摘  要：为降低SCR系统的氨逃逸，结合国电泉州热电有限公司设备的特点及运行情况，对SCR系统运行进行了一系列的调整、优化措施，取得了良好的经济效益和社会效益。

关键词：喷氨优化；氨逃逸；配风调整；控制措施。

  1 引言

选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术是目前世界上先进的火力发电厂烟气脱硝主流技术之一。国电泉州热电有限公司4台机组均采用SCR烟气脱硝技术。氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，为控制脱硝过程中氨的使用量及保护设备，必须对SCR出口的氨逃逸量进行监测。氨逃逸率是影响SCR系统运行的一项重要参数，是实际生产中喷射入反应器却未参与还原反应的氨的与出口烟气体积之比，是通过单位体积内氨含量来表示的。为达到环保排放要求，往往会出现过量喷氨，多出而逃逸的氨将与SO₃反应生成硫酸氢氨，导致空预器堵塞、腐蚀，严重时威胁机组正常运行。现通过实例研究分析，通过不同方法降低氨逃逸率，实现对SCR系统运行优化。

  2 设备简介

国电泉州热电有限公司现有四台机组：一期2台机组，锅炉型号HG-1025/17.4-YM28，为亚临界中间一次再热自然循环汽包锅炉，配备300MW供热机组；二期2台机组，锅炉型号HG-2115/25.4-YM12，为超临界参数变压运行直流炉，配备670MW供热机组。

国电泉州热电有限公司脱硝SCR系统采用垂直烟道2＋1层设计，采用国产蜂窝式催化剂，高温高尘布置形式，脱硝SCR前的取样测点安装在省煤器后喷氨格栅前的垂直烟道，水平安装单点氮氧化物、氧量测量取样探头，脱硝SCR后的取样测点及氨逃逸率测点安装在SCR反应区后空预器前水平烟道，垂直安装单点氮氧化物、氧量测量取样探头。

图1 高温高尘布置形式

表1 SCR装置设计参数

  3 存在的问题

随着机组的运行，主要存在以下几个问题（以#1机组为例）：

喷氨量较理论值高出20%左右，氨逃逸率长期维持5~9ppm左右的水平，不仅造成喷氨的浪费，还带来一系列的其它问题。

催化剂层积灰日益严重，主要体现在脱硝反应器差压不断上涨，脱硝反应器A/B侧差压由686/814Pa上涨至1326/1196Pa。

空预器差压持续上升，由1.8/1.9kPa上涨至3.6/3.7kPa，不仅增加厂用电率，而且威胁到机组安全稳定运行。

  4 氨逃逸控制措施

为了降低氨逃逸率，我公司从以下几个方面对氨逃逸进行控制：

4.1 均匀分布氨流量

氨逃逸率偏差（氨逃逸与排放标准差值），可以通过氨均布试验进行调整、消除。因SCR脱硝系统入口烟气流场和NOx浓度场分布对氨均布调整具有影响，首先需对其进行标定，按照网格法，将每一侧烟道划分为7×3网格，对入口烟气流场和NOx浓度场逐点测量，若脱硝入口某点位相对流场较大，则应考虑增加相应点位的喷氨量（就地手动调整去各反应器的手动门，见图2），通过该点氨流量大小调整，保证NOx和氨分布相对均匀（氧化剂和还原剂对应成比例），见图3。

图3  #2机组脱硝装置入口NOx浓度分布

4.2 控制脱硝烟气温度

4.2.1 锅炉启动时

在锅炉启动过程中，烟气中的铵盐、硫酸、水和其他凝结物低于各自的露点温度时，会凝结吸附在催化剂会孔内。温度升高时，这些物质蒸发将导致催化剂孔内压力增大，造成催化剂损坏。因此在烟气升温过程中，应快速通过水和酸的露点温度，使得SCR反应器入口烟气温度低于水的露点温度（50-60℃）的时间越短越好。

另外停炉过程中，SCR停止喷氨后，应维持烟气系统继续运行30分钟左右，使得催化剂中残留的氨全部参加反应，防止催化剂中残余氨，随着烟温的下降，形成铵盐,堵塞催化剂孔。

4.2.2 低负荷运行时

SCR脱硝工艺所选用的催化剂在310～420℃范围为最佳，当催化剂在低于310℃运行时，氨气将与烟气中的SO₃反应生成铵盐，造成催化剂堵塞和磨损，因此当入口烟温低于306℃时，脱硝逻辑保护应能自动关闭喷氨关断阀；若未自动闭锁，则需人工手动干预。

为保证SCR的反应温度，采取了以下控制措施：

a）提高氧量，增加机组供热量；

b）增加上层磨组煤量，由高热值燃煤改为低热值燃煤；

c）调整燃烧器摆角和SOF风摆角；

d）开大燃尽风门，关小周界风，将AA层开至100%；

e）适当减少吹灰；

f）降低主蒸汽压力；

g）适当增加炉膛负压，降低一次风压及磨煤机出口温度。

4.2.3 事故工况时

锅炉超温、MFT、重要辅机故障或跳闸等情况均会使催化剂中残余氨较多，因此要维持烟气系统继续运行30分钟左右，并维持声波吹灰器运行，闷炉后应尽快采用引风机快速冷却，使催化剂冷却尽量快速通过水和酸的露点温度。

其中锅炉四管泄漏对催化剂的影响是最大的，锅炉一旦爆管，就会有大量的蒸汽进入烟气，流经催化剂，使得烟温下降过快，使得烟气湿度过大，在短时间内造成催化剂的寿命损耗。发生泄漏后，若无法维持运行时，应紧急停炉，及时进行疏水泄压，减少烟气湿度的增加。

4.3 控制稀释风量

通过表1比对，A/B两侧稀释风量不对称，两侧稀释风量变差达到9%，应注意查找喷氨格栅小孔堵塞、进口滤网、逆止阀、稀释风量测量孔板等问题，因此在启动炉侧风机前4h就需启动稀释风机和声波吹灰器，并可通过比对正式投SCR前和正常运行时稀释风流量，查知喷嘴堵塞的程度。

表2  稀释风量对SCR的影响

4.4 均匀掺混NH₃/NO_X

现我厂在混合器选择上是的涡流式静态混合喷射器，见图4，为满足超低排放的流场分布要求，可通过优化涡流混合气的圆盘直径和布置位置、角度，以及调整每侧5个氨气喷管流量，来实现NH₃/NO_X均匀掺混。

SCR脱硝系统在超低排放的情况下，通常会增加喷氨量来满足超低排放的环保参数，随着喷氨量的增加，脱硝效率也不断提高，在较高的脱硝效率下运行时，氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸的影响如图5。

图4 涡流式静态混合喷射器

图5 氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸的影响

由图5可见，随着氨氮摩尔比增大，脱硝效率升高，NH₃逃逸也逐渐增大，尤其当脱硝效率超过90%时，氨逃逸增大的趋势明显加快，空气预热器形成硫酸氢铵堵塞的风险增大。因此在NH₃/NO_X混合均匀情况下，可适度减少喷氨量，保证在环保参数未超标情况下，降低氨氮摩尔比，从而减少氨逃逸率。

4.5 合理运行制粉系统

以4号机组为例，进行制粉系统倒换试验（由C磨倒换至A磨运行），由图6曲线可发现，倒换过程中，因停运制粉系统减少了炉膛内过剩空气量，分级燃烧较明显，所以SCR入口NOx下降至50mg/Nm³，对应减少喷氨量50kg/h左右,降幅很明显。因此制粉系统由上层倒换至下层运行，不仅可以降低入口NOx，减少喷氨量，还能有效减少氨逃逸。

图6  制粉系统倒换运行对SCR的影响

4.6 调整低氮燃烧器中心风

通过降低低氮燃烧器中心风的风量，减少一次风根部的氧量供给，使得燃烧器着火区处于还原性气氛，同样可以降低喷氨量，减少氨逃逸率。经试验，六台制粉系统燃烧器中心风电动阀关小至10%，观察脱硝入口氮氧化物可由430mg/m³下降至280mg/m³，降低幅度达150mg/m³。

图7 低NO_X轴流式燃烧器结构示意图^[1]

 中心风关小后要做好防范一次风口结焦的工作，在关小后需加强对燃烧器处中心风管测温。试验中发现关小中心风后，测得燃烧器中心风管温度在180~200℃之间，无超温现象。

  5 调整控制后的运行分析

经机组大修及运行燃烧调整，各参数得到好转，具体如下（以#1机组为例）：

a.   氨逃逸率得到明显控制，维持在1.0-1.6ppm左右，不仅减少了喷氨的浪费，还对缓解了空预器堵塞。

b.   脱硝反应器与空预器A/B侧差压分别控制在712/689Pa、1.63/1.71Pa，经观察数月参数稳定，未有上涨趋势。

c.   在燃烧稳定的前提下，满负荷和低负荷下进口NOX浓度分别控制在186/174mg/Nm³、140/130mg/Nm³，大大降低了喷氨量。

通过优化前后数据比对分析，空预器和电除尘差压明显下降，厂用电率显著下降。在满足深度减排标准的同时氨耗量较改造前明显下降，300MW机组单机平均氨耗量由72.75kg/h将至46.5kg/h，可节约36.1%，每年单台机组可节省液氨约229.95t，节约液氨采购费约75.87万元。

在节能减排工作的不断深入，排放监督愈发严格，本厂SCR系统的运行优化促进了电力与环境的可持续协调发展，为实现“三型五化，七个一流”集团战略更进一步。

      6 结语

本文针对国电泉州热电有限公司机组脱硝系统提出了一些在运行中如何控制减少氨逃逸率的措施，并结合实际生产实际问题，提出了一些解决方法，对电厂运行设备和设备操控做出一定改进，提高了机组运行的安全性和经济型。

参考文献：

[1] 杜云贵，吴其荣，邓佳佳，李芳:SCR烟气脱硝催化剂的化学动力学模拟研究[J]:热力发电:2010年02期

[2] 吕君英，龚凡，郭亚平:选择性催化还原NOx的反应机理研究[J]:工业催化:2006年01期