CN103674103A - Scr法烟气脱硝系统性能测试方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，步骤为：预备性测试：在折算成6%O₂条件下，测量SCR反应器A、B的进口和出口NO浓度，相对标准偏差小于15%；调整试验：调节反应器A、B进口喷氨流量，使得脱硝率达80%以上；正式试验：在高脱硝率和烟囱出口NOx浓度在90mg/Nm³工况条件下，测反应器A、B进出口烟气的温度分布和NOx、O₂含量，烟气的流量，系统压损，脱硝率，氨逃逸率，SO₂/SO₃转化率及氨消耗量。本发明所述测试方法先进行预备性试验，调整反应器A、B进口喷氨流量，再进行正式试验，可快速准确判断SCR烟气脱硝系统性能是否达到设计要求，还可得出系统运行中偏差，修正结果，确保准确性。

Description

SCR法烟气脱硝系统性能测试方法

技术领域

本发明涉及一种SCR法烟气脱硝工程，特别涉及一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法。 

背景技术

我国是以煤为主要一次能源的国家，煤炭占能源消费总量的60%以上，而发电耗煤量占煤炭消耗量的50%，并会在相当长的时期内保持这一趋势。2005年全国氮氧化物排放量为19.1×10⁶t，我国大气环境中的NOx浓度远远高于其他国家和地区，其中电厂的贡献率为43%。可见燃煤发电是我国大气污染物氮氧化物的主要来源之一。“十二五”开始，我国政府高度重视氮氧化物控制工作，2011年7月国家环保部发布了《火电厂大气污染排放标准》（GB13223-2011）中，氮氧化物排放限值从450mg/m³降至100mg/m³（新建机组）和200mg/m³（在役机组），2011年3月十一届全国人大四次会议表决通过了《我国国民经济和社会发展十二五规划纲要》，明确提出“十二五”氮氧化物减排10%的约束性指标，可见氮氧化物的控制工作势在必行。从国内外的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，SCR（选择性催化还原）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的燃煤电站应用了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。 

而目前还没有一套完整、成熟的评估SCR法烟气脱硝系统性能的方法，因此，亟需一种SCR法烟气脱硝系统性能的测试方法。 

发明内容

基于此，本发明提供一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法。 

解决上述技术问题的具体技术方案如下： 

一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，包括以下步骤： 

（1）预备性测试：在折算成6%O₂条件下，分别测量SCR反应器A、反应器B的进口和出口NO浓度，所述反应器A和反应器B的出口NO浓度的相对标准偏差小于15%； 

（2）调整试验：调节反应器A、B进口喷氨流量，使得反应器A和反应器的脱硝率达80%以上； 

（3）正式试验：于脱硝率为80%以上和烟囱出口NOx浓度在90mg/Nm³的工况条件下，测试反应器A、反应器B进出口烟气的温度分布情况，烟气的流量，系统压损，反应器A、反应器B进出口烟气中NOx、O₂含量，脱硝率，氨逃逸率，SO₂/SO₃转化率及氨消耗量。 

在其中一些实施例中，步骤（2）所述调整试验的调整方法为：第一次将A反应器出口的NOx浓度由81-85mg/Nm³调整为63-67mg/Nm³；B反应器出口的NOx浓度由54-56mg/Nm³调整为46-48mg/Nm³； 

第二次将A反应器出口的NOx浓度由63-67mg/Nm³调整为23-25mg/Nm³；B反应器出口的NOx浓度由46-48mg/Nm³调整为17-19mg/Nm³。 

在其中一些实施例中，步骤（3）所述反应器A、反应器B进出口烟气中NOx、O₂含量的测量方法为：反应器入口采用代表点法测量，出口采用网格法测量。 

在其中一些实施例中，步骤（3）所述氨耗量的测定方法为：氨耗量=脱硝的氨+逃逸的氨=（进口NO_X浓度×脱硝率×烟气量×17）/46/10⁶+（氨逃逸量×烟气量×17）/22.4/10⁶

氨耗量修正到设计值的公式为： 

氨耗量=进口NOx_设计/进口NOx_实测×80%/η_{实际脱硝率}×实际氨耗量+（氨逃逸修正值×烟气量×17）/22.4/10⁶。 

本发明所述一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法具有以下优点和有益效果： 

（1）本发明所述SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，先进行预备性测试，再进行调整试验，最后进行正式试验，该种测试方法可系统地、完整、准确的判断SCR烟气脱硝系统的脱硝率是否达到设计要求，及反应器A、反应器B进 出口烟气的温度分布情况、温降，烟气的流量，系统压损，反应器A、反应器B进出口烟气中NOx、O₂含量，脱硝率，氨逃逸率，SO₂/SO₃转化率及氨消耗量是否达到了设计要求。 

（2）本发明所述SCR法烟气脱硝系统性能测试方法还可检测出SCR脱硝系统运行中进口烟气流量与实际值的偏差、氨逃逸浓度与实测的偏差等问题，并对结果进行修正，确保结果的准确性。 

具体实施方式

以下将结合具体实施例对本发明做进一步说明。 

实施例1 

一、仪器和设备 

本实施例发电机组为：电厂装备2×700MW亚临界燃煤发电机组，配套锅炉由日本三菱重工（MHI）设计制造，采用四角切圆方式燃烧烟煤，锅炉主要参数见表1和表2所列。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2层预留1层，在设计工况、处理100%烟气量、在布置2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。 

表1锅炉主要参数 

表2脱硝系统入口有关参数 

重庆远达公司为两台锅炉提供全套的烟气脱硝SCR装置，包括全套脱硝系统的设计、设备和材料采购供货、现场指导、培训和服务等。配合本次脱硝改造，引风机及空预器同时进行相应改造，由豪顿华工程有限公司提供设计、设备和材料采购供货、现场指导、培训和服务等。 

其中，2号机组于2013年上半年完成脱硝装置的安装及调试，从2013年5月20日0：00开始168小时试运行计时，至2013年5月27日0:00结束。 

脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，按照锅炉后部烟气通流方式，单炉体双SCR结构体布置，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。脱硝系统设备处理100%烟气量，脱硝还原剂采用液氨法方案，两台锅炉脱硝的氨区公用系统集中布置。脱硝设计基准数据见表3所列。 

表3吸收剂纯氨分析资料 

指标名称	单位	合格品	备注
				氨含量	%	99.6
残留物含量	%	0.4	重量法
				水分	%	/
油含量	mg/kg	/	重量法
				铁含量	mg/kg	/	红外光谱法
密度	kg/L	/	25℃时
				沸点	℃	/	标准大气压

[0034] 二、SCR性能保证值 

本工程的性能保证值主要如下（除非另有说明，以下保证值均以单套脱硝装置或单台设备计）： 

（1）NOx脱除率、氨的逃逸、SO₂/SO₃转化率 

1）在下列条件下，对NOx脱除率、氨的逃逸率、SO₂/SO₃转化率同时进行考核。 

(a)脱硝装置入口烟气中NOx浓度不大于350mg/Nm³； 

(b)脱硝装置入口烟尘浓度不大于31g/Nm³（干基，6％含氧量）； 

(c)NH₃/NOx摩尔比不超过保证值0.82时。 

初装两层催化剂时，脱硝装置在性能考核试验时的NOx脱除率不小于80％；在脱硝装置质量保证期期满之前，脱硝装置NOx脱除率不小于80%；氨的逃逸浓度不大于3μL/L，SO₂/SO₃转化率小于1.0%（干基，6％含氧量）。 

2）远达公司提供本工程SCR入口烟气流量、烟气温度、NOx浓度、NH₃/NOx摩尔比等对脱硝效率及氨逃逸的修正曲线，烟气流量、烟气温度及入口SO₂浓度等对SO₂/SO₃转化率的修正曲线。 

（2）系统阻力 

在性能考核试验时，烟气脱硝SCR系统（指从锅炉省煤器出口至空预器入口膨胀节之间）的整体阻力不大于800Pa，其中两层催化剂设计阻力为340Pa（设计煤种，80%效率，两层催化剂），安装备用层催化剂后的脱硝系统阻力不大于1000Pa。 

化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失保证增幅不得超过20%。 

（3）脱硝装置可用率保证 

脱硝系统整套装置的可用率在正式移交后的质保期内每年不小于98%。 

（4）催化剂寿命 

催化剂的化学寿命不小于24000小时，机械寿命不低于10年。 

（5）还原剂耗量 

在BMCR工况及烟气中NOx含量为350mg/Nm³时，单台机组的液氨耗量 不大于250kg/h，远达公司将同时提供氨耗量随NOx浓度及变化的修正曲线。 

（6）烟气温度 

远达公司供货范围内的脱硝系统烟气温度差降不得大于2℃；最低连续喷氨温度316℃；最高连续运行温度430℃；系统停止喷氨的最低温度316℃。 

（7）电耗 

2台机组脱硝系统电耗不高于200kW。 

三、参数测量 

通过对该机组烟气脱硝装置各运行参数的测量，考察SCR系统的脱硝效率、氨的逃逸浓度、SO₂/SO₃转化率、SCR系统阻力、SCR系统烟气温降、氨消耗量等主要性能指标是否满足供货商对其提供的产品所作的性能保证。 

四、试验工况和设备 

（1）测试方法及测量仪器 

SCR性能测试试验在相应机组满负荷（700MW）下进行，连续3天进行各参数的测量。试验主要进行以下测试项目：烟气量、SCR进出口温度、压力、进出口NOx、SO₃浓度、出口NH₃等性能保证指标（这些测验项目参考《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》（DL/T260-2012）进行）。 

试验期间SCR装置应处于稳定运行状态，锅炉所烧煤质稳定，燃烧稳定。 

根据锅炉运行的实际情况，SCR性能试验分两个工况： 

工况1：高脱硝率（DCS上效率大于83％）以考核SCR系统的脱硝效率保证值；DCS是Distributed control system简称，分散控制系统，是电厂控制系统，监测以及控制电厂所有设备。 

工况2：电厂的实际运行工况，即满足环保要求下烟囱处NOx浓度小于90mg/Nm³。 

在正式试验前，还进行了预备性调整试验，使SCR出口NOx浓度尽量均匀。 

五、测试方法 

（1）预备性试验 

预备性试验工况下2号机组SCR反应器的进口和出口NO在折算成6%O₂下的测量结果及脱硝率计算值见表4和表5所示。从表4和表5可看出，反应 器入口NO浓度分布比较均匀，反应器A侧相对标准偏差为3.66%，反应器B侧相对标准偏差为6.94%；反应器A出口NO浓度分布的相对标准偏差为5.14%，反应器B出口NO浓度分布的相对标准偏差为7.61%；A反应器出口NOx含量为83mg/Nm³（6%O₂），计算得到A反应器脱硝效率为43.15%；B反应器出口NOx含量为56mg/Nm³（6%O₂），计算得到B反应器脱硝效率为61.38%；A、B反应器出口NO浓度分布的相对标准偏差小于15%。作为正式的性能考核试验前，需要对反应器A、B进口喷氨流量调节阀进行适当调整，保证A、B反应器脱硝效率达到80%以上。 

表4反应器A进口和出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

表5反应器B进口和出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

（二）调整试验 

为了提高A、B反应器脱硝效率，调整反应器A、B进口喷氨流量调节阀，第一次调整：A反应器出口的NOx由调整前83mg/Nm³降低为第一次调整后65mg/Nm³，脱硝效率由调整前43.15%增加为55.48%；B反应器出口的NOx由调整前55mg/Nm³降低为第一次调整后47mg/Nm³，脱硝效率由调整前62.0%增加为67.6%。 

第二次调整，结果如下：A反应器出口的NOx由第一次调整后65mg/Nm³降低为第二次调整后24mg/Nm³，脱硝效率由调整前55.48%增加为83.56%；B反应器出口的NOx由第一次调整后47mg/Nm³降低为第一次调整后18mg/Nm³，脱硝效率由调整前67.6%增加为87.58%。到此为止，调整后的结果满足设计脱硝效率80%的要求，即为正式试验的工况1。 

现场A侧反应器喷氨支管流量调节阀（每侧10个手动阀）开度从喷氨母管侧到远离喷氨母管侧依次为：5格-5格-9格-4格-4格-9格-9格-9格-9格-9格；B侧反应器喷氨支管流量调节阀开度从喷氨母管侧到远离喷氨母管侧依次为：4格-4格-7格-5格-4格-4格-9格-9格-9格-9格；调整原则是近母管侧的喷氨手动阀开度最小，然后增大。由于许多现场手动门把柄位置嵌在保温铁皮内，有些阀门卡住根本无法动，因而A/B侧的喷氨阀门位置并未达到最佳，这使SCR出口NOx浓度分布有所不均。 

表6第一次调整后，反应器A进口和出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

表7第一次调整后，反应器B进口和出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

表8第二次调整后（工况1），反应器A进出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

表9第二次调整后（工况1），反应器B进出口NO测量结果（×10^-6,6%O₂） 

（三）正式测试 

（1）烟气的温度分布 

机组满负荷700MW下，测量SCR反应器进、出口烟气温度分布，结果见表10所示。从表中可以看出，反应器A进、出口烟温测量结果的平均值分别为338.7℃和340.1℃，温降为1.4℃，B反应器进、出口烟温测量结果的平均值分别为338.4℃和337.1℃，温降为1.3℃，二者均达到了设计要求（小于2℃）。 

表10SCR反应器进、出口烟气温度测量结果(℃) 

（2）烟气的流量 

机组满负荷700MW下，测量SCR反应器进口烟气流速，结果为：A侧 烟道平均流速为13.9m/s，B侧烟道平均流速为14.0m/s。表11为现场测量得到的SCR反应器入口烟气量的结果。从表11中可以得出，A、B反应器入口标态湿烟气量分别为926695Nm³/h和934431Nm³/h。满负荷时A/B两侧DCS显示的烟气流量，A侧平均约为115万Nm³/h(实际氧量)，B侧平均为60万Nm³/h(实际氧量)，因此A/B两侧与实际相差很大，特别是B侧显示明显偏小。热工人员应根据实际测量结果进行修正，其中A侧乘以系数0.81，B侧乘以系数1.56。 

表11SCR反应器入口烟气量测量结果 

项目	单位	A反应器	B反应器
				标态湿基烟气量，6％氧	Nm3/h	1144374.64	1179013.75
标态干基烟气量，6％氧	Nm3/h	1075712.16	1108272.93
				标态湿基烟气量，实际氧	Nm3/h	926694.68	934431.11

（3）系统压损的测量 

由于现场测点原因，SCR系统压力损失由所测静压计算得到，除了静压损失之外，完整的SCR系统压力损失应该包括动压与烟气阻力及空气阻力。机组满负荷700MW下，系统压损结果见表12。从表12中结果可以看出，反应器A、B从SCR反应器进口至空预器进口的压力损失实测值皆为483Pa，均低于设计值(800Pa)，满足设计要求。A侧反应器2级催化剂的DCS压力损失约为270Pa,B侧反应器2级催化剂的DCS压力损失为430Pa，其主要差别在于A、B第一级催化剂入口DCS显示的压力有较大差别，至少有一个不准，需要进行现场校准。两者的数值小于SCR系统压损，这是正常的，因为脱硝系统入口还有喷氨格栅和一段弯头，它们有一定的阻力损失。 

表12SCR系统压力损失的测量结果 

（4）烟气中NOx、O₂测量及脱硝率计算 

正式试验前，通过网格法测量入口NOx和O₂发现，其浓度分布基本均匀，因此，正式试验时对反应器入口均采用代表点法测量，而出口仍采用网格法进行测量。高脱硝率工况（工况1）和烟囱出口NOx浓度在90mg/Nm³工况（工况2）的反应器A、B的进出口NO和O₂测量结果及脱硝率计算值见表13所列。 

从表13中可以看出，工况1下实测反应器A、B进口NOx含量值低于设计值（350mg/Nm³），实测反应器A、B进口的NOx浓度低于DCS显示值；实测反应器A出口的NOx浓度与DCS显示值非常接近，实测反应器B出口的NOx浓度低于DCS显示值；实测反应器A进口O₂含量高于DCS显示值，相差为0.4个百分点，实测反应器A出口O₂含量高于DCS显示值，相差为1.4个百分点，实测反应器B出口O₂含量高于DCS显示值，相差为1.2个百分点；实测反应器A、B脱硝率分别为83.56%和87.59%。 

从表13中还可以看出，工况2下，实测反应器A入口NOx浓度均低于DCS显示值，实测反应器B入口NOx浓度也低于DCS显示值；实测反应器A出口NOx浓度与DCS显示值非常接近，但是反应器B出口NOx浓度与DCS显示值有较大的差距，这可能与受现场条件所限喷氨格栅未完全调匀有关，且DCS上只是反应烟道中的一个点。 

表13反应器A、B进、出口NOx和O₂测量结果 

（5）氨逃逸率测量结果 

各试验工况下的氨逃逸率测量结果见表14。从表14中可以看出，试验所得工况1下反应器A、B的氨逃逸率均达到了设计要求（小于3ppm），实测值与DCS显示值有一定的偏差。 

表14各工况下氨逃逸率测量结果 

（6）SO₂/SO₃转化率的测量 

A.SO₂含量 

试验期间锅炉SO₂平均浓度约为1200ms/Nm³。 

B.SO₃的测量及转化率计算 

反应器进口和出口SO₃的测量结果见表15。由表中可见，试验所得各工况下测量反应器A、B的SO₂/SO₃转化率均达到了设计值要求（小于1%）。 

表15各工况下SO₃测量及转化率计算结果 

（7）氨耗量计算 

氨耗量采用计算方法得到，氨的消耗由脱硝消耗的氨和逃逸的氨两部分组成，计算公式如下： 

氨耗量=脱硝的氨+逃逸的氨=（进口NO_X浓度×脱硝率×烟气量×17）/46/10⁶+（氨逃逸量×烟气量×17）/22.4/10⁶

由于SCR反应器入口NOx浓度及脱硝率和设计值有偏差，还需进行修正。氨耗量修正到设计值的公式为： 

氨耗量=进口NOx_设计/进口NOx_实测×80%/η_实际×实际氨耗量+（氨逃逸修正值×烟气量×17）/22.4/10⁶

可得工况2下反应器A的实际氨耗量为50.68kg/h，反应器B的实际氨耗量为54.41kg/h。修正到设计条件下反应器A的氨耗量为118.16kg/h，反应器B的 氨耗量为121.91kg/h，合计240.07kg/h，低于设计值（设计值250kg/h）。 

本发明对某电厂700MW机组SCR装置，进行了现场SCR脱硝系统考核试验研究，主要研究结果如下： 

（1）通过本文开展的脱硝性能考核试验，试验结果表明，SCR系统的脱硝率可以达到设计要求（大于80％）；反应器A、B的氨逃逸率达到了设计要求（小于3.0×10^-6）；SO₂/SO₃转化率达到了设计要求（小于1.0%）。实际氨耗量低于设计值（设计值250kg/h）；温降达到了设计要求（小于2℃）； 

但是，通过本文现场考核试验研究，发现现场SCR脱硝系统运行存在如下的问题： 

（1）DCS显示的SCR进口烟气流量与实际值有较多偏差，宜根据本次试验结果对其进行修正，其中A侧乘以系数0.81，B侧乘以系数1.56。 

（2）DCS上的氨逃逸浓度与实侧有一定偏差，仅供运行参考。从目前SCR系统运行来看，80％以上脱硝率以及保证烟囱处NOx浓度小于100mg/Nm³时的氨逃逸率都在3ppm以下，系统可安全运行。氨逃逸浓度应常校验以尽可能准确些。 

（3）环保要求烟囱处NOx浓度小于100mg/Nm³时SCR系统的脱硝效率不需要在80％以上，运行可以控制A/B侧SCR出口的NOx浓度小于100mg/Nm³时就可确保达标排放。 

本发明对700MW机组SCR脱硝系统考核试验研究，为我国同类型SCR脱硝系统性能考核试验以及现场运行，具有重要的指导意义和工程应用价值。 

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。 

Claims (4)

1.一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，其特征在于，包括以下步骤：

（1）预备性测试：在折算成6%O₂条件下，分别测量SCR反应器A、反应器B的进口和出口NO浓度，所述反应器A和反应器B的出口NO浓度的相对标准偏差小于15%；

（2）调整试验：调节反应器A、反应器B的进口喷氨流量，使得反应器A和反应器B的脱硝率达80%以上；

（3）正式试验：分别于脱硝率为80%以上和烟囱出口NOx浓度在90mg/Nm³的工况条件下，测试反应器A、反应器B进出口烟气的温度分布情况和温降，烟气的流量，系统压损，反应器A、反应器B进出口烟气中NOx、O₂含量，脱硝率，氨逃逸率，SO₂/SO₃转化率及氨消耗量。

2.根据权利要求1所述一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，其特征在于，步骤（2）所述调整试验的调整方法为：第一次将反应器A出口的NOx浓度由81-85mg/Nm³调整为63-67mg/Nm³；反应器B出口的NOx浓度由54-56mg/Nm³调整为46-48mg/Nm³；

第二次将反应器A出口的NOx浓度由63-67mg/Nm³调整为23-25mg/Nm³；反应器B出口的NOx浓度由46-48mg/Nm³调整为17-19mg/Nm³。

3.根据权利要求1所述一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，其特征在于，步骤（3）所述反应器A、反应器B进出口烟气中NOx、O₂含量的测量方法为：反应器入口采用代表点法测量，出口采用网格法测量。

4.根据权利要求1所述一种SCR法烟气脱硝系统性能测试方法，其特征在于，步骤（3）所述氨耗量的测定方法为：

氨耗量=脱硝的氨+逃逸的氨=（进口NO_X浓度×脱硝率×烟气量×17）/46/10⁶+（氨逃逸量×烟气量×17）/22.4/10⁶

氨耗量修正到设计值的公式为：

氨耗量=进口NOx_设计/进口NOx_实测×80%/η_{实际脱硝率}×实际氨耗量+（氨逃逸修正值×烟气量×17）/22.4/10⁶。