摘要

新《火電廠大氣污染物排放標準》執行對電力行業氮氧化物排放提出了嚴格的限制，SCR煙氣脫硝技術成為火電廠控制氮氧化合物的必然選擇，還原劑氨是影響SCR煙氣脫硝系統脫硝效率的關鍵因素，國內許多SCR脫硝裝置為電廠后期改造項目，對SCR系統噴氨混合裝置進行優化研究具有重要意義，本文提出了新型噴氨混合單元設計思想。設計控制氨逃逸的優化調整方法，根據脫硝系統出口NO分布情況調整噴氨系統，其優化調整后效果有差異，分區控制噴氨格柵技術效果最顯著。

火電廠生產排放的NOx總量不斷上升，NOx在煙氣中主要以不穩定的NO形式存在，NOx危害很多，會引發空氣細粒子污染，與大氣中的氧氣發生反應生成對人體有害的臭氧。國內已安裝脫硝系統燃煤機組有548臺，采用選擇性催化還原脫硝系統的機組有433臺，SCR煙氣脫硝技術以其實用性等方面展示出強大優勢，在我國火電廠脫硝工程中得到了廣泛的應用。SCR脫硝系統運行狀況重要依據是脫硝效率，SCR脫硝系統出口的NOx濃度是指標決定性的影響因素。

1SCR技術

1.1SCR系統布置方式

高灰塵布置的反應器位于鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，投資運行費用低。催化劑耐高溫能力有限，煙氣溫度過高會縮短催化劑使用壽命，未經處理的煙氣中含有大量灰塵，催化劑長期運行于高塵環境會出現中毒現象，灰塵顆粒造成催化劑的堵塞等問題。為減少催化劑的磨損，SCR系統催化劑采用豎直布置，使用蜂窩狀催化劑開孔較大，其幾何表面積比低飛灰段布置所用催化劑小。高灰布置是經濟有效的布置方式。低灰布置反應器位于高溫靜電除塵器后，次方法的優點是煙氣中飛灰含量大幅減少，不易發生催化劑磨損。缺點是需要使用耐高溫除塵器，我國電廠沒有高溫除塵布置形式。低溫低灰布置反應器位于除塵器與脫硫系統后，不會造成催化劑堵塞。脫硫系統可大幅降低煙氣中的SO2濃度，可以使用高活性催化劑減少催化劑的消耗量。

1.2SCR脫硝系統流程

SCR脫硝系統是火電廠發電新增的煙氣處理環節，老電廠最初不具備脫硝系統，改造脫硝系統首先要解決脫硝系統布置問題，燃氣輪機的SCR脫硝系統布置不同，某電廠SCR脫硝系統按照高溫飛灰方式布置。高溫飛灰布置是目前火電廠最常見的SCR脫硝系統布置工藝，SCR脫硝反應器處于省煤器與空氣預熱器中間位置，在噴氨柵格部位與經稀釋后的氨氣相遇，煙氣經空氣預熱器與引風機進入到脫硫系統。液氨是物色的液體，易溶于水，具有一定的腐蝕性，液氨儲存系統必須具備極高的可靠性。其構成包括兩個液氨臥式儲存罐，氨氣吹掃系統等。工業生產中氨氣制備方法主要有液氨法、尿素法。尿素法安全性高于液氨法，液氨法經濟性優于氨水法。電廠采用也案發氨氣制備系統，構成主要包括三臺蒸氣加熱水浴式液氨蒸發罐及相應管道。SCR脫硝反應系統是脫硝系統中的關鍵系統，主要包括稀釋風機、兩套噴氨格柵、一套吹灰系統。SCR脫硝工藝中發生的反應是催化還原反應，煙氣中的NOx與NH3催化劑作用下反應生成無害的N2與H2O。降低煙氣中NOx濃度。

1.3SCR系統運行特性參數

影響SCR系統運行特性的參數主要有溫度、還原劑與煙氣混合情況、NOx濃度等。NOx還原反應只有在其催化劑有最佳活性溫度范圍才能維持很高的脫硝率，過高溫度會降低催化劑壽命。大多數燃煤電站使用商業催化劑，SCR反應最佳溫度范圍為250～450℃。停留時間是反應物在反應器中的時間，溫度會影響停留時間，停留時間通常按其導數值空速表達，可用反應器體積與煙氣流速比值估算空速。還原劑必須與煙氣充分均勻混合才能確保與反應物充分結合，氨噴射系統將氨氣與空氣混合物均勻混入煙氣，許多SCR系統將NH3一起噴入煙氣防止事故出現。通過對反應器內部流場數值模擬可達到優化氨噴射工況的目的。未完全反應NH3通過反應器進入下游設備使其發生銨鹽腐蝕，可采用調節氨的噴入量為SCR系統設計輔助設備方法降低NH3逃逸。NH3逃逸率并非穩定不變，催化劑活性下降時，還原反應特性下降，量化氨逃逸的方法是測量飛灰上的氨濃度。

1.4SCR反應器設計

優化SCR系統設計中，反應器設計直接影響SCR系統運行特性，反應器設計不佳時，SCR工藝系統運行特性也不理想。反應器設計中主要解決速度分布、飛灰顆粒分布問題。在SCR技術商業化后模擬實驗技術被系統工藝商用來模擬SCR反應器內部流場特性，一般將實驗臺按實際反應器的1/20-1/10縮小，通過對流場優化可以在AIG入口速度分布，最小系統降壓，最下化飛灰顆粒在反應器內沉積。所有涉及流體流通、分子運輸等現象問題，可借助CFD得到解決。采用計算機數值模擬計算是國內研究者普遍采用的手段，國外很多SCR系統工藝商運用CFD技術對反應器進行數值模擬。對SCR反應器進行數值模擬可以得到與冷態實驗相同標準的流動特性、經濟的預測煙氣溫度分布及飛灰顆粒濃度分布等。數值模擬的靈活性較好，其結果的保存引用較容易，數值模擬的入口邊界條件可靈活地改變，隨著SCR裝置需求量增大，其安裝時間日益減少，大多數系統工藝商結合使用兩種手段設計改進SCR反應器。

2煙氣脫硝系統氨逃逸問題

隨著我國電力工業的發展，NOx產生的污染問題引起了人們的關注，新建發電機組要求安裝選擇性催化還原煙氣脫硝裝置，未安裝SCR煙氣脫硝裝置的投產機組逐步改造安裝SCR煙氣脫硝裝置。SCR煙氣脫硝原理是煙氣噴入氨將NOx催化還原成Nx與H2O，噴入的氨氣與煙氣不能完全均勻混合，煙氣中的水蒸氣與逃逸氨在一定條件下反應生成硫酸氫銨，在液態下是腐蝕性物質，硫酸氫銨初始生成溫度是SO3與氨濃度的函數，對典型的低碳煤硫酸氫氨初始生成溫度為200～220℃。大型燃煤發電機組多采用容克式空氣預熱器進行加熱，低溫段傳熱元件表面粘結，導致空預器出現壓降上升等現象。空預器壓損率是運行一段時間后的壓損與開始投運壓損比。由于硫酸氫銨導致空預器堵塞，空預器壓損上升慢，同噴氨優化實驗可調整脫硝系統氨分布，對其機組的節能運行具有重要意義。

3優化調整試驗

3.1試驗方法

目前應用于燃煤電站鍋爐SCR煙氣脫硝系統的氨噴射技術主要有分區控制式噴射格柵噴氨技術，線性控制式噴射格柵噴氨技術。渦流式靜態混合噴射技術特點是噴氨嘴個稅與靜態混合器片數一樣，利用煙氣流過的混合器片產生渦流使煙氣與所噴入氨氣混合。線性控制式噴射格柵噴氨技術特點是引入若干根管，每根管流量可單獨調節，分布控制式噴射格柵噴氨技術是將煙氣截面分成20～50個相同區域。降低SCR脫硝系統氨逃逸量，需使噴入脫硝系統氨氣與煙氣NO呈對應分布，獲得可用于不同噴氨技術的噴氨優化調整方法。

3.2優化調整試驗結果分析

寧海發電廠4號爐脫硝系統噴氨采用線性控制式噴射格柵，優化調整前，脫硝系統AB側出口NO分布不均度為38%、31%，AB兩側靠近鍋爐中心區域NO含量較低，經優化調整后脫硝系統AB側出口NO分布不均度小于30%，測試系統優化前后氨逃逸情況，脫硝系統氨逃逸體積分數為1.8μL/L，氨逃逸量響應降低33%。浙江北侖發電廠6號機組脫硝系統采用渦流混合技術，AB反應器設置5渦流混合器，需要較長的混合距離實現均勻混合。較難通過優化調整試驗實現煙氣與噴氨的均勻混合。優化調整前AB側分布不均度為67%、51%，反應器A中部偏左區域與B中部偏右區域存在NO測試值很低的情況，表明區域噴氨量相對過量。優化調整前AB脫硝反應器出口NO分布測試結果，調整反應器渦流混合器氨氣調節閥開度，使氨氣分布更好地參與NO分布匹配，AB脫硝反應器出口分布不均度為27%、26%，由于只能在煙道一個方向進行噴氨量調整，難以降低脫硝系統出口NO分布不均度，測試脫硝系統優化前后氨逃逸情況，優化后脫硝氨逃逸體積分數為14μL/L，氨逃逸量降低17%。寧海電廠6號機組脫硝系統采用分區控制方式布置噴氨閥門，AB側噴氨截面有48個噴氨分區，噴氨閥門控制噴氨分區，在煙氣橫縱向進行噴氨量調整。優化調整前脫硝反應器出口NO分布不均度為22%，反應器A側爐前NO濃度明顯平均偏高。A側爐后NO濃度明顯較平均值偏低。需要對區域噴氨量進行調整。優化調整后NO分布不均度較優化前有所降低。使反應器前氨氣濃度分布與NO濃度更匹配，優化前脫硝系統氨逃逸體積分數為1.9μL/L，優化后氨逃逸量響應降低59%。

4結語

將SCR脫硝系統出口NO分布不均度30%作為優化調整指標，調整氨的分布，可實現脫硝系統優化。采用不同噴氨技術的脫硝系統，優化調整結果有差別，分區控制噴氨格柵技術效果最顯著，效果一般的為渦流混合技術。SCR脫硝系統出口NO的均勻性對SCR脫硝系統運行起到重要作用。經過噴氨優化調整試驗，氨氣量能與煙道內煙氣中NO濃度充分反應，減少硫酸氫氨的生成，使空預器清洗周期延長。