燃煤电厂SCR脱硝系统运行存在关键技术问题研究与技术展望

陈 磊，李德波，周杰联，冯永新，陈 拓

（广东电科院能源技术有限责任公司，广州 510060）

0 引言

2014年国家发改委和国家环保部联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，要求燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧量6%条件下，烟尘、SO2、NOX排放质量浓度（以下简称“浓度”）分别不高于10 mg/m3（标准状态，下同）、35 mg/m3、50 mg/m3。 江鹏威[1]等进行了燃煤电厂脱硝喷氨调节阀堵塞原因分析及对策技术研究，通过对液氨品质、环境温度、设备构造、材质、堵塞物成分等因素的分析，找到了堵塞的原因。董长青[2]等进行了火电厂SCR（选择性催化还原）脱硝催化剂寿命预估研究，针对火电厂SCR脱硝催化剂在运行过程中的失活机理，建立了催化剂的失活动力学模型以及寿命计算方法。郑方栋[3]等进行了全负荷脱硝氨逃逸率与SO3转化率变化的现场试验研究工作。廖永进[4]等进行了SCR脱硝系统催化剂性能预测方法及实践方面的研究工作。SCR脱硝系统催化剂运行时间延长后，受到飞灰堵塞、冲蚀和化学中毒等影响，活性逐步降低，需要进行催化剂性能预测以指导催化剂的增加或者更换。基于试验室测试条件，催化剂活性测试结果并不能完全反映脱硝反应器的实际情况，应利用脱硝系统现场测试数据对试验室数据加以修正。李德波[5-9]等进行了超低排放下NOX动态超标问题的热工控制优化技术研究。毛奕升[10]等进行了火电厂SCR脱硝系统喷氨优化调整及烟气取样方法改进的研究，提高了SCR系统出口NOX测点代表性。国内其他研究者也在SCR系统优化运行方面开展了很多工作[11-20]。

本文进行了大量现场调研（调研了40台SCR脱硝系统，包括300 MW、600 MW、1 040 MW燃煤电厂），发现目前我国燃煤电厂SCR脱硝系统运行中存在诸多技术问题，主要包括：SCR脱硝系统出口NOX浓度均匀性较差；氨逃逸量高导致空气预热器堵塞，从而导致机组被迫停机；SCR脱硝系统热工测点代表性不足，带来运行监控方面的问题。本文通过理论分析、数值模拟和现场实践，指出了我国SCR脱硝系统需要注意的关键技术问题，并提出解决措施，旨在为SCR脱硝系统安全稳定运行提供指导。

1 SCR脱硝系统出口NO X浓度均匀性较差的问题及解决方法

某发电厂2台700 MW亚临界燃煤发电机组，配套锅炉由日本三菱重工设计制造，采用四角切圆方式燃烧烟煤。为满足烟气脱硝环保要求，采用高灰型SCR烟气脱硝工艺，分SCR反应器区和液氨储存及供应区域。催化剂层数按“2+1”模式布置，初装2层，预留1层，在设计工况、处理100%烟气量、布置2层催化剂条件下，每套脱硝装置脱硝效率均不低于80%，脱硝还原剂采用液氨。表1为机组300 MW负荷摸底工况下进出口NOX浓度及脱硝效率现场试验结果。从表1可以看出，反应器A侧、B侧出口NOX浓度相对标准偏差达到了56.5%、66.5%，出口NOX浓度分布严重不均匀。

现场调整方法：每侧反应器入口有10个喷氨调门，开大对应出口NOX浓度偏高区域的喷氨调门，关小对应入口NOX浓度偏低区域的喷氨调门，并通过调整试验最终确认调整幅度。A侧调整前后调门开度及B侧调整前后的调门开度如表2和表3所示。

表1 300 MW负荷摸底工况下进出口NO X浓度及脱硝率

表2 300 MW负荷工况下A侧调整前后的调门开度（由固定端至扩建端）

表3 300 MW负荷工况下B侧调整前后的调门开度（由固定端至扩建端）

由表4数据可以得出如下结论：

（1）经过调整后，A侧出口NOX浓度分布的均匀性有了较好的改善，相对标准偏差由调整前的56.5%降至调整后的14.2%。第一次调整后实测脱硝率为82.9%。

（2）B侧在喷氨格栅调整后，出口NOX浓度均匀性未能得到改善。经检查发现，B侧1、2、3号喷氨支管存在堵塞，即使将调门全开，对应出口区域的NOX浓度仍然较高，建议在检修时疏通管道。第一次调整后B侧的实测脱硝率为51.6%。

（3）调整后对反应器A侧、B侧出口进行了氨逃逸取样，分析结果显示出口的氨逃逸均小于3μL/L的要求值。

表4 第一次调整后300 MW负荷工况下脱硝系统进出口NO X浓度及脱硝率

在SCR脱硝系统实际运行过程中，要定期进行喷氨格栅调整试验工作，保证反应器出口NOX浓度均匀性控制在20%以内，同时要加强喷氨格栅现场维护工作，防止支管堵塞。

调研中发现一些燃煤电厂由于低氮技术改造效果不理想，导致反应器入口NOX浓度偏高，最高达到400 mg/m3，SCR脱硝系统减排压力很大，需要保证较高的脱硝效率，现场运行人员将脱硝效率控制在90%以上。大量现场运行经验表明，脱硝效率越高，氨逃逸一般越高，增加了空气预热器堵塞的风险，建议燃煤电厂开展低氮技术改造工作，降低脱硝反应器入口NOX浓度。

2 空气预热器严重堵塞的问题及解决方法

某300 MW机组空气预热器严重堵塞，在停机检修期间，采集了1号、2号机组B侧空气预热器冷端和中温端的飞灰，委托专业单位采用离子色谱分析仪进行化学组成分析，结果见表5、表6。

从表5可以看出，飞灰中含有一定浓度的NH4+和SO42-，根据国外大量运行经验，飞灰中NH4+质量分数控制在50 mg/kg以下时，说明氨逃逸量控制在安全范围，目前1B-GAH冷端NH4+浓度为 68.9 mg/kg，1B-GAH出口NH4+浓度为31.6 mg/kg，说明1号机组空气预热器存在一定程度的硫酸氢铵沉积现象，同时从测量结果发现，1B-GAH冷端pH值为5.35，为弱酸性环境。与2号机组相比，1号机组飞灰中NH4+和SO42-质量分数低很多，总体上看1号机组硫酸氢铵沉积现象比较弱，而2号机组硫酸氢铵沉积现象比较明显。NH4+和SO42-主要由是SCR脱硝系统逃逸的氨与SO3反应生成。烟气脱硝是指利用氨气作为还原剂与烟气中的NOX反应以脱除NOX，脱硝过程中的氨与烟气中SO3反应生成AS（硫酸铵）和ABS（硫酸氢铵），其产生过程可能存在的化学反应方程式如下：

表5 飞灰的化学组成成分（质量分数，1号机组）

表6 飞灰的化学组成成分（质量分数，2号机组）

AS是一种干燥粉末状物质，无腐蚀性，易通过吹灰清除。ABS具有黏性，容易吸附烟气中的飞灰，从而造成催化剂的阻塞和SCR下游设备的腐蚀，ABS的熔点温度为147℃，以液体形式在物体表面聚集或者以液滴形式分散于烟气中，在烟气中会粘附飞灰。

NH4+和SO42-的摩尔质量分别为18 g/mol、96 g/mol，与表5对应的以摩尔数计算得到的化学组成成分见表7。表8为2号机组在2017年7月化验的结果。

通过表7的数据得到1B-GAH冷端中NH4+和SO42-的摩尔比为7.26，1B-GAH出口中NH4+和SO42-的摩尔比为1.3，根据NH4HSO4（硫酸氢铵）中NH4+和SO42-的摩尔比为1∶1，可以得知飞灰的化验成分中不仅存在硫酸氢铵还有硫酸盐，通常为硫酸钙（沉积在蓄热片上的硫酸与飞灰中的含钙物质反应生成硫酸钙），因此空气预热器堵塞是由硫酸氢铵和硫酸钙共同造成的。

表7 飞灰的化学组成成分（摩尔分数，1号机组）

表8 飞灰的化学组成成分（摩尔分数，2号机组）

目前我国燃煤机组安装的SCR脱硝系统，运行过程中普遍发现空气预热器存在硫酸氢铵沉积现象。为了减少空气预热器堵塞，发电厂要定期进行脱硝系统喷氨格栅调整试验，降低反应器出口氨逃逸的浓度；定期对脱硝系统进行性能评估，通过现场测试及催化剂试验室检测等手段，判断催化剂的失活程度，及时制订催化剂的加装、更换和再生方案，确保催化剂能够满足脱除污染物的要求。

调研中发现某些发电厂SCR脱硝系统热工自动控制投入率低，投入效果不好，导致在增减负荷的过程中，反应器出口NOX浓度超标或者NOX浓度过低，增大了空气预热器堵塞风险，建议电厂要完善SCR脱硝系统热工控制逻辑，保证脱硝系统热工控制灵敏性，防止出现变负荷过程中脱硝系统NOX浓度极低（5 mg/m3以下）的情况。

3 脱硝系统流场分布不均匀的问题及解决方法

烟道结构以及烟道内导流板安装布置形式是影响SCR反应器内烟气混合浓度和速度分布均匀性的重要因素。研究反应器内部设备对烟气流场的影响规律，对进一步提高反应器内烟气混合、流动的均匀性，提高脱硝效率和保障氨逃逸率，降低系统NOX排放具有重要意义。通过数值模拟研究可以对影响SCR反应器内流动均匀性的结构因素进行全面分析，对脱硝系统的布置安装具有良好的指导意义。

某发电厂300 MW机组现有SCR脱硝系统催化剂现场磨损照片如图1所示，可以看出催化剂磨损比较严重，出现大面积催化剂脱落的问题。

图1 催化剂磨损和塌陷图

为了分析导致催化剂严重磨损和塌陷的原因，利用计算流体动力学方法，开展了SCR脱硝系统不同导流板布置方式下数值模拟。目前SCR脱硝系统右上角布置有7块弧-直型导流板，左上角布置有7块弧型导流板。数值模拟总共有以下5个工况：

工况1：烟气成分按照最新提供的数据，重新输入进行计算。

工况2：在工况1基础上，反应器右上角（最内侧）增加1块弧-直型导流板。

工况3：在工况1基础上，反应器右上角各导流板之间增加1块弧-直型导流板，共增加8块，即右上角共有15块弧-直型导流板。

工况4：在工况1基础上，反应器左上角增加直型导流板，即在原来7块弧型导流板基础上增加直型导流板，右上角导流板不变。

工况5：在工况1基础上，反应器左上角增加直型导流板，反应器右上角各导流板之间增加1块弧-直型导流板，共增加8块，即右上角共15块弧-直型导流板。

图2、图3、图4为数值模拟网格划分结果。数值模拟计算区域选取从省煤器出口至反应器出口，整个数值模拟网格规模为106个网格点。

图2 导流板布置

图3 SCR脱硝系统物理建模

图4 SCR脱硝系统网格划分

图5 为工况1时第一层催化剂上速度分布规律。第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为22%，大于工程允许的速度标准偏差系数（15%），即在现有导流板布置情况下，第一层催化剂入口截面上速度显著不均匀。

图6为工况2时第一层催化剂上速度分布规律。第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为17%，大于工程上允许的速度标准偏差系数（15%），因此还需要进一步调整。

图5 第一层催化剂上速度分布（工况1）

图6 第一层催化剂上速度分布（工况2）

图7 为工况3时第一层催化剂上速度分布规律。第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为13%，速度不均匀系数相对工况1有较大程度的降低，表明采用工况3的导流板布置方案，能够提高第一层催化剂入口速度均匀性。

图7 第一层催化剂上速度分布（工况3）

图8 为工况4时第一层催化剂上速度分布规律。第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为16%，速度不均匀系数相对工况1有一定程度的降低，但仍然大于15%，需要进一步调整。

图8 第一层催化剂上速度分布（工况4）

图9 为工况5时第一层催化剂上速度分布规律。第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为10%，速度不均匀系数相对工况1有较大程度的降低，完全满足工程要求。

图9 第一层催化剂上速度分布（工况5）

通过数值模拟分析，得到如下结论：

（1）最佳的导流板布置方案为：反应器左上角增加直型导流板，反应器右上角各导流板之间增加1块弧-直型导流板，共增加8块弧-直型导流板，得到速度不均匀系数为10%，完全满足工程要求。

（2）较好的导流板布置方案为：反应器右上角导流板之间增加1块弧-直型导流板，共增加8块弧-直型导流板，得到速度不均匀系数为13%，完全满足工程要求。

（3）现有的导流板布置方案，第一层催化剂入口截面上速度分布标准偏差系数为22%，大于工程上允许的速度标准偏差系数（15%），即在现有导流板布置情况下，第一次催化剂入口截面上速度显著不均匀。

通过数值模拟结果，导流板优化方案建议如下：

（1）在反应器右上角导流板之间再增加1块弧-直型导流板，共增加8块弧-直型导流板，能够满足工程要求，建议采用这个改造方案。

（2）反应器左上角增加直形导流板，反应器右上角导流板之间增加1块弧-直型导流板，共增加8块弧-直型导流板，得到速度不均匀系数为10%，为最佳的导流板布置方案，但是改造工作量较大。

4 建议

（1）脱硝系统要定期进行喷氨格栅调整试验，降低反应器出口氨逃逸的浓度，保证反应器出口NOX浓度均匀性在20%以下。

（2）NOX排放控制要将低氮燃烧技术与SCR脱硝技术综合考虑，锅炉侧要加强精细燃烧调整，降低炉膛出口NOX浓度，降低SCR脱硝系统脱除压力，避免SCR脱硝系统脱硝效率过高，造成氨逃逸量增大，增加空气预热器堵塞的风险。

（3）为了提高SCR脱硝系统进出口流场分布均匀性，建议开展SCR脱硝系统导流板优化的数值模拟工作，包括不同导流板布置形式下流场均匀性数值模拟，并结合现场改造措施，从根本上解决反应器出口流场不均匀的问题。

（4）提高SCR脱硝系统热工控制水平，尤其要重视喷氨自动控制水平，避免在变负荷过程中反应器出口NOX浓度极低，喷入过量的氨到反应器中，造成大量氨沉积在空气预热器换热元件，导致空气预热器堵塞。

（5）在满足环保要求的前提下，现场运行中脱硝出口NOX浓度宜控制在35～40 mg/m3，不应过低，满足环保要求即可。

5 结语

本文通过理论分析、数值模拟、现场试验，详细分析了我国SCR脱硝系统运行过程中存在的关键技术难题以及解决对策，对SCR脱硝系统优化技术进行了展望，为同类型机组SCR脱硝系统运行提供参考，具有重要的学术价值和工程应用价值。