沈嵐

（浙江省電力設計院，杭州310012）

135 MW燃煤機組SCR脫硝系統(tǒng)的設計

沈嵐

（浙江省電力設計院，杭州310012）

介紹了某135 MW燃煤機組鍋爐選擇性催化還原煙氣脫硝裝置設計特點，包括反應器本體設計、催化劑選型設計和氨區(qū)設計等，并對脫硝裝置內(nèi)部煙氣流場進行了研究，優(yōu)化了脫硝煙道結構。結合實踐經(jīng)驗，對脫硝系統(tǒng)設計提出了一些優(yōu)化建議。

煙氣脫硝；選擇性催化還原；燃煤鍋爐；135MW機組

目前國內(nèi)大氣污染情況嚴重，燃煤機組排放煙氣中NOX是主要的大氣污染源之一。我國NOX排放量中70%以上來源于煤炭的直接燃燒，電力行業(yè)又是國家的耗煤大戶，因此燃煤機組是NOX排放的主要來源[1]。隨著燃煤發(fā)電廠數(shù)量的不斷增加，燃煤機組NOX的排放量及所占的比重還會不斷提高。

某發(fā)電廠2×135 MW熱電聯(lián)產(chǎn)燃煤機組由于無脫硝裝置，省煤器出口煙氣中NOX質(zhì)量濃度達到400 mg/m3，出口煙氣NOX排放濃度將無法滿足GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》NOX排放100mg/m3的限值要求，加裝脫硝裝置及進行相應設施改造成為必然選擇。

以該工程改造為例，較為全面地介紹了135 MW等級燃煤機組的脫硝系統(tǒng)的典型設計方法，并提出相應的優(yōu)化建議和對策。

1 脫硝工藝方案的確定

該發(fā)電廠2×135MW機組采用SCR（選擇性催化還原）脫硝技術，每臺鍋爐設1臺SCR反應器，布置在鍋爐省煤器和空氣預熱器之間。反應器安裝“2層運行+1層備用”（2+1）的模式設計，初裝兩層蜂窩型催化劑，脫硝的還原劑為液氨（純度99.6%）。

1.1 脫硝原理

目前燃煤發(fā)電廠鍋爐配備的SCR裝置中，高溫高塵型SCR工藝（如圖1所示）占據(jù)最大比例。高溫高塵型SCR的脫硝反應器一般布置在省煤器與空氣預熱器之間，在這個流程段煙氣溫度通常在300℃~400℃，是SCR脫硝催化劑合適的運行溫度。

圖1 典型的高溫高塵型SCR技術反應器布置

鍋爐省煤器出口的煙氣中含有NOX與SO2等有害氣體，并攜帶大量的飛灰，通過連接煙道在適當?shù)奈恢脟娙脒€原劑（通常是NH3），并在煙道內(nèi)設計混流裝置，煙氣與還原劑混合均勻后進入脫硝反應器。在脫硝反應器內(nèi)催化劑的作用下，噴入煙氣中的NH3與NOX在脫硝反應器內(nèi)發(fā)生還原反應，生成無害的N2和H2O。煙氣中以NO形式存在的NOX占到95%以上，所需的NH3/NOX物質(zhì)的量之比接近化學當量關系。在反應過程中，NH3可以有選擇性地和NOX反應生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此該反應被稱為“選擇性”催化還原反應。

煙氣中NH3與NOX在催化劑表面層流區(qū)的擴散是反應的控制環(huán)節(jié)，而催化劑本身活性是整個反應的關鍵。在催化劑的催化作用下還會發(fā)生副反應，比如SO2與O2結合生成SO3。

當煙氣進入下游換熱設備（空預器）時，煙氣溫度逐漸下降，在低于220℃溫度下，SO3與脫硝過程逃逸的氨反應生成高粘性的硫酸氫銨（NH4HSO4）或部分硫酸銨（NH4）2SO4）[1]。

在高溫高塵型SCR裝置的脫硝過程中，核心部件是催化劑，脫硝裝置的性能主要取決于催化劑。由于煙氣中所含有的全部飛灰和SO2均通過催化劑反應器，催化劑是工作在“不干凈”的高塵煙氣條件中，易導致催化劑的性能受下列因素的影響而降低，主要的影響有：

（1）飛灰對催化劑的沖蝕磨損。

（2）煙氣所攜帶的飛灰中含有Na，Ca，Si等成分時，會使催化劑“中毒”或受污染。

（3）高活性的催化劑會促使煙氣中的SO2氧化成SO3。

（4）飛灰將催化劑通道堵塞。

（5）如煙氣溫度升高，還會將催化劑燒結，或使之再結晶而失效，如煙氣溫度降低，NH3會和SO3反應生成酸性硫酸銨和硫酸氫氨，從而會堵塞和污染空氣預熱器。

在催化劑選型確定后，優(yōu)化脫硝裝置的流場設計，可以更好地發(fā)揮催化劑的性能，延長催化劑壽命。為此，通常要求煙氣進入催化劑前必須滿足一系列的邊界條件，一般要求是：

（1）溫度最大偏差：平均值的±10℃。

（2）速度分布相對標準偏差<15%。

（3）煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）<10°。

（4）氨氮摩爾比分布相對標準偏差<5%。

此外，鍋爐省煤器出口的煙氣參數(shù)（如飛灰濃度、煙氣溫度及煙氣參數(shù)）取決于鍋爐的運行狀況，并且這些參數(shù)隨鍋爐負荷波動而變化。合理的SCR系統(tǒng)設計，不僅能夠保證頂層催化劑前煙氣參數(shù)分布均勻且受機組負荷的影響較小，還應使系統(tǒng)阻力和裝置積灰程度最小。因此，需要借助數(shù)值模擬的方法，對SCR裝置的關鍵設備和工藝環(huán)節(jié)進行優(yōu)化設計。

1.2 脫硝設計參數(shù)

燃煤機組采用是發(fā)電廠周邊煤，由于燃煤成分變化較大，故進行SCR設計時，利用多個煤質(zhì)對SCR設計參數(shù)進行了校核，脫硝裝置具體的設計參數(shù)如表1所示。

表1 脫硝裝置設計參數(shù)

1.3 脫硝工藝流程

SCR脫硝系統(tǒng)包括氨儲存制備系統(tǒng)、還原劑供應系統(tǒng)、氨/空氣混合系統(tǒng)、氨噴射/混合系統(tǒng)、煙道系統(tǒng)、SCR反應系統(tǒng)（含催化劑）、吹灰系統(tǒng)、控制系統(tǒng)等。系統(tǒng)主要設備包括煙道接口、煙道、膨脹節(jié)、氨氣制備與供應、氨噴射器、導流與整流、反應器殼體、催化劑、吹灰器、稀釋風機、在線分析儀表及控制系統(tǒng)等部件。

SCR脫硝系統(tǒng)整體布置包括整體流程布置、氨區(qū)、脫硝區(qū)、交通運輸和管線綜合布置等。SCR脫硝區(qū)域設置在現(xiàn)有鍋爐尾部，利用原有結構，在其上方設置支撐鋼架，所有新增的設備均布置在鋼架上。

煙氣脫硝工藝系統(tǒng)描述如下：未脫硝煙氣從省煤器出口煙道引出，并對煙道截面進行合理設計，使得煙速在滿負荷下接近15m/s。將AIG（氨噴射器）和靜態(tài)混合器布置在豎直段煙道，煙氣在豎直段混合一定比例的氨/空氣混合氣后，經(jīng)2個90°轉角和整流格柵，進入催化反應段，氨與氮氧化物在催化劑的作用下，發(fā)生反應將氮氧化物脫除，反應后的凈煙氣經(jīng)出口煙道進入空氣預熱器入口煙道。

反應器頂部煙道為大斜角煙道，該結構煙道有利于煙氣均勻轉向，并節(jié)省材料。催化劑選用蜂窩式，按“2＋1”模式布置，備用層在下。在機組BMCR（鍋爐最大出力工況）100%煙氣量下，脫硝系統(tǒng)入口NOX濃度400 mg/m3（標況）、按不低于80%的脫硝效率設計，滿足出口NOX濃度穩(wěn)定控制在80 mg/m3（標況）以下的環(huán)保排放要求。

反應器出口煙道斜面角度大于45°，能有效防止積灰。反應器入口設氣流均布裝置，為減小煙道系統(tǒng)的壓降，反應器入口、出口及轉向段均設導流板，并對其形狀進行優(yōu)化。

2 脫硝工程設計

2.1 反應器本體設計

反應器是SCR工藝的關鍵部件，在其中承載了促進NOX與氨氣發(fā)生還原反應的催化劑，是將原煙氣轉化為凈煙氣的設備。在本工程中，按照尾部煙道布置，每臺鍋爐配置單個SCR反應器。反應器設計為煙氣豎直向下流動，并滿足以下各項要求：

（1）反應器設置在省煤器與空預器之間的高含塵段，采用一爐一反應器結構。不設置SCR反應器煙氣旁路，整體結構阻力相對最小。反應器結構荷載的設計應以體積較大和重量大的催化劑為基礎。

（2）反應器設計成煙氣豎直向下流動，反應器入口應設氣流均布裝置，反應器入口及出口段應設導流板。

（3）反應器內(nèi)部各類加強板、支架、密封等應設計成不易積灰的型式，同時考慮熱膨脹的補償措施。反應器應采取保溫，使經(jīng)過反應器的煙氣溫度變化小于5℃；SCR反應器應能承受連續(xù)運行溫度450℃不少于5 h的考驗，而不產(chǎn)生任何損壞。

（4）在每套反應器入、出口各設置1套獨立的NOX/O2煙氣分析系統(tǒng)（2套探頭采樣系統(tǒng)）。在每套反應器出口設置1套NH3分析系統(tǒng)。在每層催化劑上方，設置可遠傳的煙氣溫度、壓力監(jiān)測裝置及前、后差壓測量裝置。在反應器的噴氨格柵前、反應器入口（第一層催化劑上方）、各層催化劑出口、反應器出口等設置足夠數(shù)量的煙氣取樣孔，并在噴氨格柵前與反應器出口布置足夠數(shù)量的煙氣取樣格柵鋼管。測孔布置位置應便于取樣，在相應位置設置檢修平臺。

2.2 催化劑選型設計

采用蜂窩式或板式催化劑，按“2+1”方式布置，兩用一備，反應器內(nèi)催化劑模塊按4×12矩陣布置。

（1）催化劑的物理化學特性：選用釩鈦鎢催化劑，主要成分有TiO2，V2O5，WO3等。針對鍋爐特點，催化劑設計應考慮采取防堵塞和防中毒的技術措施。催化劑的型式為蜂窩式催化劑。

（2）催化劑的性能：催化劑能在鍋爐正常的負荷下運行；催化劑能承受運行溫度450℃不少于5 h的考驗，而不產(chǎn)生任何損壞；在達到要求的脫硝效率同時，能有效防止鍋爐飛灰在催化劑中發(fā)生粘污、堵塞及中毒現(xiàn)象。催化劑化學壽命大于24 000 h，機械壽命大于50 000 h，并可再生利用。頂層催化劑的上端部采取耐磨措施。

（3）催化劑模塊設計：催化劑采用模塊化、標準化設計。催化劑各層模塊一般規(guī)格統(tǒng)一、具有互換性以減少更換催化劑的時間。催化劑模塊設計有效防止煙氣短路的密封系統(tǒng)，密封裝置的壽命不低于催化劑的壽命。每層催化劑層都安裝可拆卸的測試塊，每8個模塊至少有1個測試塊，均勻布置。

2.3 氨區(qū)設計

在SCR脫硝工程中，需要對還原劑進行合適的選擇。純氨法和尿素法制備氨氣都是較成熟的技術，都有較廣泛的應用，但純氨法系統(tǒng)更簡單，純氨法的建造成本和運行成本都是最低的。如條件許可，宜采用純氨為脫硝劑；外界條件不允許，如運輸條件、存儲條件受到限制時，可采用尿素法。

經(jīng)過綜合考慮采用液氨來制備脫硝劑，液氨純度為99.6%，按照共用儲存、卸載及供應系統(tǒng)的原則設計。氨區(qū)系統(tǒng)包括液氨卸料壓縮機、液氨儲罐、液氨蒸發(fā)槽、氨氣緩沖槽、氨氣稀釋槽、廢水池及廢水泵、閥門、管路及附件等。液氨的儲存、供應及排放過程如下：

（1）液氨的供應由液氨槽車運送，槽車與氨儲存系統(tǒng)之間用機械臂連接，利用卸料壓縮機將液氨由槽車輸入液氨儲罐內(nèi)。

（2）用壓差將儲罐中的液氨輸送到液氨蒸發(fā)槽內(nèi)蒸發(fā)為氨氣，經(jīng)氨氣緩沖槽來控制供氨的壓力恒定，氨氣流量由爐前噴氨流量調(diào)節(jié)閥控制。

（3）氨氣與稀釋空氣在混合器中混合均勻后，再通過氨噴射系統(tǒng)噴入煙道。

（4）氨氣系統(tǒng)緊急排放的氨氣則排入氨氣稀釋槽中，經(jīng)水的吸收排入廢水池，再經(jīng)由廢水泵送往發(fā)電廠廢水處理車間處理。

3 脫硝流場的優(yōu)化

對脫硝裝置煙道系統(tǒng)及脫硝反應器進行CFD（計算流體動力學）數(shù)值模擬和物理模型試驗。流動模型的研究將包括從鍋爐省煤器出口到空預器入口的煙道，包含灰斗、噴氨混合系統(tǒng)和帶有整流器及催化劑床層的反應器在內(nèi)。

通過數(shù)值模擬的方法，對初始設計方案進行研究，發(fā)現(xiàn)初始設計方案尚有需要改進之處。通過反復優(yōu)化導流葉片的形狀及位置，最終的結構滿足現(xiàn)有的技術指標要求。圖2給出了最優(yōu)方案第一層催化劑入口截面速度分布云圖。2層催化劑投運100%BMCR工況下，氨噴射裝置前截面的速度最大相對偏差小于7%，第一層催化劑來流速度分布最大相對偏差為3.5%；第一層催化劑來流速度與豎直方向夾角小于10°；第一層催化劑來流氨濃度分布最大相對偏差為0.7%；系統(tǒng)阻力667 Pa（從省煤器出口到空預器入口，含兩層催化劑的阻力）。通過將原煙道與新改造的脫硝煙道進行數(shù)值模擬對比發(fā)現(xiàn)，脫硝改造后，進入一次風空預器、二次風空預器的灰量、煙氣量基本保持不變。

圖2 最優(yōu)方案第一層催化劑入口截面速度分布云圖

物理模型試驗驗證了數(shù)模研究的結論。表2給出了此截面上速度取樣值，經(jīng)統(tǒng)計計算，此截面速度分布最大相對偏差為3.5%，滿足技術指標的要求。兩層催化劑投運100%BMCR工況下，氨噴射裝置前截面的速度最大相對偏差為8.7%，第一層催化劑來流速度分布最大相對偏差為7.9%；第一層催化劑來流速度與豎直方向夾角小于10°；第一層催化劑來流替代氣體濃度分布最大相對偏差小于2.5%；換算后的系統(tǒng)阻力710 Pa（從省煤器出口到空預器入口，含兩層催化劑的阻力）。

表2 最優(yōu)方案第一層催化劑入口速度取樣值m/s

在脫硝系統(tǒng)運行在低負荷工況下，部分飛灰在省煤器處分離并進入灰斗，入口煙道和反應器內(nèi)的積灰量較少，在反應器出口45°斜煙道有一定量的積灰。但在高負荷工況下，該部分積灰可被高速煙氣帶走。此外，75%BMCR工況和50% BMCR工況的數(shù)值模擬結果和物理模型試驗結果也均滿足技術指標的要求。

脫硝煙道內(nèi)的流場模擬是脫硝工程的核心技術之一。采用CFD數(shù)值模擬方案與物理模型試驗相結合的思路，為脫硝入口煙道設計了多組導流裝置、整流裝置和渦流噴氨裝置，從而使得氨噴射裝置前截面的速度最大相對偏差小于10%，催化劑前煙氣流場參數(shù)全部達到指標要求。設計的渦流式噴氨裝置，可以對煙氣和還原劑產(chǎn)生均流和強化混合的作用。通過上述導流和噴氨裝置的耦合設計，省去了傳統(tǒng)的靜態(tài)混合器，降低了脫硝裝置的成本。

另外，由于135 MW級別的燃煤機組通常設計有2個空氣預熱器，而掌握脫硝裝置對空氣預熱器運行的影響是保證機組能否正常工作的關鍵。采用數(shù)值模擬的手段，對加裝脫硝裝置后的機組空氣預熱器的煙氣流量、灰分分布情況進行了計算模擬，通過調(diào)整脫硝裝置出口煙道的尺寸和阻力分布，保證了加裝脫硝裝置前后的空氣預熱器工作條件基本不變。

4 結語

SCR煙氣脫硝是目前比較成熟、可靠的技術，具有易于控制，脫硝效率高的優(yōu)點。以135 MW等級燃煤機組鍋爐的典型SCR脫硝裝置為例，重點分析了反應器設計、催化劑選型、氨區(qū)、氨氣噴射裝置等重要設備的設計原則和思路，并介紹了CFD數(shù)值模擬技術在該工程中的應用情況，可為其他燃煤機組的SCR脫硝裝置的設計提供參考。

[1]韓東，郝海平，米自君.SCR脫硝技術在滄東電廠4號機組中的應用[J].能源環(huán)境保護，2015，28（1）∶35-38.

[2]GB 13223-2011火電廠大氣污染物排放標準[S].北京：中國電力出版社，2011.

[3]柏源，李忠華，薛建明，等.尿素為還原劑燃煤煙氣脫硝技術的研究與應用[J].電力科技與環(huán)保，2011，27（1）∶19-22.

（本文編輯：陸瑩）（本文編輯：陸瑩）

Design of SCR Denitration System for 135 MW Coal-fired Generating Units

SHEN Lan
（Zhejiang Electric Power Design Institute，Hangzhou 310012，China）

The paper introduces design features of selective catalyst reduction（SCR）flue gas denitration system for 135 MW coal-fired generating units，including reactor body design，catalyst selection design and ammonia area design and so on.The flue gas flow field of in the denitration system is investigated and flue gas duct for denitration is optimized.By combining practical experience，the paper brings forward some optimization suggestions on denitration system design.

flue gas denitration；selective catalytic reduction；coal-fired boiler；135 MW units

X701.7

B

1007-1881（2016）01-0061-05

2015-11-04

沈嵐（1982），女，工程師，從事火力發(fā)電廠設計工作。