燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运维技术分析

张杨，冯前伟，裴煜坤，朱跃

(华电电力科学研究院，浙江杭州310030)

燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运维技术分析

张杨，冯前伟，裴煜坤，朱跃

(华电电力科学研究院，浙江杭州310030)

我国燃煤电厂近年来集中建设了大量SCR烟气脱硝装置，但由于运维技术水平不能满足实际运行需求导致大量问题未能及时预防，对电厂安全稳定运行造成不利影响。针对此现状，在总结分析当前SCR烟气脱硝装置运行现状的基础上，对典型的催化剂积灰磨损与空预器堵塞腐蚀问题的原因及应对措施进行了深入分析，并从提高运维技术水平与推广脱硝装置健康管理模式两方面对后续的运维对策提出了相应建议，以供后续燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运行维护借鉴与进一步探讨。

烟气;脱硝;SCR;运行;维护

0 引言

经过多年的发展和完善，SCR烟气脱硝技术已成为目前世界上应用最为广泛的燃煤电厂烟气脱硝技术［1］。但直至进入“十二五”以来，随着达标排放、总量控制以及工程限期治理等多重政策性要求陆续出台，我国燃煤机组才正式迈入“脱硝时代”，且由于受排放标准与脱硝效率限制，绝大部分机组均采用SCR烟气脱硝技术［2］。

但与此同时，快速且大规模的脱硝工程建设导致工程质量未能得到有效保障，且电厂运维技术水平亦未能跟上建设速度，而SCR烟气脱硝装置问题由于其隐蔽性难以被及时发现，直接导致了当前大量烟气脱硝装置在投运后问题频现，甚至对机组安全稳定运行产生不利影响。

针对当前国内燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运行现状与存在的问题，对催化剂与空预器典型问题进行了深入分析与探讨，进而提出了应对措施，并就后续的运维对策提出了相应建议，以供后续脱硝装置运维借鉴及进一步探讨。

1 运行现状分析

我们对90台机组SCR烟气脱硝装置性能试验结果进行了统计，其中存在重大隐患(脱硝效率、氨逃逸、SO2/SO3转化率或压降不合格)的机组占比达到11%，存在较大隐患(反应器出口NOx浓度分布偏差超过40%)的机组占比约5%，存在隐患(反应器出口NOx浓度分布偏差处于15%～40%)的机组占比达到38%，基本合格(仅温降不合格)的机组约7%，合格的机组占比仅为40%。必须要说明的是，上述性能试验均是在脱硝工程投运后半年内进行的，此时脱硝效率、氨逃逸等问题可能被初期的高催化剂活性所掩盖，因此存在隐患的机组在后续的运行中将存在较大的运行风险。

图1所示为对近100台脱硝装置2014年下半年运行故障情况的统计，共计发生167台次因脱硝设备故障导致NOx超标排放，主要故障表现为阻火器堵塞、滤网堵塞、供氨不足、供氨阀门故障等，均属于脱硝系统的小型设备故障，但已对燃煤电厂环保、安全及经济运行带来较大的负担。此外部分电厂空预器压差超出设计值且仍处于上升趋势，可能是由于脱硝装置运行氨逃逸超出设计范围所导致，对机组正常运行产生了影响。

图1 脱硝装置运行故障情况统计

2 典型问题分析与解决

虽然SCR烟气脱硝装置实际运行中存在的问题种类较多，但常规运行故障或小型设备故障均可通过及时的运行调整与检修维护解决，需要重点关注的典型问题主要表现为催化剂积灰磨损与空预器堵塞腐蚀两方面。

2.1 催化剂积灰与磨损

众所周知，催化剂是整个SCR烟气脱硝系统的核心和关键，而导致其非正常性能衰减的现象一般称之为失活，当前出现的主要失活现象即为催化剂积灰磨损［3］。如某电厂脱硝装置在投运仅半年后即出现催化剂严重磨损，造成重大经济损失，并对电厂运行造成一定的影响。经分析，催化剂积灰磨损原因及应对措施主要包括以下几点:

(1)锅炉燃煤与烟气参数偏离设计条件，设计飞灰浓度为16g/m3，实际运行达到50g/m3，且吹灰器设置数量不足，不能满足脱硝装置吹灰需求。针对此问题，一方面通过改造加强脱硝装置吹灰能力，增加声波吹灰器，增设蒸汽吹灰器，形成声波为主、蒸汽为辅的联用吹灰方式;另一方面在催化剂更换选型时重点考虑耐磨性能以适应实际烟气条件。

(2)工程建设时由于进度时间受限，导致流场设计工作未能有效进行，实际运行中反应器内流场明显偏离运行要求，导致反应器内局部烟气流速过低，形成积灰，而在烟气流速较高区域，由于飞灰对催化剂的磨损量与烟气流速的三次方成正比，造成催化剂严重磨损。针对此问题，结合现场流场试验结果，重新进行了流场数值模拟与物理模型试验［5］，进而对入口导流板进行了重新调整与增设。

(3)飞灰中含有大量渣颗粒，且省煤器灰斗未正常运行，造成烟气中灰渣二次携带，造成催化剂大面积堵塞，使得催化剂断面流场不均匀，局部烟气流速过高，导致部分催化剂磨损严重。针对此问题，一方面通过检修恢复原省煤器灰斗正常运行，另一方面加装大灰滤网拦截捕集大颗粒灰［4］。

2.2 空预器堵塞与腐蚀

某电厂空预器存在堵塞腐蚀故障，实际运行中空预器阻力达到3000Pa左右，严重影响机组安全稳定运行及正常出力。其原因在于烟气中的SO3与脱硝尾部逃逸的NH3结合生成NH4HSO4并沉积在空预器换热元件上导致堵塞与腐蚀［6］。

针对此问题的解决方法，一方面需控制SO3与氨逃逸浓度，另一方面需加强空预器吹灰与冲洗，必要时进行换热元件改造。但在实际运行中，针对SO3控制，由于其燃烧生成机理较为复杂导致难以在燃烧阶段进行有效控制，而催化剂配方调整效果也较为有限;针对空预器运行控制与改造［7］，由于其属于被动型控制手段，一般也不推荐作为主要控制手段。因此相对主动且较为有效的控制手段仍是氨逃逸浓度控制，这也已成为当前SCR烟气脱硝装置运维管理的核心。控制氨逃逸的注意事项及手段主要包括以下几点:

(1)在脱硝运行中应将氨逃逸控制作为首要目标，切忌仅控制出口NOx浓度而忽视对氨逃逸与氨耗量情况的关注，在流场不均匀、催化剂性能下降时通过增大喷氨量来控制NOx浓度维持在较高水平，均将直接导致氨逃逸大量增加。

(2)日常运行中加强氨逃逸浓度的监测，虽然当前氨逃逸在线监测仪器普遍存在准确性不足的问题，但仍应加强维护确保其能够指示氨逃逸变化趋势，此外还可通过定期分析飞灰中的氨含量以指示氨逃逸浓度变化情况。

(3)通过定期/不定期工作确保脱硝装置运行在健康水平，如通过定期的反应器内部检查确保反应器内流场稳定，必要时进行流场调整，通过定期喷氨优化调整确保喷氨的均匀性，通过定期/不定期更换催化剂确保催化剂活性满足运行要求。

3 运维对策建议

3.1 提高运维技术水平

当前燃煤电厂对脱硝运行问题认识仍不足，普遍存在“重效率轻氨逃逸、重催化剂轻流场、提效即增大喷氨量或增加备用层”的片面认识，因此应重视专业技术培训工作，提高专业技术水平，从而尽可能避免问题的出现及加剧。

对于运行人员，应掌握正常起动、停运、自动保护停运及其运行过程中的主要控制方式，熟悉脱硝系统各项运行参数正常运行范围(如反应器进出口NOx浓度、脱硝效率、喷氨量、氨逃逸、反应器进出口烟温、稀释风量、催化剂压差、空预器压差等)，在日常运行中应尽可能让脱硝运行条件处于设计参数范围内，严格控制NOx浓度、反应器压降、氨逃逸浓度等重要参数，尤其关注异常增长现象。

对于维护检修人员，应在日常工作中重点关注常见问题(如供氨阀门堵塞、调节性能差、喷氨喷嘴堵塞脱落、导流板、整流装置变形、催化剂密封件变形失效、催化剂积灰磨损等)，及时查找并进行处理。此外应利用停机机会进行反应器内部检查和清灰处理，确保在线仪表处于健康运行状态，为运行人员进行操作提供有效指导。

3.2 推广脱硝装置健康管理模式

脱硝装置由于其问题的隐蔽性造成其运维看似简单实则难度较大，客观上亦存在氨逃逸测量不准、脱硝催化剂或流场相关问题较为复杂等问题，这些都给燃煤电厂脱硝装置的安全、经济运行带来严峻考验。因此建议推广脱硝装置健康管理模式，从而从专业技术角度解决脱硝运维问题。

脱硝装置健康管理模式主要包括在役催化剂检测评价与脱硝装置性能评估与诊断试验工作。通过定期开展在役催化剂检测与评价［8］，可实时掌握脱硝催化剂的性能水平，及时评估诊断催化剂性能、发现催化剂运行异常，进而配套制定针对性措施。通过开展在役SCR脱硝装置的定期性能评估与不定期性能诊断，可实现脱硝装置性能问题的尽早暴露，在此基础上进一步进行原因分析，相应提出预防与解决措施，及时进行优化调整，从而确保脱硝装置维持在安全稳定高效的运行状态。

在上述工作的基础上，通过催化剂检测评价建立脱硝催化剂性能参数数据库［9］，通过脱硝装置性能评估诊断建立脱硝装置性能参数数据库，将两者相结合，通过催化剂检测评价预测并指导现场性能评估试验，评估脱硝装置的性能，通过现场性能评估试验验证催化剂检测评价试验结果，得出脱硝装置性能变化趋势，预测性能超标时间(即催化剂调整时间)，有计划地进行催化剂补充/更换/再生/运行优化等全寿命管理工作［10］，从而极大地发挥催化剂潜力、延长催化剂使用寿命、为电厂节约成本。

4 结语

当前国内燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运维技术水平尚难以满足实际运行需求，大量运行问题对燃煤机组安全稳定运行造成不利影响。脱硝装置主要问题主要集中在催化剂积灰磨损与空预器堵塞腐蚀两方面，结合典型案例对上述问题进行了深入分析与探讨。针对后续运维对策提出提高运维技术水平与推广脱硝装置健康管理模式两方面建议，以供后续燃煤电厂SCR烟气脱硝装置运行维护借鉴与进一步探讨。

［1］张荀，柏源，刘涛，等.火电厂氮氧化物控制对策研究［J］.电力科技与环保，2014，30(1):30－32.

［2］张杨，杨用龙，冯前伟，等.燃煤电厂SCR烟气脱硝改造工程关键技术［J］.中国电力，2015，48(4):32－35.

［3］马英，顾庆华.烟气脱硝系统积灰成因分析与处理［J］.热力发电，2009，38(12):61－63.

［4］汪洋，胡永锋.燃煤电站SCR脱硝系统预防大颗粒灰堵塞方法［J］.电力科技与环保，2012，28(2):17－19.

［5］王健，朱彤，王俩，等.引入化学反应的600MW机组SCR脱硝系统模拟［J］.电力科技与环保，2012，28(4):31－33.

［6］董建勋，闫冰，赵宗林，等.火电厂烟气脱硝装置对锅炉运行影响的分析［J］.热力发电，2007，(3):17－23.

［7］钟礼金，宋玉宝.锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施［J］.热力发电，2012，31(8):45－47.

［8］张志强，宋国升，陈崇明，等.某电厂600MW机组SCR脱硝过程氨逃逸原因分析［J］.电力建设，2012，33(6):67－70.

［9］周建新，喻聪，江晓明，等.燃煤机组SCR脱硝催化剂性能评价与寿命管理系统［J］.中国电力，2015，48(4):11－15.

［10］张耀，李薇.燃煤锅炉脱硝催化剂再生技术研究进展［J］.电力科技与环保，2014，30(4):20－22.

Study on operation＆maintenance technology of SCR denitrification from coal－fired boiler flue gas

A mass of SCR flue gas denitrification projects in thermal power plants have been constructed in recent years，but the operation＆maintenance technology can not meet the practical needs，causing an adverse impact on the safe and stable operation of thermal power plants.Aiming at the present situation，ash sticking＆eroding of catalyst and blockage＆erosion of the air pre－heater have been analyzed on the basis of summarizing the operation situation of the SCR equipment，and some suggestions have been proposed for further reference to the improvement of the following SCR operation＆maintenance technology.

flue gas;De－NOx;SCR;operation;maintenance

X701.7

B

1674－8069(2016)05－032－03

2016-03-05;

2016-04-27

张杨(1985-)，男，安徽安庆人，工程师，主要从事火电厂环境保护方面的研究和技术服务工作。E－mail:yang－zhang@ chder.com

中国华电集团有限公司科技项目“大型燃煤锅炉SCR烟气脱硝疑难问题技术攻关与运行优化研究”(CHDKJ－2015－G04)