谢晔 程俊杰 马涛 陶鑫 王宏铭 高巨贤
宁夏京能宁东发电有限责任公司，宁夏 银川 750400
[摘 要] 针对燃煤机组中选择性催化还原脱硝系统（SCR）存在喷氨量过高、NOx浓度波动大和空预器堵塞等问题，本文采用SCR分区喷氨控制技术改造某660MW燃煤机组。结果表明，相同运行负荷条件下，SCR 分区喷氨控制系统的引入可有效改善脱硝效率、液氨消耗量、空预器阻力和SCR 出口NOx浓度分布均匀性。脱硝系统液氨消耗量减低7.1%，空预器阻力下降54Pa，SCR反应器烟道出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度的线性相关性从0.063提高至0.615。
[关 键 词] SCR脱硝；分区喷氨控制；浓度分布；空预器阻力
本文引入一种SCR分区喷氨控制技术。通过改进脱硝装置喷氨管路分布，巡测SCR出口NOx浓度分布实时数据，实现喷氨量精细化控制，改善燃煤机组超低排放改造后局部氨逃逸率和氨消耗量过大等问题。首先，考察了燃煤机组添加SCR分区喷氨控制系统后的实际运行效果，然后，讨论了SCR分区喷氨控制系统对喷氨总量、空预器阻力、以及SCR出口和烟囱入口NOx浓度波动特性和线性相关性的影响。
1 技术方案与研究方法
1.1 技术方案
本文拟为660MW燃煤汽轮发电空冷机机组脱硝系统喷氨设计进行优化。机组配套脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）工艺，催化剂采用1+1层布置。
SCR分区喷氨控制技术由分区喷氨管路模块、SCR出口NOx/O2浓度巡测模块和控制模块构成。分区喷氨管路模块由一根喷氨母管和4个分区母管组成，分区母管将反应器均匀分割为四个独立的喷氨区域。分区母管下游增设分区支管、调平阀、支管调节阀和氨质量流量计，用来精确调控分区喷氨流量。NOx/O2浓度巡测模块安装在SCR 进、出口水平烟道和空预器进口之间，利用网格法测定喷氨区域NOx浓度。
控制模块为独立运行的分散控制系统，其作用在于协调NOx/O2浓度巡测模块和分区喷氨管路模块，实现分区精确喷氨。具体作用机制如下：当NOx/O2浓度巡测发现某分区NOx/O2浓度存在偏差时，控制模块提供调平阀开度值并将其传送至调节阀驱动系统，快速调节分区喷氨流量和改变分区NOx浓度值。
1.2 研究方法
机组改造前后两个月的机组负荷、SCR 两侧喷氨量、烟囱入口 NOx 浓度等相关数据从原有电厂监控信息系统（SIS）和分布控制系统（DCS）系统历史数据库中提取。
SCR出口NOx/O2浓度分布是验证SCR分区喷氨控制技术是否可行的关键指标。采用网格法测试SCR出口NOx/O2浓度分布。脱硝反应器左侧和右侧烟道分布命名为21和22侧烟道。SCR分区喷氨控制技术将脱硝反应器分为8个独立的分区。通过布置在脱硝出口水平的烟道侧墙上36个测点完成分区NOx/O2浓度测试。
SCR出口某测点的表观误差定义为该测点NOx浓度测定值与其他测点平均值之差的绝对值，具体公式如下：
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（1）
Correl为SCR出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度之间线性相对性，计算公式如下所示：
（2）
其中，xi、yi分别为两个变量的样本个别值，n为两个变量的样本数，x、 分
别为两个变量总样本的平均值。两个变量的Correl值越接近 1，说明两个变量的线性相关度越高.
2 结果与讨论
2.1脱硝装置NOx浓度分布
图3为600 MW稳定运行负荷下，SCR分区喷氨控制系统运行后，SCR出口NOx浓度(标态、干基和6% O2 )分布柱状图。其中，反应器21侧烟道入口NOx 浓度范围为306.2 ~ 383.8 mg/Nm3，反应器22侧烟道入口NOx浓度范围为294.2 ~ mg/Nm3。原机组（未加装SCR分区喷氨控制系统）设计脱硝效率为87.5%，出口NOx浓度≯50 mg/Nm3。但是，从图3中可以看出，现机组烟气经过脱硝反应器后，SCR反应器21和22侧烟道出口NOx浓度平均值分别下降至30.86和34.32 mg/Nm3，脱硝效率89.92 ~ 91.96%，说明，SCR分区喷氨控制系统增加不仅可以满足国家NOx超低排放要求，而且明显提高脱硝效率。
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图4为600 MW稳定运行负荷下，SCR分区喷氨控制系统运行后，喷氨控制系统各分区 NOx浓度（标态、干基和6% O2）分布柱状图。分区喷氨控制系统共进行了4次自动调节和分点巡测。4 次巡测中 SCR 21 侧分区最大偏差依次为 3.23 mg/Nm3、3.69 mg/Nm3、1.85 mg/Nm3、2.19 mg/Nm3；22 侧分区最大偏差依次为1.93 mg/Nm3、0.96 mg/Nm3、1.67 mg/Nm3和1.88 mg/Nm3。以上较低的最大偏差值（均明显低于5 mg/Nm3）说明SCR分区喷氨控制系统使用后SCR反应器运行稳定，反应器出口NOx均一性高。
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2.2 空预器阻力变化特性
燃煤机组NOx排放越低，脱硝反应器需要催化剂层数越高。催化剂层数的增多会促进更多SO2转化为SO3。当空预器冷端排烟温度低于酸露点时，逃逸的氨与烟气中SO3反应生成硫酸氢铵，造成空预器阻力上升，导致引风机电耗上升。
图5 为喷氨控制系统改造后空预器压差随运行时间的变化趋势。从图中可以看出，SCR反应器两侧出口空预器差压偏差趋于一致，21侧空预器阻力下降明显，且随着运行时间的延长，两侧空预器差压比较稳定，没有上升趋势。
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表1为SCR分区喷氨系统改造前后空预器压差和机组负荷的平均值。系统投运前机组平均负荷为510 MW时，两侧空预器差压平均值为1.073kPa，且两侧空预器差压偏差约300Pa（21侧空预器阻力高于22侧空预器阻力）；系统投运后，机组平均负荷为510MW时两侧空预器差压平均值为1.019kPa，比系统投运前下降54Pa；两侧空预器阻力偏差仅为50Pa，比系统投运前下降250Pa。
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2.3 SCR喷氨总量变化特性
图6 为喷氨控制系统改造后SCR反应器 21/22侧喷氨量随运行时间的变化趋势。从图中可以看出，系统投运后，SCR入口两侧氨流量有所下降，且波动范围明显变小。机组负荷的改变是影响喷氨量的重要因素，特别是21侧氨流量随运行时间变化趋势与机组负荷变化趋势保持一致，说明SCR分区喷氨控制系统拥有较高的喷氨总阀控制精准度。
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为了定量分析SCR分区喷氨控制系统改造后机组喷氨总量的变化情况，选取了机组改造前、后两个月的主要相关数据进行对比分析，如表2所示。
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注：平均脱除NOx浓度= SCR入口两侧平均NOx浓度-烟囱入口NOx浓度。
从表1数据可知SCR分区喷氨控制系统改造前两个月内，机组平均负荷为501.5 MW，平均脱除NOx浓度为284.1 mg/Nm3时，对应的两侧平均喷氨量为104.5 kg/h；改造后系统投运两个月内，机组平均负荷为501.7 MW，平均脱除NOx浓度为272.4 mg/Nm3，对应的两侧平均喷氨量为92.8 kg/h，改造后机组负荷一致的情况下，平均脱除NOx浓度下降约4.1%，而总喷氨量下降约11.2%，换算到平均脱除NOx浓度相同的情况下，总喷氨量下降约7.1%。
2.4 SCR出口与烟囱入口NOx浓度波动特性
图7 SCR分区喷氨控制系统对SCR出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度的波动特性影响。SCR分区喷氨控制系统改造前（原机组），SCR出口两侧NOx浓度与烟囱入口NOx浓度波动较大，并且出现烟囱入口NOx瞬时浓度超环保指标（NOx浓度≯50 mg/Nm3）现象。21侧出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度变化趋势基本保持一致，但是，22侧出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度变化趋势一致性非常差。
SCR分区喷氨控制系统改造后（现机组），SCR出口两侧NOx浓度与烟囱入口NOx浓度变化趋势的一致性明显改善，SCR出口两侧单点测量NOx浓度更具代表性，可代表整个烟道截面的NOx浓度平均值，并有利于为喷氨总量控制提供更精确的计算数据，有效改善喷氨总量控制的稳定性。另外，机组变工况时，SCR出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度稳定性更好，环保指标未发生瞬时超标。
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表3对比了SCR分区喷氨系统对SCR出口与烟囱入口NOx浓度线性相对性的影响。从表中可以看出，SCR分区喷氨控制系统改造前SCR出口21侧、 22侧与烟囱入口NOx浓度线性相关系数分别为 0.562和0.063，系统改造并投运后，SCR 分区喷氨控制系统改造前SCR出口21侧、22侧与烟囱入口NOx浓度线性相关系数分别为0.868和0.615。以上结果说明，SCR 分区喷氨控制系统投运后，SCR出口21 侧、22侧与烟囱入口NOx浓度的线性相关关系明显变好， SCR出口两侧 NOx 浓度单点测量值更有助于SCR分区喷氨系统精确调整液氨流量，降低液氨消耗量。
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4 结论
（1）660MW燃煤汽轮发电空冷机机组增加SCR分区喷氨控制系统不仅可以满足国家NOx超低排放要求，而且明显提高了脱硝效率。SCR反应器烟道出口NOx浓度平均值下降至30.86 ~ 34.32 mg/Nm3，脱硝效率提高至89.92 ~ 91.96%
（2）SCR分区喷氨控制系统运行后，SCR反应器烟道出口NOx浓度均匀性明显提高，增强了SCR反应器烟道出口NOx浓度与烟囱入口NOx浓度的线性相关性，有利于SCR分区喷氨控制获取准确的基础数据；
（3）SCR出口NOx浓度及烟囱入口NOx浓度在机组变工况时，波动范围变小。
（4）相同机组平均负荷的条件下，SCR分区喷氨控制系统可控制空预器阻力上升，系统投运后可节约总约为7.1 %喷氨量。
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第一作者：谢晔，工程师，宁夏京能宁东发电有限责任公司，宁夏银川市临河工业园区A区宁夏京能宁东发电有限责任公司，750400,0951-7628557,18609582175,469356601@qq.com