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貝捷環保：SCR煙氣脫硝系統運行全過程數據分析

據的匯總分析，指出不同燃燒方式以及運行控制方式下，脫硫系統出口氨逃逸存在差異，導致空氣預熱器等下游設備硫酸氫銨（ABS）堵塞情況存在明顯差異，說明從鍋爐燃燒、脫硝設備、煙氣流動與混合等方面進行全過程優化管理的必要性及重要性。針對脫硝系統超低排放改造后集中出現的空氣預熱器ABS堵塞等次生問題，建議采用全過程管理理念，從源頭控制氨逃逸，提高脫硝系統運行水平。

機組經過超低排放改造后，普遍出現空氣預熱器（空預器）硫酸氫銨（ABS）堵塞和電除塵設備飛灰黏附，嚴重者甚至出現機組帶負荷能力受限、NOx及煙塵排放難以達標等問題，且ABS具有一定的腐蝕性會造成設備腐蝕，影響機組安全運行。

本文通過匯總分析國內多臺機組脫硝運行情況，對影響選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝系統性能的主要因素，如脫硝還原劑與煙氣的混合程度及分布、氨氮摩爾比、NOx質量濃度、煙氣溫度等進行分析，結合實際案例提出相應優化措施，為解決機組超低排放改造后脫硝系統運行次生問題提供參考。

1脫硝系統全過程分析

1.1NOx質量濃度分布

鍋爐不同燃燒方式下（切圓、旋流、拱式燃燒等），省煤器出口NOx質量濃度及分布差異較大，為此采用統計學方法中的四分位距（IQR）描述其分布情形。

對于切圓燃燒鍋爐，SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布較為集中，其IQR在8~41mg/m3之間；對于旋流燃燒鍋爐，NOx質量濃度分布相對集中，IQR在27~79mg/m3之間，部分機組達到119mg/m3；對于拱式燃燒鍋爐，NOx質量濃度分布比較分散，IQR最小為84mg/m3，最大達到387mg/m3。不同鍋爐燃燒方式下的NOx質量濃度分布如圖1所示。NOx質量濃度四分位距和均值之比（IQR/Mean）與NOx質量濃度分布相對標準偏差（CV）存在相關關系，具體如圖2所示。圖中O表示切圓燃燒，H表示旋流燃燒，W表示拱式燃燒

圖1不同燃燒方式下SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布

圖2NOx質量濃度分布偏差分析

1.2NOx平衡質量濃度

NOx平衡質量濃度應結合鍋爐燃燒及脫硝裝置綜合確定，以防止低氮運行方式下出現鍋爐高溫腐蝕、可燃物含量高、CO質量濃度上升等問題。表1為某630MW機組不同工況運行參數。由表1可以看出：隨著SCR脫硝系統入口NOx質量濃度降低，鍋爐效率也隨之降低，這主要是由于低氧量運行方式下鍋爐未燃碳及CO熱損失升高；增加風量后，上述熱損失明顯降低，鍋爐效率增加，但SCR脫硝系統入口NOx質量濃度也隨之升高，導致脫硝噴氨量增加，同時氨逃逸量也隨之增加（圖3）；當脫硝系統氨逃逸量超出一定限值時，會造成空預器設備堵塞，此時空預器差壓會快速上升，導致風機電耗增加。

表1某630MW機組不同工況運行參數

圖3不同NOx質量濃度下鍋爐效率、噴氨量及氨逃逸量關系

NOx平衡質量濃度可按照以下步驟確定：

1）評估經噴氨優化調整后的脫硝裝置潛能，據此可計算不同NOx質量濃度對應的氨逃逸量；

2）結合煙氣條件，評估不同氨逃逸量對空預器堵塞的影響，定性評價空預器阻力變化情況；

3）將鍋爐效率及風機電耗轉換為煤耗數據；

4）按氨耗及煤耗之和最省原則確定NOx平衡質量濃度。

在NOx平衡質量濃度確定過程中，并非所有因素均能轉化為經濟效益進行比對，在具體項目中應根據實際情況確定各項因素的權重，對關鍵因素有所側重。

1.3空預器ABS堵塞

SCR脫硝系統運行產生的氨逃逸量與SO3質量濃度增加是造成下游空預器ABS堵塞、引風機電耗增加的主要因素。ABS沉積程度可由式(1)評估。

圖4為2層催化劑條件下，脫硝裝置運行3個月內空預器煙氣側阻力情況，其與氨逃逸量及煤中折算含硫量相關性明顯。由圖4可見，空預器阻力高值多分布于高硫煤、高氨逃逸量區域。燃用低硫煤種時，空預器阻力較易控制，氨逃逸限值可適當放寬，而高硫煤種空預器阻力上升明顯，需嚴格控制氨逃逸量。

圖4空預器阻力與氨逃逸量及含硫量關系

圖5為不同催化劑層數下空預器煙氣側阻力情況（運行3個月內）。針對不同的排放標準分別采用2層或3層催化劑時，空預器煙氣側阻力均值約為1400Pa；但高NOx質量濃度機組超低排放布置4層催化劑時，空預器阻力增加明顯，統計均值達到1740Pa。這一方面是由于高脫硝效率下氨逃逸量控制難度加大，另一方面4層催化劑下SO2/SO3轉化率也相應升高，ρ(NH3)×ρ(SO3)增大導致空預器ABS堵塞情況相對嚴重。

圖5空預器阻力與催化劑層數關系

圖6為不同燃燒方式下空預器煙氣側阻力情況（運行3個月內）。由圖6可見：旋流與切圓燃燒鍋爐相比，前者空預器差壓平均偏高約180Pa；旋流燃燒鍋爐SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布均勻性較差，且不同工況分布趨勢不同，使得噴氨格柵適應性較差，導致局部氨逃逸量峰值增加、空預器阻力升高；對于拱式燃燒鍋爐，上述影響尤甚，且在燃用無煙煤/貧煤時NOx質量濃度偏高，高脫硝效率導致氨逃逸量較大，使得空預器阻力明顯偏高。通過實例分析可以看出，降低SCR脫硝系統入口NOx質量濃度，同時提高其分布均勻性，可以減少氨逃逸量，是預防空預器ABS堵塞的有效手段。

圖6空預器煙氣側差壓與鍋爐燃燒方式的關系

1.4氨氮摩爾比分布

NOx質量濃度分布偏差越大的機組，空預器發生ABS堵塞的概率越大。根據相關研究，當脫硝效率要求達到93%時，即使氨氮摩爾比均勻性達到2%，氨逃逸量也僅能控制在2μL/L；如果脫硝效率降至85%，當氨氮摩爾比均勻性系數分別為2%及8%時，氨逃逸量均小于1μL/L，且后者僅偏高0.5μL/L。可見，脫硝效率低時氨逃逸量更容易控制。

正常運行中，對噴氨格柵進行定期優化調整是提高氨氮摩爾比分布均勻性的常用手段。對于本文統計的不同燃燒方式的機組，脫硝噴氨優化效果不同，噴氨優化前后氨逃逸量峰值如圖7所示。

圖7不同燃燒方式下鍋爐噴氨優化前后氨逃逸量峰值

由圖7可見：切圓燃燒鍋爐脫硝噴氨優化調整后，局部氨逃逸量峰值均可控制到3μL/L以下；旋流燃燒及倉儲制粉機組局部氨逃逸量峰值可控制到7μL/L以下；而拱式燃燒鍋爐氨逃逸量最難控制，案例中局部峰值可達21.3μL/L。這也是不同燃燒方式下鍋爐空預器阻力存在差異的主要原因。

常見的氨噴射裝置（AIG）主要有格柵式、混合型及渦流型3類，這3類氨噴射系統的優勢和適應范圍各異。執行NOx超低排放標準后，SCR脫硝系統脫硝效率進一步提高，國內部分采用混合型及渦流型AIG的脫硝系統無法滿足相應的氨氮摩爾比分布均勻性的要求。目前，已有電廠對脫硝系統AIG進行了優化改造，可明顯改善氨氮摩爾比分布均勻性，但對拱式燃燒、部分旋流燃燒鍋爐，還需采取提高省煤器來流煙氣分布均勻性的措施。

某W型火焰鍋爐，設計燃用無煙煤和貧煤的混煤，滿負荷運行時NOx質量濃度約1000mg/m3，最高達1300mg/m3，采用SNCR+SCR脫硝系統實現超低排放。受磨煤機組合及SNCR投運影響，脫硝反應器截面最高及最低NOx質量濃度差值達600mg/m3。高NOx質量濃度區域易超出催化劑設計脫硝能力；而低NOx質量濃度區域催化劑無法充分發揮性能，制約脫硝效率的提升，且該區域氨逃逸量過大。為改善來流煙氣中NOx質量濃度分布均勻性，該廠在省煤器出口至脫硝系統AIG入口之間煙道內增設煙氣混合裝置，以提高煙氣分布均勻性。改造前后SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布對比如圖8所示。

圖8改造前后SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布

由圖8可見，改造后SCR脫硝系統入口NOx質量濃度分布均勻性明顯提高，AIG適應性得以改善，空預器沖洗間隔延長3~6個月。

1.5噴氨量控制

根據某機組脫硝系統超低排放改造前后測試數據，分別計算脫硝系統潛能P，據此分析不同NOx排放質量濃度下氨逃逸量的變化情況，結果見表2。由表2可見：使用2層催化劑時，脫硝潛能為2.95，當NOx排放質量濃度分別控制在80、60mg/m3時，對應氨逃逸量分別為0.9、1.4μL/L；增加備用催化劑層后，脫硝潛能提升至3.12，在入口NOx質量濃度相同情況下，NOx排放質量濃度控制在40、20mg/m3時，對應氨逃逸量分別為1.6、3.6μL/L。可見，滿足超低排放控制標準時氨逃逸量增幅較大，即當氨氮摩爾比超過一定值后，繼續增加噴氨量，脫硝效率提高趨緩，而氨逃逸量會快速升高。如果以氨逃逸量≤3μL/L作為基準，那么超低排放背景下該機組脫硝系統出口NOx質量濃度應控制在23~50mg/m3，隨著催化劑性能的衰減，NOx排放質量濃度下限將逐漸提高，因此超低排放對噴氨控制水平要求更高。可見，超低排放要求下脫硝系統精細化管理非常有必要。

表2脫硝系統出口NOx質量濃度對氨逃逸量的影響

目前，對脫硝噴氨量的控制多采用前饋+反饋的控制思路。對機組負荷變動過程中的NOx質量濃度進行預估，提前調節噴氨量。除了對脫硝側噴氨控制進行優化外，也可對燃燒側進行優化，在兼顧燃燒、主蒸汽溫度等因素的同時，從源頭減小NOx質量濃度波動，尤其在當前燃煤機組深度調峰、負荷快速響應背景下，燃燒動態優化調整顯得尤為必要。某機組通過對燃燒器擺角控制邏輯、過熱度設定值、總風量前饋量、風門開度等進行優化，以改善機組動態特性，優化后在機組升降負荷過程中省煤器出口NOx質量濃度波動幅度明顯減小，有利于脫硝系統的穩定控制。動態特性優化前后NOx質量濃度波動情況對比如圖9所示。燃燒調整可以同時降低NOx質量濃度及其波動幅度，是氨逃逸源頭治理的必要措施。

圖9動態特性優化前后NOx質量濃度波動對比

1.6低負荷運行

SCR脫硝催化劑運行溫度區間與煙氣條件有關，為達到相同的脫硝效率，不同空間速度對應的適宜溫度不同，空間速度高對應溫度要求較高，而空間速度低的溫度相應較低，其適宜的反應溫度窗口為315~400℃。煙氣溫度越高，脫硝效率也越高，但同時SO2/SO3轉化率也會相應升高。

表3為某機組高中低負荷下的脫硝性能數據。由表3可見，雖然低負荷下煙氣溫度低導致脫硝反應活性降低，但煙氣流速的降低彌補了催化劑活性降低的影響，低負荷運行時氨逃逸量往往低于高負荷。

表3不同負荷下機組脫硝性能

對脫硝系統運行溫度下限的控制主要考慮催化劑微孔中ABS結露堵塞的影響。結露是ABS隨溫度變化的一種化學特性，與催化劑成分無關。制定低負荷運行方案時，首先應根據煙氣條件確定催化劑最低連續運行溫度（MOT），該溫度與煙氣條件有關。MOT與煙氣NH3和SO3體積分數的關系如圖10所示。當催化劑在MOT和ABS結露溫度

之間短時間（數小時）運行后，催化劑可以通過在MOT條件下運行恢復活性；如果低于ABS結露溫度運行，催化劑則無法在MOT下恢復活性，催化劑恢復活性則需更高的溫度及更長的運行時間；如果長時間在ABS結露溫度以下運行，催化劑有可能出現不可逆失活。

圖10MOT與煙氣NH3和SO3體積分數的關系

當煙氣溫度低于MOT較多（超過20℃）時，需通過現場設備改造提高SCR脫硝系統入口煙氣溫度。一般采用省煤器煙氣調溫旁路方案（圖11），該方案投資較低，提溫幅度大于30℃，但需注意旁路煙氣與主路煙氣的均勻混合，防止出現煙氣混合后溫度分層問題。某額定容量為393MW的亞臨界機組，采用省煤器煙氣旁路提升SCR脫硝系統入口煙溫。改造后，在機組并網時，煙道截面平均煙溫可由改造前的285℃提高至324℃，但煙氣溫度分布均勻性較差，截面最高煙溫為392℃，最低為277℃，溫度偏差在–47～68℃。

圖11調溫旁路開啟后SCR脫硝系統入口煙溫分布

2結論與建議

1）SCR脫硝裝置布置于省煤器與空預器之間，其性能狀況受來流煙氣條件影響明顯；超低排放背景下，因氨逃逸造成的ABS等次生問題愈加突出。

2）不同燃燒方式下，省煤器出口NOx質量濃度和氨逃逸量分布差異較大，導致空預器阻力情況不同，同時噴氨優化對氨逃逸改善效果也存在差異。

3）NOx平衡質量濃度應結合鍋爐燃燒、風機電耗、氨耗等綜合確定，以整體提高脫硝設備及鍋爐運行水平。

4）建議將鍋爐燃燒、脫硝設備、煙氣流動與混合以及催化劑作為整體，對脫硝設備進行全過程優化管理，從根源上控制氨逃逸，緩解空預器ABS堵塞。

5）制定脫硝低負荷方案時，應首先確定MOT，根據煙溫差值選擇相應的運行或改造方案。

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來源：《熱力發電》