1000MW超超临界机组SCR脱硝系统运行中存在问题及解决措施

2015-04-17孙维菊邵长暖华电莱州发电有限公司山东莱州261441

山东工业技术 2015年2期

孙维菊,邵长暖（华电莱州发电有限公司,山东　莱州　261441）

孙维菊,邵长暖
（华电莱州发电有限公司,山东莱州261441）

摘要：随着电力行业建设步伐的不断加快，环境问题成为人们越来越关注的问题，火电厂每天都会有大量的NOx排放，火电厂脱硝技术应用也越来越广泛。《火电厂大气排放标准GB13223-2011》中规定：自2014年起，燃煤电厂锅炉NO2排放限值为100mg/m3。根据此标准，现火电厂要求新上机组及老机组在2014年底全部完成脱硝设施改造，煤粉炉选择的是SCR技术，还原剂为液氨。随着越来越多的机组投入脱硝，脱硝系统日益暴露出较多共性问题，本文对这些问题及解决方案进行总结归纳，以供脱硝人员借鉴。

关键词：1000MW机组；脱硝系统；问题；解决

1　SCR　烟气脱硝技术特点及选型

1.1SCR烟气脱硝技术特点

（1）脱硝效率可以高达95%，结合炉内低氮改造，NOx排放浓度可控制到50mg/Nm3以下。通常通过增加催化剂层数降低NOx排放浓度，满足更高的排放标准；

（2）SCR反应器一般布置于空预器入口（烟温范围为300～420℃），锅炉烟道阻力增加约800～1200Pa，因此脱硝改造时需重新核算引风机压头。

（3）逃逸氨与SO3反应，可能在空预器换热面上形成硫酸氢铵，导致空预器冷端堵塞，必须对空预器进行防腐和防堵灰改造。

（4）SCR系统通常分为氨区公用系统和反应器系统两部分，二者分开布置。因液氨属危险化学品，需由有资质的单位设计氨区公用系统，并按有关规定采取相应的安全措施。

1.2催化剂选型

催化剂是SCR工艺的核心。脱硝催化剂主要是V2O5-WO3(MoO3)/ TiO2基催化剂。由于催化剂布置在省煤器和空预器之间的高灰区域，采用的结构形式多为蜂窝式、板式或波纹板式等整体成型式SCR催化剂。催化剂选型应结合燃煤灰分、脱硝效率、烟气阻力、运行可靠性等进行综合性比较确定，并符合国家或行业有关标准及集团有关导则、规定的要求。

2　莱州公司脱硝系统概述及工艺流程

2.1概述

华电莱州发电有限公司脱硝采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，主要原理：还原剂在催化剂的作下，将火电厂烟气中产生的氮氧化合物还原成无污染的氮气和水，其中烟气中的氮氧化合物主要以NO和NO2为主。脱硝所用还原剂-气氨由氨站采用无水液氨制取的工艺。

2.2工艺流程

华电莱州发电有限公司#1、2号机组脱硝系统是由华电工程设计制造，采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NOX的目的。SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间），催化剂购自重庆远达催化剂股份有限公司。

3　莱州公司脱硝运行中存在的问题和解决措施

（1）负荷低时脱硝装置入口烟温达不到设计喷氨温度，脱硝系统强制退出运行。解决措施：1）调整锅炉吹灰方式，提高SCR进口烟温。保证锅炉受热面不大量积灰的情况下，锅炉吹灰时投运半数吹灰器；适当增加锅炉总风量，提高排烟温度；2）加强与调度联系，尽量提高机组负荷；3）结合实际情况，确定低负荷时脱硝入口烟温，选用活性温度区间宽的SCR脱硝催化剂；4）实施高温省煤器旁路或省煤器分段改造，保证机组低负荷时脱硝能够正常运行。

（2）脱硝系统长时间运行后催化剂活性降低。解决措施：1）运行中应合理调整低氮燃烧器燃烧方式，保持合适的锅炉过量空气系数，尽量避免使用上层磨煤机，防止烟气中NOx生成量过高，应控制NOx浓度在脱硝系统设计NOx浓度内；2）锅炉启动及负荷调整过程中，避免温升太快损坏催化剂。如大唐科技生产的某催化剂说明书要求：催化剂在整个启动过程中温度低于150℃，则被视为冷启动。低于150℃时升温速度不允许超过20℃/min;大于150℃时升温速度不允许超过50℃/min。烟气进入反应器时的温度与催化剂的温差不允许超过100℃；3）定期对声波吹灰器压缩空气罐放水，防止压缩空气带水，并且每次吹灰之前应充分疏水；4）应合理调整锅炉配风，防止A、B两侧反应器烟气量相差太大；5）在机组大小修时，加强对声波吹灰器、催化剂的检查，防止灰尘沉积在催化剂上；6）催化剂活性降低时，应取出催化剂测试块，检验其活性；如果活性确实降低，应加装备用催化剂层或对催化剂进行更换；7）安装SCR在线监测仪，通过在线监测仪表监测每层催化剂前后烟气中NOx的浓度和氨氮比( NH3/NOx)，再根据计算公式计算出催化剂的活性常数，实时监测催化剂的活性。

（3）催化剂运行一段时间后吹损严重。解决措施：1）抽取吹损较严重的催化剂进行专业检验，以确定是否是催化剂本身质量问题；2）复查脱硝运行参数，检查各项脱硝运行参数是否在正常范围内，如开机时升温速率、吹灰器运行情况、燃煤煤质情况、反应器内流速、氨逃逸率、脱硝效率等；3）对反应器做冷态动力场试验，检查反应器内流场是否均匀。催化剂吹损可能是由上述几种原因综合引起的，应彻查原因后制定解决措施，防止更换催化剂后再次发生吹损。

（4）脱硝反应器出口氨逃逸浓度超标。解决措施：如果氨逃逸浓度频繁超标，先首先校对逃逸表指示是否准确，如果确实超标，应利用停机机会组织专业人员进入催化剂内部检查格栅喷嘴和催化剂积灰磨损情况，并根据实际工况，开展脱硝系统出入口流场和NOx浓度场的优化工作，在保证脱硝效率的同时使氨逃逸浓度达到最小，防止氨逃逸浓度高造成下游设备堵塞、腐蚀。