浅谈电站锅炉烟气脱硝系统喷氨优化调整方法

浅谈电站锅炉烟气脱硝系统喷氨优化调整方法

摘要：新《火电厂大气污染物排放标准》执行对电力行业氮氧化物排放提出了严格的限制，SCR烟气脱硝技术成为火电厂控制氮氧化合物的必然选择，还原剂氨是影响SCR烟气脱硝系统脱硝效率的关键因素，国内许多SCR脱硝装置为电厂后期改造项目，对SCR系统喷氨混合装置进行优化研究具有重要意义，本文提出了新型喷氨混合单元设计思想。设计控制氨逃逸的优化调整方法，根据脱硝系统出口NO分布情况调整喷氨系统，其优化调整后效果有差异，分区控制喷氨格栅技术效果最显著。

关键词：燃煤锅炉烟气脱硝

火电厂生产排放的NOx总量不断上升，NOx在烟气中主要以不稳定的NO形式存在，NOx危害很多，会引发空气细粒子污染，与大气中的氧气发生反应生成对人体有害的臭氧。

国内已安装脱硝系统燃煤机组有548台，采用选择性催化还原脱硝系统的机组有433台，SCR烟气脱硝技术以其实用性等方面展示出强大优势，在我国火电厂脱硝工程中得到了广泛的应用。SCR脱硝系统运行状况重要依据是脱硝效率，SCR脱硝系统出口的NOx浓度是指标决定性的影响因素。

1、SCR技术

1.1 SCR系统布置方式

高灰尘布置的反应器位于锅炉省煤器与空气预热器之间，投资运行费用低。催化剂耐高温能力有限，烟气温度过高会缩短催化剂使用寿命，未经处理的烟气中含有大量灰尘，催化剂长期运行于高尘环境会出现中毒现象，灰尘颗粒造成催化剂的堵塞等问题。为减少催化剂的磨损，SCR系统催化剂采用竖直布置，使用蜂窝状催化剂开孔较大，其几何表面积比低飞灰段布置所用催化剂小。高灰布置是经济有效的布置方式。低灰布置反应器位于高温静电除尘器后，次方法的。

优点是烟气中飞灰含量大幅减少，不易发生催化剂磨损。缺点是需要使用耐高温除尘器，我国电厂没有高温除尘布置形式。低温低灰布置反应器位于除尘器与脱硫系统后，不会造成催化剂堵塞。脱硫系统可大幅降低烟气中的SO2浓度，可以使用高活性催化剂减少催化剂的消耗量。

1.2 SC脱硝系统流程

SCR脱硝系统是火电厂发电新增的烟气处理环节，老电厂最初不具备脱硝系统，改造脱硝系统首先要解决脱硝系统布置问题，燃气轮机的SCR脱硝系统布置不同，某电厂SCR脱硝系统按照高温飞灰方式布置。高温飞灰布置是目前火电厂最常见的SCR脱硝系统布置工艺，SCR脱硝反应器处于省煤器与空气预热器中间位置，在喷氨栅格部位与经稀释后的氨气相遇，烟气经空气预热器与引风机进入到脱硫系统。液氨是物色的液体，易溶于水，具有一定的腐蚀性，液氨储存系统必须具备极高的可靠性。其构成包括两个液氨卧式储存罐，氨气吹扫系统等。工业生产中氨气制备方法主要有液氨法、尿素法。尿素法安全性高于液氨法，液氨法经济性优于氨水法。电厂采用也案发氨气制备系统，构成主要包括三台蒸气加热水浴式液氨蒸发罐及相应管道。SCR脱硝反应系统是脱硝系统中的关键系统，主要包括稀释风机、两套喷氨格栅、一套吹灰系统。SCR脱硝工艺中发生的反应是催化还原反应，烟气中的NOx与NH3催化剂作用下反应生成无害的M与H2O。降低烟气中NOx浓度。

1.3 SCR系统运行特性参数影响

SOR系统运行特性的参数主要有温度、还原剂与烟气混合情况、NOx浓度等。NOx还原反应只有在其催化剂有最佳活性度范围才能维持很高的脱硝率，过高温度会降低催化剂寿命。大多数燃媒电站使用商业催化剂，SCR反应最佳温度范围为250~450℃.停留时间是反应物在反应器中的时间，温度会影响停留时间，停留时间通常按其导数值空速表达，可用反应器体积与烟气流速比值钻算空速。还原剂必须与烟气充分均匀混合才能确保与反应物充分结合，氨喷射系统将氮气与空气混合物均匀混入烟气，许多SCR系统将NH，一起喷入烟气防止事故出现。通过对反应器内部流场数值模拟可达到优化氨喷射工况的目的。未完全反应MH，通过反应器进入下游设备使其发生绞盐腐蚀，可采用调节氨的喷入量为SCR系统设计辅助设备方法降低B,逃逸。N阳，选逸率并非稳定不变，能化剂活性下降时，还原反应特性下降，量化氨选逸的方法是测量飞灰上的氨浓度。

1.4 SCR反应器设计优化

SCR系统设计中，反应器设计直接影响SCR系统运行特性，反应器设计不佳时，SCR工艺系统运行特性也不理想。

反应器设计中主要解决速度分布、飞灰颗粒分布问题。在SCR技术商业化后模拟实验技术被系统工艺商用来模拟SCR反应器内部流场特性，一般将实验台按实际反应器的1/20-1/10缩小，通过对流场优化可以在AlG入口速度分布，最小系统降压，最下化飞灰粒在反应器内沉积。所有渗及流体流通、分子运输等现象问题，可借助CFD得到解决。采用计算机数值模拟计算是国内研究者普遍采用的手段，国外很多SCR系统工艺商运用C)技术对反应器进行数值模拟。对SCR反应器进行数值模拟可以得到与冷态实验相同标准的流动特性、经济的预测烟气温度分布及飞灰颗粒浓度分布等。

数值模拟的灵活性较好，其结果的保存引用较容易，数值模拟的入口边界条伴可灵活地改变，随着SCR装置需求量增大，其安装时间日益减少，大多数系统工艺商结合使用两种手段设计改进CR反应器。

2、烟气脱硝系统氨逃逸问题

随着我国电力工业的发展，NOx产生的污染问题引起了人们的关注，新建发电机组要求安装选择性催化还原期气脱确装置，未安装SCR烟气脱硝装置的投产机组逐步改造安装SCR烟气脱硝装置。SCR烟气脱硝原理是烟气喷入氨将NOx催化还原成N版与H0，喷入的氮气与烟气不能完全均匀混合，烟气中的水蒸气与远逸氮在一定条件下反应生成硫酸氢铵，在液态下是腐蚀性物质，硫酸氢较初始生成温度是S0，与氨浓度的函数，对典型的低碳煤硫酸氢氨初始生成温度为200~220℃.大型燃煤发电机组多采用容克式空气预热器进行加热，低温段传热元件表面粘结，导致空预器出现压降上升等现象。空预器压损率是运行一段时间后的压损与开始投运压损比。由于硫酸氢较导致空预器堵塞，空预器压损上升慢，同喷氨优化实验可调整脱硝系统氨分布，对其机组的节能运行具有重要意义。

3、优化调整试验

3.1试验方法

目前应用于燃煤电站锅炉SCR烟气脱硝系统的氨喷射技术主要有分区控制式喷射格栅喷氨技术，线性控制式喷射格栅喷氨技术。涡流式静态混合喷射技术特点是喷氨嘴个税与静态混合器片数一样，利用烟气流过的混合器片产生涡流使烟气与所喷入氮气混合。线性控制式喷射格栅喷氨技术特点是引入若干根管，每根管流量可单独调节，分布控制式喷射格栅喷氨技术是将烟气截面分成20~50个相同区域。降低SCR脱硝系统氨远逸量，需使喷入脱硝系统氨气与烟气NO呈对应分布，获得可用于不同喷氨技术的喷氮优化调整方法。

3.2优化调整试验结果分析

宁海发电厂4号炉脱硝系统喷氮采用线性控制式喷射格栅，优化调整前，脱硝系统AB侧出口NO分布不均度为38%、31%，AB两侧靠近锅炉中心区域NO含量较低，经优化调整后脱硝系统AB侧出口NO分布不均度小于30%，测试系统促化前后氨逃逸情况，脱命系统氨选逸体积分数为1.8uL/L，氨选逸量响应降低33%。浙江北仑发电厂6号机组脱硝系统采用涡流混合技术，AB反应器设置5涡流混合器，需要较长的混合距离实现均匀混合。较难通过优化调整试验实现烟气与喷氨的均匀混合。优化调整前AB侧分布不均度为67%、51%，反应器A中部偏左区域与B中部偏右区域存在NO测试值很低的情况，表明区域喷氨量相对过量。优化调整前B脱硝反应器出口NO分布测试结果，调整反应器涡流混合器氮气调节阀开度，使氮气分布更好地参与N0分布匹配，AB脱硝反应器出口分布不均度为27%、26%，由于只能在烟道一个方向进行喷氨量词整，难以降低脱确系统出口N0分布不均度，测试脱硝系统优化前后氨逃逸情况，优化后脱确氨选逸体积分数为14uL/A，氨选逸量降低1%。宁海电厂6号机组脱硝系统采用分区控制方式布置喷氨阀门，AB侧喷氮截面有48个喷氮分区，喷氨阀门控制喷氨分区，在烟气横纵向进行喷氨量调整。优化调整前脱确反应器出口NO分布不均度为22%，反应器A侧炉前NO浓度明显平均偏高。A侧炉后NO浓度明显较平均值编低.需要对区域喷氨量进行调整。

记化调整后NO分布不均度较优化前有所降低。使反应器前氨气浓度分布与NO浓度更匹配。优化前脱硝系统氨选逸体积分数为1.9μL/L，优化后氨逃逸量响应降低5的%。

4、结语

将SCR脱硝系统出口N0分布不均度30%作为优化调整指标，调整氨的分布，可实现脱确系统优化。采用不同喷氮技术的脱硝系统，优化调整结果有差别，分区控制喷氨格栅技术效果最显著，效果一般的为涡流混合技术。SCR脱确系统出口NO的均匀性对SCR脱硝系统运行起到重要作用。经过喷氨优化调整试验，氮气量能与烟道内斓气中NO浓度充分反应，减少硫酸氢氨的生成，使空预器清洗周翔延长。