1000MW超超臨界機組SCR脫硝系統運行中存在問題及解決措施

孫維菊,邵長暖（華電萊州發電有限公司,山東　萊州　261441）

1000MW超超臨界機組SCR脫硝系統運行中存在問題及解決措施

孫維菊,邵長暖
（華電萊州發電有限公司,山東萊州261441）

摘要：隨著電力行業建設步伐的不斷加快，環境問題成為人們越來越關注的問題，火電廠每天都會有大量的NOx排放，火電廠脫硝技術應用也越來越廣泛。《火電廠大氣排放標準GB13223-2011》中規定：自2014年起，燃煤電廠鍋爐NO2排放限值為100mg/m3。根據此標準，現火電廠要求新上機組及老機組在2014年底全部完成脫硝設施改造，煤粉爐選擇的是SCR技術，還原劑為液氨。隨著越來越多的機組投入脫硝，脫硝系統日益暴露出較多共性問題，本文對這些問題及解決方案進行總結歸納，以供脫硝人員借鑒。

關鍵詞：1000MW機組；脫硝系統；問題；解決

1　SCR　煙氣脫硝技術特點及選型

1.1SCR煙氣脫硝技術特點

（1）脫硝效率可以高達95%，結合爐內低氮改造，NOx排放濃度可控制到50mg/Nm3以下。通常通過增加催化劑層數降低NOx排放濃度，滿足更高的排放標準；

（2）SCR反應器一般布置于空預器入口（煙溫范圍為300～420℃），鍋爐煙道阻力增加約800～1200Pa，因此脫硝改造時需重新核算引風機壓頭。

（3）逃逸氨與SO3反應，可能在空預器換熱面上形成硫酸氫銨，導致空預器冷端堵塞，必須對空預器進行防腐和防堵灰改造。

（4）SCR系統通常分為氨區公用系統和反應器系統兩部分，二者分開布置。因液氨屬危險化學品，需由有資質的單位設計氨區公用系統，并按有關規定采取相應的安全措施。

1.2催化劑選型

催化劑是SCR工藝的核心。脫硝催化劑主要是V2O5-WO3(MoO3)/ TiO2基催化劑。由于催化劑布置在省煤器和空預器之間的高灰區域，采用的結構形式多為蜂窩式、板式或波紋板式等整體成型式SCR催化劑。催化劑選型應結合燃煤灰分、脫硝效率、煙氣阻力、運行可靠性等進行綜合性比較確定，并符合國家或行業有關標準及集團有關導則、規定的要求。

2　萊州公司脫硝系統概述及工藝流程

2.1概述

華電萊州發電有限公司脫硝采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術，主要原理：還原劑在催化劑的作下，將火電廠煙氣中產生的氮氧化合物還原成無污染的氮氣和水，其中煙氣中的氮氧化合物主要以NO和NO2為主。脫硝所用還原劑-氣氨由氨站采用無水液氨制取的工藝。

2.2工藝流程

華電萊州發電有限公司#1、2號機組脫硝系統是由華電工程設計制造，采取選擇性催化還原（SCR）法來達到去除煙氣中NOX的目的。SCR反應器采用高灰型工藝布置（即反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間），催化劑購自重慶遠達催化劑股份有限公司。

3　萊州公司脫硝運行中存在的問題和解決措施

（1）負荷低時脫硝裝置入口煙溫達不到設計噴氨溫度，脫硝系統強制退出運行。解決措施：1）調整鍋爐吹灰方式，提高SCR進口煙溫。保證鍋爐受熱面不大量積灰的情況下，鍋爐吹灰時投運半數吹灰器；適當增加鍋爐總風量，提高排煙溫度；2）加強與調度聯系，盡量提高機組負荷；3）結合實際情況，確定低負荷時脫硝入口煙溫，選用活性溫度區間寬的SCR脫硝催化劑；4）實施高溫省煤器旁路或省煤器分段改造，保證機組低負荷時脫硝能夠正常運行。

（2）脫硝系統長時間運行后催化劑活性降低。解決措施：1）運行中應合理調整低氮燃燒器燃燒方式，保持合適的鍋爐過量空氣系數，盡量避免使用上層磨煤機，防止煙氣中NOx生成量過高，應控制NOx濃度在脫硝系統設計NOx濃度內；2）鍋爐啟動及負荷調整過程中，避免溫升太快損壞催化劑。如大唐科技生產的某催化劑說明書要求：催化劑在整個啟動過程中溫度低于150℃，則被視為冷啟動。低于150℃時升溫速度不允許超過20℃/min;大于150℃時升溫速度不允許超過50℃/min。煙氣進入反應器時的溫度與催化劑的溫差不允許超過100℃；3）定期對聲波吹灰器壓縮空氣罐放水，防止壓縮空氣帶水，并且每次吹灰之前應充分疏水；4）應合理調整鍋爐配風，防止A、B兩側反應器煙氣量相差太大；5）在機組大小修時，加強對聲波吹灰器、催化劑的檢查，防止灰塵沉積在催化劑上；6）催化劑活性降低時，應取出催化劑測試塊，檢驗其活性；如果活性確實降低，應加裝備用催化劑層或對催化劑進行更換；7）安裝SCR在線監測儀，通過在線監測儀表監測每層催化劑前后煙氣中NOx的濃度和氨氮比( NH3/NOx)，再根據計算公式計算出催化劑的活性常數，實時監測催化劑的活性。

（3）催化劑運行一段時間后吹損嚴重。解決措施：1）抽取吹損較嚴重的催化劑進行專業檢驗，以確定是否是催化劑本身質量問題；2）復查脫硝運行參數，檢查各項脫硝運行參數是否在正常范圍內，如開機時升溫速率、吹灰器運行情況、燃煤煤質情況、反應器內流速、氨逃逸率、脫硝效率等；3）對反應器做冷態動力場試驗，檢查反應器內流場是否均勻。催化劑吹損可能是由上述幾種原因綜合引起的，應徹查原因后制定解決措施，防止更換催化劑后再次發生吹損。

（4）脫硝反應器出口氨逃逸濃度超標。解決措施：如果氨逃逸濃度頻繁超標，先首先校對逃逸表指示是否準確，如果確實超標，應利用停機機會組織專業人員進入催化劑內部檢查格柵噴嘴和催化劑積灰磨損情況，并根據實際工況，開展脫硝系統出入口流場和NOx濃度場的優化工作，在保證脫硝效率的同時使氨逃逸濃度達到最小，防止氨逃逸濃度高造成下游設備堵塞、腐蝕。

4　總結

隨著火力發電廠煙氣脫硝工程的不斷建設及改造，越來越多的脫硝系統面臨各種故障，運行經驗也在不斷積累。在運行人員和維護人員的共同努力下，及時發現脫硝系統中易發生的故障，并進行處理，將使火電廠煙氣脫硝技術越來越完善，電廠所排放的NOx就一定會得到有效的治理和改善。

參考文獻:

[1]方勇,宋玉寶等.火電廠煙氣脫硝技術導則DLT296-2011[S].中國電力企業聯合會.

[2]環境保護部,國家質量監督檢驗檢疫總局.火電廠大氣污染物排放標準[S].(GB13223-2011),2012(01).

[3]華電萊州發電有限公司.華電萊州發電有限公司1000MW脫硝氨站運行規程[S].

[4]西安熱工研究院.火電廠SCR煙氣脫硝技術[M].中國電力出版社,2013:18-22.

作者簡介：孫維菊（1975—），女，山東日照人，助工，1997年畢業于山東省電力學校集控運行專業，主要從事：燃料管理工作。