SCR脱硝系统温降测量及现场改造措施研究.pdf

45第 43 卷第 4 期能 源 工 程SCR 脱硝系统温降测量及现场改造措施研究陈石明1，孙长安1，李德波2(1国能浙江宁海发电有限公司，浙江 宁波 315612；2南方电网电力科技股份有限公司，广东 广州 510080)摘要：针对某 1000MW 电厂 1 号锅炉 SCR 脱硝系统测量温降值较高的问题，在现场开展了更准确和精细的温度场测量研究，研究结果表明：A、B 反应器的实际温降的平均值分别为 6.75和 4.93，整体上都处于合理范围内。同一截面的测点温度波动较大，最大值 32.6位于 A 侧反应器入口，表明反应器烟气温度场不均匀。由于截面温度分布不均匀，SCR 进出口截面的特定点位温度值相差较大，A 反应器中最大相差 24.5，B 反应器中最大相差 13.5。在 SCR 反应器入口与第一层催化剂之间，温差超过 2，表明反应器保温效果较差。电厂出现测量温降值较高的情况，主要是烟气流场温度分布不均匀，且现有 DCS 测温装置测点较少，导致测量温度值没有代表性；需要优化 SCR 脱硝系统温度场，增加温度测点以改进 DCS 测温系统，提升 SCR 脱硝系统保温效果，保证 SCR 脱硝系统温降测量结果更准确。关键词：SCR；温降值；温度测量中图分类号：X701文献标识码：ADOI：10.16189/j.nygc.2023.04.007Research on temperature drop measurement and on-site improvement measures of SCR denitrification systemCHEN Shiming1,SUN Changan1,LI Debo2(1.Guoneng Zhejiang Ninghai Power Generation Co.,Ltd.,Hangzhou,315612,China;2.China Southern Power Grid Technology Co.,Ltd.,Guangzhou,510080,China)Abstract:Aiming at the problem of high temperature drop measured by SCR denitrification system of No.1 boiler in a 1000MW power plant,a more accurate and precise temperature field measurement study was carried out.The results show that the average actual temperature drop of A and B reactor is 6.75 and 4.93 respectively,which is in a reasonable range as a whole.The temperature at same measuring section fluctuates greatly with maximum value is 32.6 at the entrance of A side of reactor,indicating that the flue gas temperature field of reactor is uneven.Due to the uneven temperature distribution in cross section,the temperature at a specific point of the inlet and outlet of SCR varies greatly,with a maximum difference of 24.5 in reactor A and 13.5 in reactor B.The temperature difference between the entrance of SCR reactor and the first layer of catalyst is more than 2 ,indicating poor thermal insulation effect of reactor.Higher measured temperature drop is mainly due to the uneven temperature distribution of flue gas flow field and insufficient number of measuring points in DCS temperature measuring devices,which results in unrepresentative measured temperature values.It is necessary to optimize the temperature field of SCR denitrification system,increase temperature measuring points to improve DCS temperature measurement system,improve the heat preservation effect of SCR denitrification system,and ensure more accurate temperature drop measurement results of SCR denitrification systemKey words:selective catalytic reduction;temperature drop value;temperature measurement收稿日期：2023-05-10基金项目：国家自然科学基金资助项目(51376161)作者简介：陈石明（1981-），男，浙江宁波人，工程师，研究方向：电厂自动化控制、智慧电厂建设。通讯作者：李德波（1983-），男，浙江大学工学博士，教授级高级工程师，主要研究方向为燃煤耦合生物质掺烧理论研究、数值模拟和现场实验研究，超（超）临界锅炉调试、试验和技术监督，煤粉燃烧高级数值模拟，大规模并行计算方法和程序开发等。VOL.43No.4Aug.2023第 43 卷第 4 期2023 年 8 月能 源 工 程ENERGY ENGINEERING46VOL.43No.4陈石明等：SCR 脱硝系统温降测量及现场改造措施研究0引言2014 年国家发改委和国家环保部联合下发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年），要求燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35、50mg/m3）。NOx排放控制技术是超低排放目标实现的关键措施，主要分为燃烧过程控制和烟气后处理两类：燃烧控制技术通过调整锅炉燃烧参数提高锅炉燃烧效率、降低 NOx的生成；烟气后处理技术通过脱硝系统对产生的 NOx进行还原处理，降低 NOx的排放。针对超低排放目标，学术界和工业界对相关技术进行了大量研究，取得了有价值的研究成果，通过对燃烧过程和烟气后处理过程的优化控制，大大降低了 NOx的排放。何金亮1等进行了燃煤电站 SCR 烟气脱硝系统运行典型故障诊断技术研究。王建峰2等进行了飞灰含氨量对脱硝装置氨逃逸测定影响的现场试验研究。潘栋3等进行了超低排放电站锅炉 SCR 脱硝装置的故障诊断及运行优化技术研究。李德波4-8等进行了超低排放下 NOx动态超标问题热工控制优化技术研究。毛奕升9等进行了火电厂 SCR 脱硝系统喷氨优化调整及烟气取样方法改进的研究，提高了 SCR 系统出口 NOx测点代表性。郭凯旋10等进行了基于 NOx浓度场实时检测的喷氨优化技术研究，提出了适用于 SCR 脱硝系统 NOx控制的优化算法。国内其他研究者在 SCR 脱硝系统优化方面开展一些工作，取得了一些对于工程有价值的研究成果11-18。某 电 厂 1000MW 机 组 SCR 脱 硝 系 统 中，DCS 上显示 A、B 反应器进出口温降达到 15。电厂热控人员对烟温测量热电偶进行校验，发现并非是热电偶出现故障。为了找出温降测量值高的原因，现场开展了全面的 SCR 脱硝系统温度场测量工作，研究分析后找到了主要原因，并提供了改造措施建议，为 SCR 脱硝系统安全稳定运行提供了重要的指导。1电厂设备情况及存在的问题本文研究电厂为 21000MW 超超临界燃煤发电机组，采用四角切圆方式燃烧烟煤。为满足烟气脱硝环保要求，采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，分 SCR 反应器区和液氨储存及供应区域。催化剂层数按“2+1”模式布置，初装两层预留一层，在设计工况、处理 100%烟气量、在布置两层催化剂条件下每套脱硝装置脱硝效率均不小于 80%，脱硝还原剂采用液氨。脱硝装置原设计基准数据见表 1 所示。该电厂原有的催化剂已经运行近三年时间，脱硝装置长期运行后，催化剂的活性表面可能被部分覆盖或缺失，影响催化剂的活性及作用，最终影响脱硝效率和氨逃逸率，且于 2015 年底进行了分级省煤器和加装顶部催化剂的改造，运行参数相应也会发生比较明显的改变。2SCR 脱硝系统存在的问题目前，该电厂的 SCR 脱硝系统存在较大的问题是 SCR 反应器进出口的温降值较高，可能对催化剂脱硝效率造成影响。锅炉在满负荷运行时，现有的 DCS 测温装置显示 A、B 反应器进出口温降达到15以上，且难以通过现有技术手段调控。由于 SCR 反应器的核心即催化剂成分，对反应温度的要求较高，需要在合适的温度下才能确保脱硝效率满足要求，因此对该问题进行研究。首先对烟温测量热电偶进行检查，结果表明现有热电偶运行正常。为了找出造成 SCR 脱硝系统温降测量值高的原因，进一步开展更精细和准确的现场测量工作，选取 SCR 脱硝系统的四个截面，分别为系统进口和三层催化剂出口，以校验现有的DCS 测温装置准确性，并找出温度变化的主要区域，结合现场实际情况分析原因，并提出后续的改造措施及建议。47第 43 卷第 4 期能 源 工 程表 1脱硝系统入口有关设计参数项目参数单位数值备注烟气流量湿烟气流量m3/h22592643.43%O2，锅炉 BMCR 工况值（燃用煤种以 2007 年实际到厂煤种为依据）烟气成分烟气湿度%9.26锅炉 BMCR 工况值（燃用煤种以 2007 年实际到厂煤种为依据）O2%3.43CO2%15.93CO%0N2%71.38烟气中其他成分飞灰浓度g/m3316%O2、标态、干基NOxmg/m33506%O2、标态、干基SO2mg/m329256%O2、标态、干基、煤含硫按最高 1.2%SO3mg/m3366%O2、标态、干基、煤含硫按最高 1.2%Fmg/m320.76%O2、标态、干基、煤含氟按最高Clmg/m323.26%O2、标态、干基、煤含氯按最高Asmg/m31.466%O2、标态、干基、煤含砷按最高Hgmg/m30.0236%O2、标态、干基、煤含汞按最高Pbmg/m30.126%O2、标态、干基、煤含铅按最高3SCR 脱硝系统温降高原因分析与讨论3.1SCR 系统温度场分布现场测量方法试验仪器利用E型热电偶和FLUKE测温仪，在三层催化剂入口进行温度测量，每个反应器每层催化剂靠近侧墙位置有 6 个测孔，每个测孔测量 6 个温度值，取样枪长度为 8 米。根据试验项目，所需试验仪器（包括但不限于）详列于表 2。表 2 实验所需仪器清单名称数量用途E 型热电偶12温度测量FLUKE 测温仪1温度测量取样枪、胶管、工具等-辅助工具在机组 100负荷下，在脱硝系统三层催化剂入口，靠近侧墙位置测量温度分布，每个反应器每层催化剂入口在侧墙位置布置有 6 个测量孔。记录 DCS 显示的温度值，验证 DCS 测量结果的准确性。根据现场实际测量温度场，分析温度场分布的规律。为了便于理解现场试验测点布置情况，图1图 4 给出了现场测点的示意图。在进行 SCR 脱硝系统入口测量时，现场每个脱硝反应器入口有 6 个测点，从 A 侧到 B 侧，测点依次标号为 1、2、3、4、5、6。每个测点采用网格法布置 4 个温度，从离测孔最远点算起，测点依次为1、2、3、4，每个测点之间的距离为1米。具体测点布置见图 1 和图 2 所示。每个反应器测点总数为 24 个点，每个测孔最远测点与测孔的距离为 4 米。每个反应器入口电厂也安装有 3 个温度测点。图 1现场测点布置示意图（反应器入口）48VOL.43No.4陈石明等：SCR 脱硝系统温降测量及现场改造措施研究图 2 现场测点布置示意图（脱硝反应器入口）在现场开展脱硝催化剂层温度测量时，共进行了 3 层催化剂层温度测量。每层测点个数为 6个，从炉前到炉后测点序号为 1、2、3、4、5、6。由于每个反应器的宽度为 14 米，因此采用 8 米枪开展了温度场的测量。每个测孔测量 6 个温度点，每个温度点之间的距离为 1 米，从离测孔最远的点依次计为 1、2、3、4、5、6。通过上面的测点布置说明可以得知，每层催化剂层测点总数为 36个，每个测孔最远测点距离测孔的距离为 6 米。具体见图 3 和图 4 所示。图 3现场测点布置示意图（每层催化剂）图 4 现场测点布置示意图（每层催化剂测点）3.2测量结果分析3.2.1A、B 反应器入口烟气温度测量1 号机组 SCR 脱硝系统 A、B 侧反应器入口温度场测量结果见表 3、表 4 所示。从测量结果看出，A、B 反应器入口截面平均温度比较接近。然而，A 反应器入口截面内的温度相差较大，最高温度为 405.9，最低温度为 373.3，相差32.6，是整个反应器的温降测量值的两倍。相对来说，B 反应器入口截面内的温度相差较小，最高温度为 398.0，最低温度为 392.4，但温差也达到 5.6，可以考虑进一步优化。表 3700MW 工况下脱硝系统 A 侧反应器入口 烟气测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4A-1391.4383.5376.3373.3A-2395.2390.8391.3373.6A-3401.1395.6391.8391.5A-4405.9402.9399.3396.2A-5399.6395.8396.8396.9A-6400.3397.1402.2400.9总平均温度393.7表 4700MW 工况下脱硝系统 B 侧反应器入口 烟气测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4B-1395.0394.4393.4392.4B-2396.5395.5394.1393.5B-3395.4394.1393.5392.0B-4397.0396.7395.5394.0B-5398.0397.6396.0394.5B-6397.4396.5394.0392.6总平均温度395.03.2.2A 侧脱硝反应器催化剂层温度场测量SCR 脱硝系统 A 侧三层催化剂温度场测量结果见表 5、表 6、表 7 所示。第一层催化剂平均温度为 391.8，第二层催化剂平均温度为390.7，第三层催化剂平均温度为 387.0，整体温度情况变化较小。受到入口烟气温度分布不均匀的影响，催化剂温度场的温度最大值和最小值也相差较大：49第 43 卷第 4 期能 源 工 程第一层催化剂最大温度为 398.4，最小温度为 380.1，差值为 18.3；第二层催化剂最大温度为 397.7，最小温度为 380.5，差值为17.2；第三层催化剂最大温度为 394.0，最小温度为 381.4，差值为 12.6。表 5700MW 工况下脱硝系统 A 侧反应器第一层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第一层-1396.3392.0388.4387.3381.9380.1第一层-2394.2395.8393.9393.3387.9386.5第一层-3397.9385.8392.2393.4387.2386.5第一层-4398.4394.3394.1392.5391.6389.7第一层-5396.5393.2392.7391.7389.6388.9第一层-6397.8398.5396.5394.7391.8390.5平均温度391.8表 6700MW 工况下脱硝系统 A 侧反应器第二层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第二层-1388.8390.0390.3391.4383.1382.8第二层-2394.0393.5392.5393.0385.2384.5第二层-3397.7394.0391.6390.2382.9381.9第二层-4397.3393.2389.1387.7380.6380.5第二层-5397.5396.5394.6393.2391.6390.6第二层-6397.5396.5395.4393.7392.7389.5平均温度390.7表 7700MW 工况下脱硝系统 A 侧反应器第三层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第三层-1390.0389.8386.9385.1384.2383.6第三层-2392.3388.2387.5384.4383.5382.9第三层-3392.7391.9387.2383.2382.5381.4第三层-4394.0393.6388.9384.0383.0382.6第三层-5393.9392.8389.7384.2383.5381.5第三层-6392.5391.5388.7385.3382.5381.5平均温度387.03.2.3B 侧脱硝反应器催化剂层温度场测量SCR 脱硝系统 B 侧三层催化剂温度场测量结果见表 8、表 9、表 10 所示。第一层催化剂平均温度为 394.5，第二层催化剂平均温度为392.2，第三层催化剂平均温度为 390.1，整体温度情况变化较小。B 反应器的入口截面相对 A 反应器的入口截面而言，温度分布是较均匀的，分析的主要原因是流场分布不均匀，催化剂温度场的温度最大值和最小值也相差较大，均超过入口的差值且逐渐增大。第一层催化剂最大温度为 398.0，最小温度为 389.6，差值为 8.4；第二层催化剂最大温度为 398.2，最小温度为 387.5，差值为10.7；第三层催化剂最大温度为 396.6，最小温度为 384.5，差值为 12.1。表 8700MW 工况下脱硝系统 B 侧反应器第一层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第一层-1398.0397.4395.0394.5392.1391.5第一层-2396.5395.6392.1391.6390.4389.6第一层-3397.5396.4395.75394.5392.5391.5第一层-4396.5395.4394.5393.2395.1394.5第一层-5397.6396.5395.1394.5393.5392.6第一层-6396.5396.5395.5394.3394.2394.1平均温度394.5表 9700MW 工况下脱硝系统 B 侧反应器第二层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第二层-1394.1391.6392.3390.2389.5388.6第二层-2398.2395.4392.7390.2389.4387.5第二层-3397.5396.5394.6393.5390.3389.1第二层-4395.1395.4394.7392.4389.5388.5第二层-5396.4395.4393.4392.5390.5389.6第二层-6394.1393.5392.1389.1388.1387.6平均温度392.2表 10700MW 工况下脱硝系统 B 侧反应器第三层催化剂测量温度单位：位置测点 1测点 2测点 3测点 4测点 5测点 6第三层-1394.9391.7391.9389.2386.5385.7第三层-2396.6393.8393.1390.7389.6388.5第三层-3395.4392.1392.1391.6387.7385.6第三层-4393.2392.1391.5389.6386.1384.5第三层-5392.5391.8391.2387.5386.1385.2第三层-6391.7390.7389.5388.1387.5386.5平均温度390.150VOL.43No.4陈石明等：SCR 脱硝系统温降测量及现场改造措施研究3.2.4测量结果分析表 11 为现场测量得到的脱硝系统进出口温降，A 侧反应器进出口温降值为 6.75，B 反应器进出口温降值为 4.93。从现场测量结果可以看出，A 侧反应器进出口温降值超过 5，B 侧反应器进出口温降值小于 5。整体上看 A、B 反应器进出口温降值在合理范围内，催化剂层温降值比较小，A 侧反应器从入口到第一层催化剂入口位置温降超过 2，说明脱硝系统保温还需优化。更关键的原因是 SCR 系统入口的温度分布不均匀，导致同截面内存在较大的温度差，且后续的流场也不够稳定，不能使烟气混合均匀，导致SCR 系统进出口部分区域存在较大的温度差。另外，这也与电厂 DCS 测温装置测点较少有关，当测点位置在温差较大的区域时，所得到的结果的代表性是不够的。表 11700MW 工况下脱硝系统 A、B 侧反应器进出口温降单位：催化剂侧SCR 脱硝系统入口温度第一层催化剂层温度第二层催化剂层温度第三层催化剂层温度脱硝系统温降A 侧393.7.391.8390.7387.06.75B 侧395.0394.5392.2390.14.936结论与建议本文针对 SCR 脱硝系统温降大的技术问题，开展了详细的现场测量，得出如下结论：1）A 侧反应器进出口温降为 6.75，B 反应器进出口温降为 4.93。从现场测量结果可以看出，A 侧反应器进出口温降超过 5，B 侧反应器进出口温降小于 5，整体上看 A、B 反应器进出口温降在合理范围内，催化剂层温降比较小，A 侧反应器从入口到第一层催化剂入口位置温降超过 2，说明脱硝系统保温不好。2）导致反应器进出口温降偏大的主要原因与截面温度分布不均匀相关，同时 DCS 测温装置的测点较少，显示的温度值没有代表性，导致 DCS上显示温降测量值偏大，建议开展现场温度测点校准工作，保证测点具有代表性。3）通过现场实际温度场测量结果表明，目前 SCR 脱硝系统温降平均值在合理范围，重点是要调整温度场和流场，同时建议电厂停机期间加强 SCR 脱硝系统保温材料的完善工作，降低热损失。参考文献1 何金亮,金理鹏,卢承政,等.燃煤电站 SCR 烟气脱硝系统运行典型故障诊断 J.中国电力,2016,49(8)：148-153.2 王建峰,王丰吉,李壮,等.600MW 机组 SCR 性能诊断与分析 J.中国电力,2014,47(2)：126-129.3 潘栋,李淑宏,景云辉,等.超低排放电站锅炉 SCR脱硝装置的故障诊断及运行优化研究 J.中国电力,2017,50(3)：41-45.4 李德波,廖永进,徐齐胜,等.大型电站锅炉 SCR脱硝系统催化剂活性修正方法 J.动力工程学报,2015,35(10)：835-838.5 李德波,曾庭华,廖永进,等.燃煤机组 SCR 脱硝系统近零排放下热工控制研究与工程实践 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