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1、【Word版本下载可任意编辑】 图文分析燃煤电厂SCR脱硝系统服役过程中运行规律 本文对我国典型电厂SCR脱硝系统烟气温度、流速分布，烟气量、脱硝率、氨逃逸等SCR脱硝系统性能和运行特性开展了现场试验研究。现场试验结果说明：流场分布不均和催化剂老化是影响我国燃煤电厂锅炉SCR系统性能的关键问题，其中催化剂老化及系统运行管理是在役SCR脱硝系统安全经济运行的关键。从国内外的脱硝技术应用现状及氮氧化物排放控制政策来看，随着氮氧化物排放限制的严格，烟气脱硝技术将会被普遍应用。 在所有的烟气脱硝技术中，SNCR（选择性非催化复原）工艺尽管技术费用低、设备少，但由于脱硝率有限，已很难在火电机组（尤其是大
2、型火电机组）大规模应用；SCR（选择性催化复原）技术脱硝效率最高，可满足各种严格的排放要求，到目前为止，全世界已有装机容量超过200GW的燃煤电厂应用了SCR烟气脱硝技术。由于我国目前的氮氧化物排放要求已达世界先进水平，因此SCR烟气脱硝技术必将成为烟气脱硝技术的主流。 本文开展了燃煤电厂锅炉SCR系统现场试验研究。针对多家不同机组大小（1251000MW）电厂，不同服役时间（05年），不同厂家的SCR脱硝系统开展了脱硝系统入口/出口烟气温度、流速分布，烟气量、脱硝率、氨逃逸、SO2/SO3转化率、系统阻力等性能参数的现场试验研究。 掌握了火电厂投运SCR系统后对机组性能的影响规律，以及机组对
3、SCR脱硝系统安全经济运行的影响因素和作用规律。本文系统的现场试验研究结果，为实现SCR反应器浓度场的均匀分布，提高系统脱硝率，防止设备的堵塞和腐蚀，具有重要的指导意义和工程应用价值。 1、SCR脱硝系统现场性能试验主要内容 针对现场SCR脱硝系统性能试验，一般包括如下的试验项目： 1）脱硝效率试验； 2）氮氧化物排放浓度； 3）氨逃逸测试； 4）SO2/SO3转化率测试； 5）系统压力降测试； 6）噪声测试； 7）相关能源的消耗：复原剂消耗、水耗、电耗、汽耗等； 8）烟气温降测试。 其中最重要的测试参数包括：NOx、O2、NH3和SO3的测量。 2、SCR脱硝系统现场性能试验方法 2.1、N
4、Ox和O2的测量 现场试验NOx的测量仪器为红外NOx分析仪，O2的测量仪器通常为顺磁氧量计。由于SCR反应器的面积很大，通常还需采用如图1所示的自动测量系统。 通过对NOx和O2的同时测量，将NOx的数据换算为6%O2基准的数据，并按以下内容对数据开展分析： 2.2、NH3的测量 现场试验NH3的测量可按照EPAmethodCTM027标准，采样系统如图2所示。 3现场试验结果分析与讨论 3.1入口烟温分布 通过现场性能试验发现，入口烟温偏差较小，如图3所示。从图中可以看出，A、B、C三个电厂入口烟气温度偏差都非常小，约1%左右，且随着服役时间的延长基本不变。从试验数据得到三个电厂入口烟气温
5、度都在350-365的范围处于催化剂最正确活性温度区，有利于NO的脱除。 3.2入口流速分布 通过现场性能试验发现，入口流速偏差也普遍较大，如图4所示。 3.3入口NO分布 通过现场性能试验发现，入口NO浓度偏差较小，并随着服役时间的延长基本不变，如图5所示。 3.4出口NO分布 通过现场性能试验发现，当SCR脱硝系统投运22000h以后，SCR反应器出口NO浓度偏差普遍较大，如图6所示。比照三个电厂出口NO分布偏差可以看出，随着催化剂服役时间的增加，出口NO分布偏差增大，其中C电厂A侧反应器出口偏差到达32%左右。造成这一现象主要原因是随着服役时间的增加，催化剂的活性会下降。 由于烟道内不同
6、几何位置的催化剂失活情况各不一样，导致反应器中各个位置的脱硝效率也不尽一致，因此出口NO的偏差比较大。C电厂催化剂服役时间最长，反应器中各出催化剂活性下降差异愈加明显，致使其出口NO分布偏差最大。 3.5出口NO分布偏差与入口流速偏差正相关 比照A电厂#1和#2机组的SCR反应器入口流速偏差和出口NO浓度偏差，可以看出，出口NO浓度偏差与入口流速偏差呈明显正相关关系，如图7所示。造成这一现象主要原因是入口流速分布的不均导致反应器各部分NO脱除率的不均匀，从而出口NO分布不均匀。 3.6出口NO分布偏差与脱硝效率关系 比照C电厂#5机组的SCR反应器出口NO浓度偏差与脱硝效率的关系，可以看出，随
7、着脱硝效率的增加，出口NO浓度偏差明显增大，如图8所示。当增加喷氨量提高脱硝效率时，催化剂层截面上各处催化剂脱硝效率随氨氮比的增加而升高的速率相差很大，从而导致出口NO浓度分布偏差进一步升高。 3.7氨逃逸率与脱硝效率关系 比照C电厂#5机组的SCR反应器出口氨逃逸与脱硝效率的关系，可以看出，随着脱硝效率的增加，出口氨逃逸明显增大，并超过3ppm限值，如图9所示。这是因为随着服役时间的增加，催化剂会由于烟气的冲刷磨蚀，粘污堵塞，碱金属中毒等，造成活性成分流失或中毒，活性降低，体积损失，反应表面积减小，脱硝能力下降。 强行增加喷氨量提高脱硝效率时，导致氨逃逸急剧升高。NH3的泄漏是脱硝反应需要考
8、虑的一个重要参数，因为泄漏的NH3会与被催化剂氧化生成的SO3生成硫酸氢铵，这些物质在催化剂表面成绩，并在催化剂反应器下游的空预器、管道上沉积造成堵塞、腐蚀和压降增加等问题。 因此，对于服役时间比较长，氨逃逸超标的脱硝系统，需要在大小检修、停机的过程中及时开展催化剂的添加、更新、再生等措施来提高系统脱硝效率并保证氨逃逸率在设计范围内。从图中可以看出，C电厂5#机组脱硝效率到达80%的时候，氨逃逸率到达7ppm左右，远超过了设定的3ppm的指标，需要对该机组催化剂及时开展添加与更换。 4结论 本文对我国典型电厂SCR脱硝系统烟气温度、流速分布，烟气量、脱硝率、氨逃逸、SO2/SO3转化率、系统阻
9、力等SCR脱硝系统性能和运行特性原始数据开展了现场试验研究，主要结论如下： （1）反应器入口NO浓度、温度分布均匀，相对偏差不随服役时间延长而升高。但出口NO浓度和入口流速分布不均匀，入口速度分布偏差与出口NO浓度分布偏差呈明显正相关； （2）随着服役时间的延长，催化剂的粘污堵塞，磨蚀，中毒，造成催化剂活性下降，体积损失，反应表面积减少，系统脱硝能力下降日益成为影响系统脱硝性能的主要因素； （3）催化剂的老化和磨蚀会明显加大高脱硝效率下的出口NO分布不均匀性和氨逃逸，而由于检测设备的不可靠，进一步增加后续设备安全运行风险。 因此流场分布不均和催化剂老化是影响我国燃煤电厂锅炉SCR系统性能的关键问题，其中催化剂老化及系统运行管理是在役SCR脱硝系统安全经济运行的关键。本文对我国电站锅炉SCR脱硝系统系统的现场试验研究结果，为指导燃煤电厂锅炉SCD脱硝系统安全、高效、稳定运行具有重要的指导意义和工程应用价值。 李德波，廖永进，徐齐胜。6 / 6
