SCR脱硝超低排放工程改造及性能评价

韩晨(北京国电龙源环保工程有限公司，北京 100039)

0 引言

氮氧化物(NOx)作为大气主要污染物之一，会导致光化学污染、酸雨、臭氧层破坏以及温室效应等环境问题，并威胁人类身体健康[1,2]。为了使燃煤电厂氮氧化物的排放得到有效控制，国家环保部、发改委和能源局于2015年12月联合发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求所有具备改造条件的燃煤电厂到2020年底力争实现超低排放，即氮氧化物排放浓度不高于50mg/m3(基准氧含量6%条件下)。目前国内很多燃煤机组都面临着脱硝超低排放工程改造的问题。

1 研究对象及内容

本文以某电厂660MW机组为研究对象。该机组脱硝装置采用SCR工艺，还原剂采用液氨蒸发方案。超低排放改造前，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(boiler maximum working condition，BMCR)、处理100%烟气量的条件下，脱硝系统运行时入口处NOx含量600mg/Nm3，出口处NOx含量不大于100mg/Nm3，脱硝效率不小于87%，未达到超低排放标准。该燃煤机组进行脱硝超低排放改造，对改造完成后的SCR脱硝超低排放工程进行评估，在100%、75%及50%三个负荷工况下，对整个脱硝设备进行超低排放性能评价分析。

2 性能评估方法

分别在100%、75%及50%三个负荷工况下，用网格法测量SCR反应器出入口NOx浓度、烟气流速、烟气温度及反应器出口氨逃逸的浓度分布。要求改造完成后，SCR脱硝反应器出口处烟气中NOx含量不大于45mg/Nm3，氨逃逸浓度不大于3ppm。主要测试仪器如表1所示。

3 研究结果及分析

机组超低排放改造完成后，分别在100%、75%及50%三个负荷工况下，测得SCR脱硝装置反应器出入口NOx浓度值、烟气温度和烟气流速，以及出口氨逃逸浓度值及偏差比较如表2所示[3]。

表1 主要测试仪器

表2 SCR脱硝装置反应器出入口烟气参数及偏差比较

续表2

三个工况下SCR脱硝装置反应器出入口NOx浓度分布如图1所示，测试深度为A端：1m，2m及3m；B端1.3m，2.3m及3.3m。从结果中可以看出：脱硝装置出口NOx浓度总体分布较为均匀。高负荷下(660MW与510MW)SCR入口NOx浓度较高，平均值大于200ppm(410mg/m3)；出口浓度最大值为21ppm(约43.05mg/m3)，低于超低排放限值50mg/m3，达到了超低排放的标准。满负荷下SCR装置的脱硝效率可达到92.2%，相比于改造之前(87%)得到了显著的改善。

图1 改造后SCR脱硝装置反应器出入口NOx浓度分布，d为测试深度

反应SCR脱硝装置性能水平的另一重要参数是出口氨逃逸浓度，其值主要取决于脱硝反应器内喷氨流量分配、催化剂性能等因素，及其速度、温度场[4]。机组在超低排放改造后SCR出口氨逃逸浓度如图2所示，测试深度分别为0.5m及1.5m。从图中可以看出，改造完成后，SCR脱硝装置反应器出口氨逃逸浓度较低，最大工况下出口NOx浓度值均小于3ppm，满足设计要求。

三个工况下脱硝装置出入口烟气温度总体较高，低负荷时(50%负荷)基本能达到340℃，保证了脱硝装置的稳定运行。脱硝装置出入口烟气温度分布较为均匀，均小于最大绝对偏差10℃。

三个工况下脱硝装置入口烟气流速分布略有不均，相比于改造前有较大改善；而反应器出口烟气流速分布比较均匀，总体优于入口值。这表明了SCR反应器内部流场设计合理，对入口烟气流速具有较好的调节作用。

图2 改造后SCR脱硝装置反应器出口氨逃逸浓度，d为测试深度

4 结语

文章以某电厂660MW机组为研究对象，针对该燃煤机组进行了SCR脱硝装置的流场优化设计改造，并有如下结论：

(1)高负荷工况下，机组脱硝入口氮氧化物浓度较高，大于400mg/m3。建议对低氮燃烧器进行优化调整，同时优化锅炉燃烧方式(如二次风挡板开度、磨煤机运行方式等)，降低锅炉燃烧氮氧化物的生成；

(2)脱硝装置出口NOx浓度总体分布较为均匀，三个工况下SCR出口NOx浓度最高为21ppm(约43.05mg/m3)，满足超低排放标准；脱硝效率也相比于改造之前得到了显著的提高(92.2%vs.87%)；

(3)脱硝装置氨逃逸浓度值较低，满足氨逃逸小于3ppm的设计要求；

(4)脱硝装置出入口烟气温度分布较为均匀，均小于最大绝对偏差10℃；

(5)脱硝反应器出口烟气流速分布优于入口烟气流速分布，表明装置流场入口烟气流速具有较好的调节作用；

(6)机组在满负荷下运行测得SCR脱硝装置阻力与流场模拟结果相当，证明了模型的可靠性。

以上结果均说明，使用流场优化对SCR脱硝装置进行提效改造，可以显著提升装置的脱硝效率，达到超低排放的标准。