喷氨格栅优化调整基本能保证SCR脱硝系统更加平稳、均匀地运行，具有普遍的降低出口NOx质量浓度相对标准偏差的效果。

(2)SCR脱硝装置效率试验结果。高负荷工况下实测SCR反应器A侧和B侧脱硝效率分别达到85.4%和85.1%时，氨逃逸率可以维持在3×10-6以下；低负荷工况下实测SCR 反应器A侧和B侧的脱硝效率达到88.7%和85.1%时，氨逃逸率可以维持在3×10-6以下。

(3)550 MW负荷下实测反应器A侧和B侧压力损失分别为475.0 Pa和378.6 Pa，压力损失较小。

(4)SCR反应器A侧与B侧烟气流场分布特点。A侧烟气入口流场(喷氨格栅前)呈现炉前流速小、炉后流速大的特征，且入口流场左右分布不均匀；B侧烟气入口流场(喷氨格栅前)相对较均匀，但炉后靠扩建端处的入口流场有个流速较低的区域。这是造成SCR反应器出口NOx质量浓度分布不均的主要原因。建议以后对反应器烟气导流板进行全面检查和合理布置，使入口烟气分布更加均匀。

(5)SCR反应器只能进行宽度方向的喷氨调整，不能进行纵度方向的喷氨调整，这是造成调整后SCR反应器出口NOx质量浓度分布仍不够均匀的另一主要原因。建议对喷氨管路进行改造，使之可以进行纵度方向的喷氨调整。

(6)试验中发现反应器B侧DCS氨流量计比实际耗氨量少约10%。建议对反应器B侧DCS氨流量计进行重新校核，以防止平时运行期间过多的喷氨造成氨逃逸的增大，从而造成烟气下游空预器的堵塞。

(7)SCR反应器A侧和B侧的进氨调节阀波动较大，调节性能不好，建议对其进行完善，以保证反应器出口NOx质量浓度调节的准确和稳定。

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(本文责编：白银雷)

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2016-03-09；

2016-05-02

TK 16

A

1674-1951(2016)06-0063-08

杨焱鑫(1982—)，男，湖北枣阳人，工程师，从事电厂环保方面的工作(E-mail:yangyanxin@gdyd.com)。