330 MW燃煤火电机组SCR烟气脱硝系统的优化分析

蒋 政

（四川广安发电有限责任公司，四川 广安 638000）

0 引言

燃煤火电厂的基本工作原理是通过燃烧煤炭将其蕴含的能源转化为电能，最终应用于人们的生活生产。在实际能量转换环节，煤炭燃烧使用效率不高，烟气排放处理不达标，造成了严重的环境污染，影响着社会生活环境。SCR烟气脱硝技术的应用，能够降低火电厂的能源消耗，实现超低排放，提高企业的核心竞争力。

1 SCR烟气脱硝系统介绍

SCR，全称为Selective Catalytic Reduction，即选择性催化还原技术，是一种现代化降低燃煤NOX排放的系统。其工作流程，是将反应还原剂以液体形式储存于喷枪罐中，在蒸发器内进行反应气化，再经过喷氨格栅进入SCR 反应器中，从而与烟气发生反应，有效降低NOX含量。SCR 烟气脱硝系统中主要包括喷氨格栅、导流板、整流器、催化剂以及SCR 反应器等结构，通过氧化还原反应，实现将烟气中NOX转化成氮气和水，达到烟气脱硝的目的。

2 SCR烟气脱硝系统优化意义

目前，火电厂工作的主要燃料便是煤炭资源，通过煤炭的燃烧推动锅炉发动，从而生产电能。但在长期发电工作过程中煤炭消耗量较大，据统计，火电厂所消耗煤炭占我国全部煤炭资源的55%以上，资源在短时间内无法得到相应补充，对生态环境造成了一定的破坏。且煤炭的不完全燃烧还会造成二氧化碳及硫化物、氮氧化物等有害气体的排放，对发电厂周边环境造成一定的污染。此外，燃料燃烧效率低会导致大量煤炭无法得到充分的利用，造成资源浪费的同时增加了发电厂的投入成本。由于燃煤火电厂火力发电的机制限制，在锅炉日常工作中经常出现热量消耗，在热量资源转化为电力资源的过程中产生资源浪费。锅炉的空气预热器存在漏风问题，导致煤炭的燃烧所需氧气不足，无法实现燃料的完全燃烧，造成大量污染烟气排放。

发电厂要紧跟时代步伐，利用SCR 烟气脱硝系统等技术，有效降低燃煤火电机厂的生产成本，减轻节能减排的工作压力，实现企业长期的可持续化发展。以甘肃电投武威热电有限公司为例，该公司已实现了超低排放技术的应用，在脱硫方面，采用石灰石或石膏湿法烟气脱硫工艺，不设烟气旁路。通过固定的石灰石粉供应商，利用罐装车将脱硫剂送到火电厂，然后通过仓泵输送进石灰储仓。在脱硝方面，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，实现80%以上的脱除效率，按照该公司的脱硝反应剂按液氨设计，以2×350 MW 机组为例，其年需液氨用量约1 800 t，将液氨用密闭罐装卡车运输至厂内，储存于氨罐中，其工程还原剂采用的是直接从市场外购纯度约为99.6%的液氨。

3 330 MW 燃煤火电机组常见运行问题

我国燃煤火电燃煤电厂环保理念发展起步较晚，与发达国家相比还有一定的差距，主要是因为我国环保措施较为落后，企业过度重视工业生产效果，缺乏员工环保意识培养，燃煤发电环保效果不理想。在脱硝处理环节，缺乏对于验测量喷氨优化调整前后NOX和NH3浓度的分布情况调查，无法得知脱硝系统氨逃逸量。大量煤炭资源无法得到充分利用，造成资源浪费的同时增加了火电燃煤发电厂的投入成本，造成了生态环境破坏。燃煤火电厂制粉系统的工作性能直接影响着烟尘污染情况，若其工作性能较低，不仅会造成一定的空气污染，更会使锅炉热量大幅度消耗，造成资源浪费。

以国家能源菏泽发电有限公司6 号炉为例，该燃煤火电脱硝项目由北京国电龙源环保工程有限公司总承包，于2017 年3 月26 日正式停炉，不设置SCR 反应器烟气旁路和省煤器高温旁路系统，缺乏烟气脱硝系统的还原剂制备采用液氨法方案。相关人员在进行机械情况调查时，发现空预器冷端和喷氨涡流板中的喷氨优化烟道深度方向不均，存在空预器堵塞及低温腐蚀的情况，涡流板表面存在大量积灰现象，部分喷氨管已经被积灰堵塞，影响喷氨量和喷氨效果[1]。

4 330 MW 燃煤火电机组SCR烟气脱硝系统的优化探讨

4.1 脱硝原理

在进行330 MW 燃煤火电机组SCR 烟气脱硝系统作业时，主要位于省煤器与空预器之间，工作环境一般为400 ℃～600 ℃。由于SCR 烟气脱硝系统中的催化剂活性较强，能够促进氨气进行氧化还原反应，进而完成燃煤脱硝。其工作原理，是将NH3作为反应还原剂，进行化学反应，并根据反应速率，可以分为速率较快的反应公式，如式（1）所示，以及速率较慢的反应公式，如式（2）所示。在330 MW燃煤火电机组SCR 烟气脱硝系统中，包括导流板、SCR 反应器以及喷氨格栅等，待处理烟气会经过烟道进入SCR 反应器，并与喷氨格栅中喷出的催化剂进行混合，经过氧化还原反应后，使烟气中的污染物质转化为氮气与水，从而完成330 MW 燃煤火电机组SCR 烟气脱硝作业。

4.2 数据测量

在进行330 MW 燃煤火电机组SCR 烟气脱硝系统的优化研究时，需要对系统脱硝数据进行测量，包括脱硝入口数据、喷氨后数据以及未净化烟气逃逸量，主要针对SCR 反应器的出入口、喷氨后系统内烟气温度变化、组分及流速。通常利用等截面多点网格法，在SCR 反应器出口上的垂直烟道以及脱硝出口上的垂直烟道，分别布置不同孔位的数据测量点。使用FLUKE（福禄克）和K 型热电偶，对烟气温度进行测量，并用TESTO350（烟气分析仪）对烟气中的污染气体所含情况进行计算，结合便携式氨气分析仪，有效控制喷氨下游氨气的浓度。

4.3 系统建模

SCR 烟气脱硝系统的净化效果影响因素，主要为烟气排量、氨气排量以及SCR 反应器入口的烟气浓度。以十里泉电厂330 MW燃煤火电机组SCR 烟气脱硝系统设计为研究对象，可以将SCR 烟气脱硝系统净化过程，当做两方面输入、单方面输出的气体流动模型，将其流量变化及SCR 反应器入口处NOX的浓度作为输入变量，SCR 反应器出口处NOX的浓度作为输出变量。过程中，需要采集系统喷氨量阀门开度、负荷情况、烟气排量、喷氨量、SCR 反应器入口处NOX的浓度以及SCR 反应器出口处NOX的浓度等数据，从而建立SCR反应器模型，其辨识参数，如式（3）所示。

式中：s为时间单位。相关物理量选择SCR 反应器进口、出口 NOX浓度的基准值，分别为 500 mg/m3、50 mg/m3时得到的辨识结果数据。

4.4 实施要点

一般来说，SCR 烟气脱硝系统的应用，能够实现330MW燃煤火电机组30%～70%的脱硝效果，但在实际作业环节，还要注意SCR 反应器内温度、炉内NOX浓度以及喷枪数量的配置和氨水浓度的确定等。首先，在60 MW～90 MW 符合条件下，应将SCR 反应器内温度控制在1 000 ℃左右，这与“根据锅炉特性和运行经验，最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近”的结论一致。其次，炉内NOX浓度分布对于系统脱硝效率有着重要影响作用，适时在NOX高浓度区域喷洒氨水，能够促进SCR 反应器内反应充分，从而保证330 MW 燃煤火电机组脱硝效果。但由于NOX自身性质较为不稳定，无法控制其均匀分布在反应器内，工作人员需要在煤粉燃烧后，根据烟气流动情况进行NOX浓度调整。最后，在满足系统喷射作业范围的前提下，应控制喷枪数量的配置和氨水浓度，从而有效提高脱硝效率。根据实验结果显示，喷枪数量和氨水浓度的配置确定最佳情况为标高29 m 处装备2 只喷枪，标高31 m 处装备4 只喷枪，氨水浓度控制在11%～16%，此时SCR 反应器能够实现最多100%符合条件下的NOX排放环保要求。此外，对于还原剂在反应环节的停留时间，主要通过对一、二、三次风的合理调节，也就是燃烧调整来进行有效控制，具体作业需要根据各台锅炉情况不同进行适当调整。

4.5 注意事项

一方面，燃煤火电机厂要加强对脱硝技术及灰渣资源的应用处理，在降低污染源排放的同时，还能为燃煤火电机厂提供更高的经济效益。SCR 烟气脱硝技术的应用，不仅会提高后续工作的转化效果，更会减缓燃煤设备的腐蚀程度，加强环境保护效果。另一方面，应大力发展新型清洁能源，例如风能、太阳能和水能等，调整发电能源结构，降低对燃煤资源的过度采伐。利用清洁能源进行发电生产，不仅能够降低环境污染，更能缓解企业对煤炭资源的依赖，提高经济效益。持续开发绿色清洁能源，能够保证生态环境保护工作的顺利开展，采取有效措施进行节能减排，完善能源结构。例如，光伏电站系统就是一种很好的新能源利用系统，它是指一种利用晶硅板、逆变器等电子元件组成特殊材料，将太阳光能转化为电能，并向电网输送电力的光伏发电系统，是国家大力支持的绿色电力开发能源项目。以某地光伏电站系统统计数据为例，其一年接收到的有效日照时间为1 600 h，标称容量为1 kW，电度表记录其年发电量为1 300 kWh/kW，根据公式（4）可知，其年光伏电站系统效率为81.25%。

式中：PRT为在T时间段内光伏电站的平均系统效率；ET为在T时间段内光伏电站输入电网的电量；Pe为光伏电站组件装机的标称容量；hT为T时间段内方阵面上的峰值日照时数。

5 结论

综上所述，目前燃煤火电厂工作的主要燃料还是煤炭资源，通过煤炭的燃烧推动锅炉发动，从而制造电能，该发电方式会对燃煤火电厂周边环境造成一定的污染。因此，我们应该加强SCR 烟气脱硝系统在330 MW 燃煤火电机组中的优化分析，探索燃煤火电厂绿色发展，以期实现全方位超低排放。