350MW超临界机组SCR性能分析及运行优化.doc

350MW超临界机组SCR性能分析及运行优化摘要：华能荆门热电有限责任公司1、2号机组SCR脱硝装置采用成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司生产的蜂窝式催化剂，于2014年11月投入运行。2015年2月对1号机组SCR脱硝装置进行了性能考核试验，试验结果总结如下：1、机组高、中、低负荷下，SCR脱硝装置均满足“脱硝效率不低于82%且氨逃逸浓度不大于3L/L”的性能保证值。2、脱硝装置设计入口NOx浓度为350mg/m3，性能试验期间约为356580mg/m3，在SCR脱硝效率大于84.0%时，出口NOx排放浓度95mg/m3，满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）规定的100mg/m3排放限值。3、机组在350MW负荷下，烟气经过SCR装置后的SO2/SO3转化率为0.54%，满足“SO2/SO3转化率1.0%”的性能保证值。4、机组在350MW负荷下，系统阻力损失为654Pa，满足“系统阻力780Pa”的性能保证值。关键词：SCR脱硝装置 性能分析 运行优化华能荆门热电有限责任公司1号机组容量为350MW，其SCR烟气脱硝装置由东方电气股份有限公司设计制造，选用成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司生产的蜂窝式催化剂，脱硝装置于2014年11月随机组同步投运。2015年2月5日2月8日对1号机组SCR脱硝装置进行了性能考核试验。一、锅炉概况1号锅炉为东方锅炉厂设计制造的DG-1131/25.4-II2型超临界变压运行、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型布置直流炉。制粉系统采用冷一次风机正压中速磨直吹系统，每台炉配五台HP863/DYN型中速磨煤机，每台制粉系统连接布置于前墙或后墙同一层的旋流燃烧器，BMCR工况下四台运行，一台备用。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，20只HT-NR3型燃烧器分前三层、后两层布置在炉膛前后墙上，在低 NOx 燃烧器中，燃烧的空气被分为三股，它们是：直流一次风、直流内二次风、旋流外二次风。在煤粉燃烧器的上方前、后墙各布置2层燃尽风，每层有4只风口，每层燃尽风左右两侧各布置有1只侧燃尽风，燃尽风风口包含两股独立的气流：中央部位为非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。锅炉前墙A层燃烧器中布置了等离子点火装置，其它各层燃烧器装有1支简单机械雾化点火油枪。本期工程锅炉燃煤采用陕西黄陵、彬长煤、甘肃华亭烟煤及郑州贫煤，设计煤种为70%华亭煤与30%郑州贫煤的混煤，校核煤种1为黄陵烟煤，校核煤种2为33%彬长煤与67%郑州贫煤的混煤。表1-1 锅炉主要技术参数名 称单位B-MCRBRL过热蒸汽流量t/h11311076.9过热器出口蒸汽压力MPa (g)25.425.4过热器出口蒸汽温度571571再热蒸汽流量t/h937.81890.64再热器进口蒸汽压力MPa (g)4.684.44再热器出口蒸汽压力MPa (g)4.494.25再热器进口蒸汽温度327322再热器出口蒸汽温度569569省煤器进口给水温度282.4281总风量t/h炉膛出口烟温10151000排烟温度（已修正）119118预计锅炉效率%93.8093.80锅炉燃煤量t/h150.3144.2锅炉不投油最低稳定负荷BMCR%3030空气预热器漏风率%66NOx（折算到6%含氧量）mg/Nm3260260表1-2 煤质及灰分分析序号名 称符 号单 位数 值设计煤种校核煤种1校核煤种21元素分析收到基含碳量Car%57.0057.0445.00收到基含氢量Har%3.073.212.22收到基含氧量Oar%7.936.334.06收到基含氮量Nar%0.680.820.79收到基含硫量Sar%0.930.982.00收到基含氟量Farg/g129219139收到基含氯量Clar%0.0070.0730.0162工业分析收到基全水分Mt，ar%12.727.527.65收到基含灰分Aar%17.6724.1038.28空干基水分Mad%7.602.362.38干燥无灰基挥发分Vdaf%33.0232.5022.42收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg2119021680167403可磨性系数HGI/7063904磨损指数Ke/1.743.501.925煤种游离二氧化硅（空气干燥基）SiO2(F)n%4.564.516.236灰熔点变形温度DT131012601300软化温度ST135012901360半球温度HT137013201380熔化温度FT1420136014207灰成分特性二氧化硅SiO2%54.0851.4651.17三氧化二铝Al2O3%26.8723.0125.76三氧化二铁Fe2O3%7.186.306.68氧化钙CaO%4.789.845.09氧化镁MgO%2.063.182.22氧化钠Na2O%1.220.440.38氧化钾K2O%1.530.641.52二氧化钛TiO2%1.230.911.22三氧化硫SO3%1.852.901.358飞灰比电阻比电阻（常温）cm1.011094.491083.07109比电阻（80）cm1.8810102.0810103.471011比电阻（100）cm9.7510106.5010107.431011比电阻（120）cm2.3410115.3210112.081012比电阻（150）cm4.6810111.9510121.601012比电阻（180）cm8.3610111.8010112.081012二、SCR脱硝装置介绍1、SCR脱硝装置工艺介绍脱硝装置采用选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，简称：SCR）全烟气脱硝，脱硝装置采用液氨作为还原剂。每台锅炉设置2台SCR反应器，布置于锅炉省煤器出口与空预器之间的高含尘区域，即高温高尘布置。在每台反应器入口垂直烟道下方设灰斗，在SCR烟道的不同位置设导流板、静态混合器和整流器等装置，具体布置见图2-1。SCR反应器采用蒸汽吹灰和声波吹灰相结合的吹灰方式，每台SCR反应器进出口烟道设灰斗。21图2-1 SCR脱硝装置布置图SCR反应器内催化剂按“21”模式布置，每层布置45个模块（59），均选用成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司生产的蜂窝式催化剂。催化剂节距为9.2mm，壁厚0.89mm，单台炉初装两层催化剂体积为288.68m3，催化剂的具体参数见表2-1。表2-1 初装两层催化剂技术参数序号技术参数单位催化剂（蜂窝式）备注1制造商DKC 2型式蜂窝式3型号4基材陶瓷+TiO25活性化学成份TiO2+V2O56反应器内催化剂层数（初始/将来）2/37每层催化剂模块数量458模块类型9每个模块的尺寸（长宽高）mmm193097010每个模块的重量kg125011每个模块的表面积m260612节距mmmm9.213壁厚mm0.8914催化剂比表面积m2/m337815催化剂体积密度g/cm316催化剂空隙率%78.617模块外壳材料碳钢18每个模块包含小块数量7219每一小块尺寸mmmmmm15015020设计使用温度37221允许使用温度范围（min/max）/295/43022运行温度变化速率/min1023在允许最低、最高使用温度范围内时，催化剂化学使用寿命小时2400024催化剂机械寿命小时10000025初始催化剂体积（单个反应器/单机组）m3/m3144.34/288.6826备用层催化剂体积（单个反应器/单机组）m3/m372.17/144.34271、2号锅炉催化剂体积总用量m3577.3628烟气空间速度1/h382829面积速度m/h10.1330烟气线速度反应器内m/s4.29催化剂内m/s6.3131测试块类型蜂窝式数量（每层/单反应器/机组）8/16/3232初始脱硝效率%82考核期2、SCR脱硝装置设计参数烟气脱硝系统入口烟气参数见表2-2和2-3，在设计煤种及校核煤种、最大连续出力工况、初装两层催化剂条件下，保证氨逃逸浓度不大于3.0L/L的前提下，要求初期脱硝效率不低于82%。表2-2 脱硝装置入口烟气参数序号项 目符号单位数据设计煤种校核煤种1校核煤种21省煤器出口烟气温度tsmc3722省煤器出口湿烟气量VyNm/h10806363省煤器出口烟气成分CO2VCO214.73O2VO23.12N2VN273.64SO2VSO20.08H2OVH2O8.41表2-3 脱硝装置性能数据项目特点2350MW超临界机组烟气量Nm3/h1044178烟气成份（设计煤种，BMCR工况）CO2Vol%14.75O2Vol%3.14N2Vol%74.22H2OVol%7.71烟气含尘量g/Nm335.1脱硝入口NOx量g/Nm3600脱硝效率%80脱硝出口NOx量mg/Nm370氨逃逸率ppm3SO2/SO3转化率%1脱硝系统压降Pa800（无附加层）脱硝装置可用率98氨消耗量kg/h245.4 表2-4 系统性能参数表序号项目内容单位数值1湿烟气参数机组负荷MW350湿烟气量（校核煤2对应烟气量）Nm3/h1080636湿度%8.41O2%3.12N2%73.64CO2%14.73SO26%O2L/L730.8飞灰含量6%O2g/Nm338烟气温度3722性能指标基准NOx6%O2mg/Nm3350出口NOx6%O2mg/Nm370NH3逃逸浓度L/L3脱硝效率（化学寿命期间）%80SO2/SO3转化率%1整体系统阻力Pa780扣除催化剂后的系统阻力Pa4603物料衡算（单台炉）SCR化学当量比-1SCR减排NOxkg/h258.5液氨耗量kg/h126吹灰蒸汽耗量(每天吹3次，按24小时平均计)t/h0.8稀释风量Nm3/h1340仪用压缩空气量（最大值）Nm3/h40杂用压缩空气（声波吹灰器吹扫）Nm3/h28.2生活水（0.20.3MPa）t/h1消防水（1.0MPa）t/h30电耗kW50表2-5 脱硝设备规范 SCR反应器SCR反应器数量2台SCR反应器尺寸mm9640801010000反应器材质Q235-A运行温度300450催化剂蜂窝式催化剂布置方式21催化剂模块 mm19109701250催化剂模块数量160催化剂活性温度280420催化剂基材TiO2催化剂活性物质V205催化剂体积m3281.2喷氨栅格2组喷嘴数640喷管管道材质20G/TP304喷嘴 385吹灰器型式耙式、声波式声波吹灰器数量12耙式吹灰器数量12生产厂家湖北华信锅炉辅机成套有限公司耙式吹灰器吹灰器型号HXP-5每吹灰器耙管数（中/侧）3/3每耙管喷嘴数（中/侧）15/29每吹灰器喷嘴数（中/侧）45/87喷嘴口径mm5总行程mm3020吹灰行程mm2900行进速度m/min0.9单台吹灰时间min6.44蒸汽消耗（中/侧）kg/min42/78.9稀释风机型号数量2台（一运一备）流量 Nm3/h6143压头Pa4000功率KW15生产厂家氨/空气混合器型号400，L1500材料碳钢数量2运行压力MPa0.25设计容积 m30.2生产厂家表2-6 机组THA工况脱硝系统入口烟气中污染物成分序号项目单位数据设计煤种校核煤种1校核煤种21省煤器出口烟气含尘量g/Nm3382省煤器出口NOx排放浓度（干态，O2=6%）mg/Nm33503503503SO2ppm730.84SO3ppm4.2三、试验过程及结果分析1、试验目的通过性能考核试验检验SCR脱硝装置能否达到预期的性能保证指标，为机组达标验收及电厂运行提供技术依据和必要的数据。表3-1 SCR装置性能保证值序号项 目单位性能保证值备 注1脱硝效率% 82 锅炉140MW350MW负荷 设计煤种，两层催化剂2氨逃逸率L/L33SO2/SO3转化率%14系统阻力Pa 7802、试验标准SCR脱硝装置性能考核试验所依据的标准包括：1）中华人民共和国电力行业标准电站锅炉性能试验规程(GB10184-88)；2）中华人民共和国国家标准火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)；3）中华人民共和国国家标准火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2012)；4）美国环保署烟气取样与分析系列标准EPA-CTM-027、M-6C、M-7E；5）美国材料与试验协会的烟气取样与分析标准ASTM D-3226-73T。3、试验仪器测试所用仪器、仪表都经过专业校验，且在校验有效期内。此外，在每次试验前后，均采用具备有效校验证书的标准气体对烟气分析仪进行了标定。试验所用到的仪器型号、量程及精度见表3-2。表3-2 试验仪器序 号名称型号量程精度1烟气分析仪Thermo-42iNOx：01000ppm（可调）O2：025%1%NGA20002智能烟气采样器30711.03.0L/min5%3热电偶K型-401000二级4数字温度计FLUKE 51-21012000.15电子微压计77500999kPa2Pa6大气压力计DYM3801060hPa1hPa7干湿球温度计WQG-11-36460.28氨分析仪410P019900ppb1-3位有效数字9标准毕托管-系数1.010氨化学取样系统-11SO2、SO3化学取样系统-4、试验方法1）试验内容SCR脱硝装置性能考核试验在机组高、中、低3个负荷点下进行，其中脱硝效率及氨逃逸考核项目在不同负荷下进行，系统阻力、SO2/SO3转化率等考核项目在高负荷下进行。此外，脱硝效率和氨逃逸测试在高负荷下采用平行工况进行验证测试。表3-3 1号机组SCR喷氨优化与性能试验工况安排工 况日 期时 间负荷工况安排内 容T-012015/2/610:30-13:20350MW高负荷工况1SCR进出口的NO/O2浓度、烟温、氨逃逸率、煤、灰、渣、系统阻力、环境条件等T-022015/2/710:20-12:50350MW高负荷工况2 T-032015/2/812:30-14:50350MW高负荷工况3T-042015/2/714:40-16:50263MW中负荷工况T-052015/2/517:50-20:30175MW低负荷工况T-062015/2/614:0017:00350MWSO2/SO3转化率SCR进出口SO2/SO3/O2浓度2）试验测点脱硝性能试验需要测试的项目包括：反应器进出口的NO/O2浓度分布、出口NH3逃逸浓度、进出口的SO2/SO3浓度、系统压力损失及进出口烟气温度等，脱硝反应器的测点位置描述及测试内容见表3-4。表3-4 试验测点及测量项目测点位置说明数目测量项目1SCR入口竖直烟道73NO/O2、SO2/SO3、T、阻力2SCR出口收口烟道83NO/O2、NH3、SO2/SO3、T、阻力 3）测量方法NO与O2浓度分布：在SCR反应器的进口和出口烟道截面，分别采用等截面网格法布置烟气取样点（每台反应器进口63点、出口76点）。在每台反应器进出口各布置一套Rosement NGA2000型烟气分析仪（图6-2），烟气经不锈钢管引出至烟道外，再经过水洗除尘、除湿、冷却等处理后，最后接入烟气分析仪进行分析。利用两套烟气分析仪，同步在反应器的进出口逐点采集烟气样品，分析烟气中的NO与O2含量，可获得烟道截面的NOx浓度分布。取反应器进、出口的NOx浓度的算术平均值计算脱硝效率。图3-1 烟气采集与分析系统NH3逃逸浓度根据反应器出口截面的NO浓度分布，每台反应器选取6个代表点作为NH3取样点。氨逃逸样品采用美国EPA的CTM-027标准以化学溶液法采集，并记录所采集的干烟气流量和O2浓度。通过分析样品溶液中的氨浓度，并根据所采集的烟气流量和O2，计算各采集点处烟气中干基NH3浓度。烟气中的NH3取样系统如图3-1所示。图3-2 烟气中的NH3取样系统烟气中SO2与SO3脱硝反应器进出口的锅炉烟气，经过多重混合后，烟气中SO2及SO3的浓度分布相对比较均匀。为此，在每台脱硝反应器的进出口各设两个SO2/SO3烟气取样孔，在进、出口烟道各布置一套SO2/SO3化学取样系统，如图3-2所示。依据EPA method 6和ASTM D-3226-73T标准，同时在反应器进出口采集SO2/SO3烟气样本，并记录所采集的干烟气流量和O2浓度。利用化学滴定法分析样品中的硫酸根离子浓度，并根据采集的烟气流量与O2浓度，计算各采集点的烟气中的干基SO2与SO3浓度，进而计算烟气通过催化剂层的SO2/SO3转化率。图3-3 SO2/SO3采样系统示意图 (3-1)式中：烟气中的SO2/SO3转化率%：反应器出口的SO3平均浓度L/L6%O2，干基：反应器入口的SO3平均浓度L/L6%O2，干基：反应器入口的SO2平均浓度L/L6%O2，干基系统压降测量SCR反应器进口与出口之间的全压差，即为SCR脱硝装置的系统阻力。测试方法：利用测压引管将进出口的烟气引到同一水平面上，通过电子微压计的全压示差，来计算系统压降。烟气流量烟气流量依据GB10184-88计算，具体的记录与测试内容包括：采集入炉煤进行工业分析和化学元素分析，采集飞灰及炉渣分析可燃物含量，测量反应器入口烟气氧浓度，并测量环境条件和记录入炉燃煤量。烟气温度在每台SCR反应器的进出口烟道截面上，烟气温度按照标准规定的点数在SCR反应器出入口采用等截面网格法进行测量，在这些点的位置布置经校验合格的II级精度K型铠装热电偶，采用单点温度计测量。原煤取样从运行的给煤机落煤管上，每30分钟取煤样一次，每台每次取样约1kg，装入桶内密封好。取样结束后，全部样品混合均匀，按“四分法”缩分为2份，每份约3kg。在电厂化学实验室分析原煤全水分，并在西安热工研究院有限公司的煤特性化验室进行煤的工业分析和元素分析。飞灰与炉底大渣取样在空预器下部落灰管采集飞灰样品，用于分析飞灰可燃物含量。从捞渣机刮板上采集炉渣样品，用于分析炉渣中的可燃物含量。环境条件试验期间，采用膜盒式大气压力计测量环境大气压力。用干湿球温度计测量环境干、湿球温度，经查表得出环境相对湿度。DCS参数试验期间，通过机组DCS系统记录锅炉主要的运行参数（负荷、总风量、给煤量及其它），并监测脱硝系统的主要运行参数（氨喷射量、SCR进出口的NO/O2浓度、烟气温度等）。4）数据处理烟道截面NO分布相对标准偏差（CV值）由公式（6-2）（6-4）进行计算。 (3-2) (3-3) (3-4)式中： 截面各点NO浓度值L/L，干基，6%O2： 截面处NO浓度平均值L/L，干基，6%O2：NO浓度分布标准偏差L/LC.V.：相对标准偏差%反应器进出口截面的NOx浓度根据式（6-5）（6-7）进行计算，并折算到6%O2下。 (3-5) (3-6) (3-7)式中：反应器进口截面NOx浓度L/L，6%O2：反应器出口截面NOx浓度L/L，6%O2：实测O2浓度，干基% ：脱硝效率%计算氨逃逸浓度时，先将各点值折算至6%O2下，然后取其平均值并根据氨逃逸测点处的NOx均值与整个截面的NOx均值进行折算，具体见公式（6-8）（6-9）。 (3-8) (3-9)式中： ： 实测氨逃逸浓度L/L，干基： 实测6%O2下氨逃逸浓度L/L，干基： 根据NOx浓度修正后氨逃逸浓度L/L，干基：氨逃逸测点处NOx浓度均值L/L，干基，6%O2：出口截面NOx浓度均值L/L，干基，6%O25、试验结果与分析1）CEMS表计标定性试验期间对SCR进出口CEMS监测表计进行校对，具体结果见表3-5：A、B侧反应器进口NOx浓度的修正系数分别为0.92、1.04，出口NOx浓度的修正系数分别为1.62、0.58。A、B侧反应器进口O2浓度的修正系数分别为1.04、1.08，出口O2浓度的修正系数分别为0.67、0.74。A、B侧反应器进口烟温的修正系数分别为1.00、0.98，出口烟温的修正系数分别为1.02、1.00。A、B侧反应器脱硝效率修正系数分别为0.93、1.17。表3-5 NOx/O2试验值与表计值对比(K系数=测试值/DCS值)工况项目单位反应器入口反应器出口DCS值测试值K系数DCS值测试值K系数T-01A反应器NOx浓度mg/m3407 361 0.89 36 51 1.44 A反应器O2浓度%3.9 4.0 1.01 6.7 4.1 0.61 A反应器温度350 344 0.98 337 343 1.02 A反应器脱硝效率%/91.3 85.9 0.94 B反应器NOx浓度mg/m3377 369 0.98 112 53 0.48 B反应器O2浓度%3.3 4.0 1.21 5.8 4.2 0.73 B反应器温度365 357 0.98 351 352 1.00 B反应器脱硝效率%/70.4 85.5 1.21 T-02A反应器NOx浓度mg/m3386 384 0.99 37 63 1.68 A反应器O2浓度%3.5 4.1 1.18 6.9 4.3 0.62 A反应器温度347 344 0.99 336 343 1.02 A反应器脱硝效率%/90.4 83.7 0.93 B反应器NOx浓度mg/m3369 376 1.02 107 60 0.56 B反应器O2浓度%3.7 3.9 1.05 6.0 4.0 0.66 B反应器温度367 363 0.99 354 355 1.01 B反应器脱硝效率%/71.0 84.0 1.18 T-03A反应器NOx浓度mg/m3472 410 0.87 43 65 1.52 A反应器O2浓度%3.9 3.9 1.00 6.6 4.1 0.62 A反应器温度340 340 1.00 333 337 1.01 A反应器脱硝效率%/90.9 84.1 0.93 B反应器NOx浓度mg/m3397 442 1.11 103 69 0.67 B反应器O2浓度%3.6 4.1 1.12 6.2 4.3 0.69 B反应器温度377 367 0.98 362 357 0.99 B反应器脱硝效率%/74.0 84.5 1.14 T-04A反应器NOx浓度mg/m3400 332 0.83 35 54 1.53 A反应器O2浓度%3.9 3.8 0.99 7.0 4.4 0.63 A反应器温度323 325 1.01 318 325 1.02 A反应器脱硝效率%/91.1 83.7 0.92 B反应器NOx浓度mg/m3358 380 1.06 105 64 0.61 B反应器O2浓度%3.7 3.8 1.02 5.8 4.1 0.72 B反应器温度360 354 0.98 344 347 1.01 B反应器脱硝效率%/70.7 83.3 1.18 T-05A反应器NOx浓度mg/m3569 585 1.03 49 95 1.93 A反应器O2浓度%7.6 7.9 1.04 9.6 8.2 0.86 A反应器温度313 317 1.01 311 314 1.01 A反应器脱硝效率%/91.4 83.8 0.92 B反应器NOx浓度mg/m3558 575 1.03 129 77 0.60 B反应器O2浓度%7.7 7.8 1.01 8.9 8.2 0.92 B反应器温度355 351 0.99 334 338 1.01 B反应器脱硝效率%/77.0 86.6 1.13 K系数均值A反应器NOx浓度%0.92 1.62 A反应器O2浓度%1.04 0.67 A反应器温度%1.00 1.02 A反应器脱硝效率%/0.93 B反应器NOx浓度%1.04 0.58 B反应器O2浓度%1.08 0.74 B反应器温度%0.98 1.00 B反应器脱硝效率%/1.17 注：NOx的DCS值和测试值均为实际氧量条件下折算为NO2的数值。2）烟气流量省煤器出口的设计烟气量为1080636m3/h（标态、湿基、实际氧），试验过程中的烟气流量根据入炉煤的煤质分析（见附录2）、给煤量、大气湿度、省煤器出口氧量等参数计算，具体的烟气流量计算结果见表3-6。机组350MW负荷下，SCR入口烟气流量约1150000m3/h。表3-6 烟气流量工况项目单位T-01T-02T-03机组负荷MW350350350环境条件大气压力Pa103100103100102800空气温度774相对湿度%45.050.045.0燃料分析Car%62.3962.3962.39Har%3.113.113.11Oar%4.784.784.78Nar%0.950.950.95Sar%0.620.620.62Mt%10.310.310.3Aar%17.8517.8517.85Vdaf%22.9522.9522.95Qnet,arkJ/kg235002350023500燃煤量t/h145.9141.7140.2烟气量排烟氧含量%4.04.04.0湿烟气流量（标态、实际O2）m3/h117215511400281124446湿烟气流量（标态、6%O2）m3/h1348919130985812939743）SCR出口NOx分布SCR入口烟道截面烟气中NOx浓度分布比较均匀，相对标准偏差均在5%以内。SCR出口NOx分布受氨喷射、烟气流场影响，均匀性较差，其中，各工况下A侧分布相对标准偏差在45.6%57.7%之间，B侧分布相对标准偏差在22.1%31.3%之间，具体见表3-7，出口截面NOx及氨逃逸浓度分布如图3-4图3-6。表3-7 SCR进出口NOx分布相对标准偏差项目单位T-01T-02T-03T-04T-05负荷MW350350350263175反应器ABABABABAB入口NOxmg/m3361 369 384 376 410 442 332 380 585 575 出口NOxmg/m351 53 63 60 65 69 54 64 95 77 效率%85.9 85.5 83.7 84.0 84.1 84.5 83.7 83.3 83.8 86.6 入口CV%1.9 2.3 1.8 1.1 1.2 2.4 1.7 2.2 2.4 2.6 出口CV%48.7 24.8 49.8 25.3 45.6 28.8 57.7 31.3 51.5 22.1 图3-4 满负荷下反应器出口NOx浓度分布图图3-5 中负荷下反应器出口NOx浓度分布图图3-6 低负荷下反应器出口NOx浓度分布图4）脱硝效率与氨逃逸在机组高、中、低负荷下，同步在每台反应器进、出口测量NOx浓度，并在反应器出口采集氨逃逸样品，用于计算脱硝效率与氨逃逸浓度。脱硝效率及氨逃逸测试结果（表3-8）显示：机组350MW负荷、平行工况下（T-02、T-03），入口NOx浓度为403mg/m3，脱硝效率为84.1%，出口NOx排放浓度为64mg/m3，对应氨逃逸浓度为2.86L/L。此外，T-01工况，入口NOx浓度为365mg/m3，脱硝效率为85.7%，出口NOx排放浓度为52mg/m3，对应氨逃逸浓度为3.34L/L。机组263MW负荷下，入口NOx浓度为356mg/m3，脱硝效率为83.5%，出口NOx排放浓度为59mg/m3，对应氨逃逸浓度为0.89L/L。 机组175MW负荷下，入口NOx浓度为580mg/m3，脱硝效率为85.2%，出口NOx排放浓度为86mg/m3，对应氨逃逸浓度为1.55L/L。由上可知，SCR装置在初次性能考核期间，在高、中、低负荷范围内，脱硝效率和氨逃逸能同时满足 “脱硝效率不小于82%且氨逃逸浓度不大于3.0L/L”的性能保证值，考核合格。表3-8 脱硝效率及氨逃逸分析项目单位T-01T-02T-03T-04T-05机组负荷MW350350350263175SCR反应器-ABABABABAB入口烟气流量m3/h117215511400281124446849977774860入口NOx6%O2mg/m3361369384376410442332380585575入口NOx均值mg/m3365380426356580入口烟温344357344363340367325354317351入口O2%4.04.04.13.93.94.13.83.87.97.8出口NOx6%O2mg/m351536360656954649577出口NOx均值mg/m35261675986脱硝效率%85.985.583.784.084.184.583.783.383.886.6平均脱硝效率%85.783.884.383.585.2氨逃逸L/L3.852.843.552.093.512.311.060.711.821.27平均氨逃逸L/L3.342.822.910.891.55出口NOx浓度CV%48.724.849.825.345.628.857.731.351.522.1图3-7 T-02工况出口NOx浓度与氨逃逸对应关系图3-8 T-03工况出口NOx浓度与氨逃逸对应关系此外，对上述试验工况测试数据分析，SCR出口氨逃逸浓度大小与对应点NOx浓度在一定程度上成反比例对应关系，在NOx浓度小的位置，对应的氨逃逸浓度偏大（图3-7、3-8），建议对氨喷射系统进行优化调整，避免局部氨逃逸过大，提升脱硝系统的整体性能。5）SO2/SO3转化率烟气经过催化剂后，部分SO2被氧化成SO3。在低于220下，SO3会与NH3反应生成硫酸氢铵，造成空预器冷段受热面的堵塞和腐蚀，为此需要控制SO2/SO3转化率。在喷氨的情况下，SO2/SO3转化率测试结果汇总于表3-9。在两层催化剂作用下，烟气中约有0.54%的SO2被氧化成SO3，满足“SO2/SO3转化率不大于1%”的性能保证值。表3-9 SO2/SO3转化率测试结果项 目单 位A反应器B反应器入口烟气量m3/h1145543入口实际氧量均值%4.25 4.10 入口烟温344 363 入口SO2浓度6%O2L/L584 573 入口SO3浓度6%O2L/L3.76 3.26 出口SO3浓度6%O2L/L6.73 6.56 脱硝SO2/SO3转换率%0.51 0.58 平均值%0.54 锅炉SO2/SO3转换率%0.61 6）阻力损失在机组350MW负荷下，在SCR系统进、出口处分别布置压力测点，采用电子微压计测量SCR系统进出口全压，测量结果见表3-10所示。实测AIG入口至反应器出口收口段阻力为554Pa，根据同类项目经验，并经三方商议，考虑省煤器出口至AIG入口段阻力约100Pa，合计脱硝系统阻力为654Pa，满足“脱硝系统的系统阻力不大于780Pa”的性能保证值，考核合格。表3-10 SCR脱硝系统阻力项 目单位T-02T-03机组负荷MW350350SCR反应器-ABAB系统阻力（AIG入口至SCR出口）Pa568542557533单工况平均阻力Pa555550平行工况平均阻力Pa554试验期间，根据DCS显示值统计空预器烟气侧差压可知：机组350MW负荷下，空预器A、B侧差压均值分别为0.87kPa和0.74kPa，见表3-11所示。表3-11 空预器系统阻力项目单位T-01T-02T-03负荷MW350350350A烟气侧差压kPa0.87 0.88 0.87 B烟气侧差压kPa0.75 0.75 0.74 7）氨耗量试验过程中，根据SCR入口烟气量、入口NOx浓度、脱硝效率和氨逃逸，计算得出系统氨耗量（详见表3-12）。机组在350MW负荷平行工况下，当入口NOx浓度为380mg/m3，脱硝效率为83.8%时，氨耗量为145kg/h；当入口NOx浓度为426mg/m3，脱硝效率为84.3%时，氨耗量为161kg/h。表3-12 氨耗量项目单位T-02T-03机组负荷MW350350入口NOx浓度mg/m3380426脱硝效率%83.884.3氨逃逸L/L2.822.91氨氮摩尔比-0.85 0.86 干烟气流量6%O2m3/h1208267 1195454 氨耗量kg/h145 161氨耗量（DCS）kg/h8095 8）烟气温降机组350MW负荷下，在SCR反应器进出口同步测量了烟气温度，测量结果见表3-13。由结果可知，机组350MW负荷下，SCR烟气脱硝系统平均温降约为5.6。表3-13 烟气温降项目单位T-02T-03负荷MW350350SCR反应器-ABAB入口烟温344 363 340 367 出口烟温343 355 337 357 反应器温降4.26.9 平均温降5.69）脱销系统运行情况表3-13 脱销系统运行情况项目A侧入口NOX浓度A侧出口NOX浓度B侧入口NOX浓度B侧出口NOX浓度净烟气NoxA侧S