火电厂脱硝系统经济运行及常见故障分析.doc

火电厂脱硝系统经济运行及常见故障分析 本文介绍了SCR的基本原理，并以华润登封电厂一期300MW机组锅炉为例，对其脱硝系统进行详细分析，探讨了该脱硝装置改造后的经济运行方案，以及改造和优化运行方式后NOX的排放值能大幅降低进行了验证，并列举了几例脱硝系统在实际运行过程中发生的问题进行了深刻的分析，并提供了有效的解决方案，取得良好的效果，最后针对本厂的实际情况制定了有效的防止空预器堵塞的诸多措施，从运行情况看效果良好。1 机组概述华润电力登封有限公司一期工程2300MW机组地处郑州市西南65公里登封市境内，工程于2001年1月破土动工，其中#1机组于2004年07月03日正式投产，#2机组于2004年9月14日正常投产。公司#1、#2锅炉均为某公司生产的DG1025/18.2-II12型亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、II型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、自然循环汽包炉。锅炉采用容克式三分仓回转式空气预热器、平衡通风、四角切圆直流水平浓淡燃烧器。设计煤种为登封本地石淙一矿煤，4套钢球磨煤机，两级分离、负压运行、中间储仓式制粉系统、热一次风送粉。设置三层共12支油枪稳燃。两台锅炉设计上均未预留脱硝系统安装位置。1.1.脱硝现状公司两台机组分别于2013年5月和10月份由龙净环保股份有限公司完成脱硝技改工作，脱硝系统采用一炉两个反应器，由氨喷射系统、稀释风机、烟道、催化剂、吹灰系统等组成，公用系统利用厂区内现有的#3、#4锅炉的氨区系统，由现有系统进行增容改造,增加1台氨蒸发器及1台缓冲罐。又于2015年底相续对两台锅炉脱硝进行了超洁净改造，以满足最新的NOX排放小于50mg/m3环保要求.1.2SCR脱硝系统简介一期锅炉脱硝装置布置在省煤器和空预器之间，脱硝系统采取选择性催化还原法(SCR)去除烟气中的NOX,还原剂采用纯氨(纯度99.6%),由液氨槽车运送，利用卸料压缩机，将液氨槽车输送到液氨储罐内，并依靠自身重力和差压将液氨储罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内，利用一期和二期机组的辅助蒸汽提供的热能蒸发为氨气，经与稀释风机提供的空气在氨/空气混合器内混合后，输送至氨喷射系统，在SCR入口烟道处，喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后进入SCR反应器，通过催化剂进行脱硝反应，最终经出口烟道至空预器、电除尘、脱硫装置、烟囱排至大气，达到脱硝目的。整套脱硝装置主要由SCR反应区和氨站区两个区域组成，如图1-1所示。2 脱硝的基本原理电厂脱硝原理主要是对燃烧的预处理、燃烧时技术改进以及燃烧后处理。燃烧前处理主要是脱氮处理，减少燃烧物中的含氮量，进而减少产生的氮氧化合物产物。燃烧技术分为很多种，有低氧燃烧、废气循环燃烧、注入蒸汽式、二次燃烧等，在燃烧过程中降低氮氧化合物的含量。燃烧后处理主要是烟气脱硝，也就是说在燃烧中产生的氮氧化合物进行处理。常见的烟气脱硝技术分别是选择催化剂还原技术SCR和SNCR技术两种。选择性催化剂还原(SelectiveCatalyticReduction，SCR)脱硝原理是在一定的温度(280420)以及有催化剂存在的条件下，还原剂有选择地将来自燃煤电厂锅炉省煤器的烟气中的氮氧化物还原为无污染的氮气和水，所采用的还原剂可以是一氧化碳、碳氢化合物、氨、尿素等。在已经安装SCR脱硝系统的电厂中，使用的还原剂主要以NH3为主，其次是尿素。这里以液氨为例介绍SCR工艺。在上述的反应中，式(1-5)和式(1-6)发生的温度在350以上，当温度超过450时，反应速度会加快。研究表明，发生副反应生成的NH4HSO4以及(NH4)2SO4具有黏性，会在空气预热器上发生附着，同时还会腐蚀SCR反应器下游的烟道。通过选择较为合适的催化剂，控制反应条件(如烟气温度)可以避免NH4HSO4和(NH4)2SO4的生成。3 脱硝系统的经济运行分析调整华润登封电厂一期两台锅炉脱硝装置已投运3年，脱硝装置前期能保障脱硝效率在85%以上，后期经过增容改造后能确保脱硝效率在95%以上，完全能满足国家最新环保要求。3.1华润登封电厂大气污染物排放要求及液氨规格登封电厂根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2013)制定的污染物排放规定如表1-1所示：该脱硝系统用的反应剂为液氨，其品质符合国家标准GB536-88液体无水氨，具体参数表1-2和表1-3：3.2华润登封电厂一期脱硝运行分析华润登封电厂自脱硝改造后，改造效果确实比较明显，但是不能达到设计值，锅炉脱硝入口NOX含量一直处在600mg/Nm3左右，从而给SCR增加了负荷，增加了喷氨量，即增加了运行成本，随着喷氨量的增加，SCR装置也出现氨逃逸率高，SCR装置差压增加以及空预器差压增大的现象，为了避免更严重的事故发生，我司积极主动采取了诸多有效措施，具体措施如下：3.2.1锅炉燃烧煤质的控制根据华润登封电力目前的具体情况，即劣质煤掺烧比例为45%的情况下，提供稳燃层用煤的A粉仓配煤方式为高贫和长烟煤按照1：3的比例进行掺烧，而劣质煤全部掺烧到B仓，这样即保证了掺烧比例，又保证了锅炉安全。煤粉燃烧过程中挥发分含量与氮氧化物峰值、峰值出现时刻、总释放时间和排放量等参数总体上呈线性关系，随挥发分含量增大，峰值相应变大，出现时刻提前，而总释放时间缩短，排放量也相应变小;氮氧化物排放量与峰值大小、峰值出现时刻及总释放时间也呈线性关系。从总体趋势来看，峰值越大，氮氧化物排放量越小;峰值出现时刻与总释放时间越大，氮氧化物排放量越大.3.2.2锅炉氧量的控制对于两种性质差异较大的煤混烧，氧浓度对NO排放特性的影响主要体现在以下几个方面：随着氧浓度的增大，高挥发分煤种形成的第一个峰峰值变大，而且峰值出现时刻提前;低挥发分煤种形成的第二个峰峰值出现时刻提前;两峰之间的距离也相应变短;NO迅速增加的时间段变短;氧浓度影响混煤燃烧双峰结构的形成。3.2.3优化制粉系统台数及组合方式在运行调整中，我们采取了大量的运行数据分析，得出制粉系统运行台数越多，则对锅炉NOX排放浓度越大，并且制粉系统各组合方式的不同也对锅炉NOX排放浓度的影响也较大，故合理调配制粉系统运行方极为重要，长期保持最佳制粉系统运行方式运行，并且规定每周对备用制粉系统进行试转1小时，确保良好备用，另外，合理调配机组负荷和充分利用两台锅炉之间的输粉机，增加制粉系统有效利用小时数，有效降低了锅炉NOX排放浓度。3.2.4锅炉负荷和配风的控制一期两台锅炉改造后，根据计划负荷曲线，超前控制制粉系统运行方式，及时调配两台机组之间的负荷，根据实验数据调整各二次风门及燃尽风门挡板开度，最终达到锅炉最佳理想工况，如表1-6所示：根据优化调整试验等技术手段登封一期两台锅炉脱硝装置入口NOX浓度有明显下降如表1-7所示:通过对锅炉NOX排放浓度的影响因素进行了分析，并对要因进行有策略的控制，对锅炉燃烧过程中以及运行优化调整中氮氧化物的排放控制取得了良好效果，从而为下游设备SCR装置减轻了负担，更为其经济运行提供了有力保障。4 脱硝系统在运行中常发生的问题随着国家环保政策的日益严格，全国所有的电厂都面临进行脱硝技改工作，以及以后面临脱硝系统的经济运行，但是，脱硝系统在经济运行过程中也存在这样或那样的问题，现结合我个人的工作经历将遇见的脱硝问题进行探讨和分析。4.1氨逃逸率高随着SCR的投用，氨逃逸率偏高，也是诸多电厂的脱硝通病，根据华润登封一期脱硝装置运行实际情况，也存在氨逃逸率高的问题，分析原因有以下几点：(1)测点布局不太合理，以及测点数量有限，很难准确测量实际的氨逃逸率;(2)脱硝喷氨调门性能差，喷氨流量不能满足线性要求;(3)喷氨调门调节逻辑落后，不能满足锅炉燃烧工况变化导致的脱硝装置入口NOX的变化;(4)脱硝入口烟气量分配不均，致使喷氨量的差异化。针对以上不足，我司采取了有针对性的措施：(1)对A/B侧SCR测量仪定期进行校验，现已解决测量不准等问题;(2)在运行2年后先后更换了两台锅炉脱硝装置的喷氨调门，从更换后运行调整情况来看是比较满意的;(3)运用东南大学的INFIE调节模式，调节更加合理有效，并能检测到入口的变化从而更加智能的进行调节;(4)为了保证锅炉尾部烟气走廊的畅通，规定A/B侧过、再热器挡板开度之和大于130%即可，以及在确保汽温的工况下增加炉膛顶二次风开度(反切风)，以消除烟气的偏差。经过以上措施实施后，两台锅炉的脱硝氨逃逸率均能控制在1ppm以内。4.2喷氨调门卡涩华润电厂一期两台锅炉脱硝系统投运两年来，发生过5次喷氨调门卡涩现象，其中因前两次卡涩导致脱硝装置排放NOX浓度超标，扣罚两小时电量政府环保奖励，以及造成不良的社会影响，经过分析得出主要有以下几方面的因素：(1)喷氨调门质量存在问题，不能满足要求;(2)喷氨管路较长，且管路材料为铸钢管道，易发生锈蚀现象;(3)气氨管路较长，保温不好，温降较大，冬季喷氨调门前温度最低至5以下，环境温度的明显下降，导致供氨管道外壁结露加剧，有可能造成氨气密度增大流速相对降低，极易使管道内含有的杂质在阀门处沉积，最终造成堵塞;(4)运行人员因喷氨调门性能差不愿意将调门投入自动，造成调门长时间在一个开度下节流，致使阀芯上积存许多杂质(后经化验为Fe2O3物质);基于以上因素，在新调门未到货之前，发电部及技术支持部特制定了喷氨调门卡涩处理要点：(1)控制小时均值在35mg/Nm3之内;(2)保证一个电脑画面显示为脱硝画面，实现实时监控;(3)发现喷氨调门卡塞后，立即派人到就地开旁路手动门进行调节，联系检修进行处理;(4)每7日进行喷氨调门拆卸清理调试一次;(5)更换气氨管道为不锈钢管(已于临时调停时进行了更换);(6)将汽化器出口温度由60提高至90，保障气氨到炉前脱硝系统温度不小于20。4.3氨站汽化器出口调门误关2015年12份，华润登封电厂氨站气化器出口调门发生一次误关异常事件，导致四台锅炉脱硝装置无氨运行，后因运行人员及时发现，联系氨站进行调整才未发生脱硝排放NOX超标环保事件。后经调查分析，属于热控逻辑不完善所致，经技术支持部热控修改逻辑后运行正常，发电部为防止此类事件的发生采取了以下举措：(1)热控增加：气氨母管压力低至0.25Mpa时DCS发出“供氨母管压力异常”声光报警;(2)氨气压力测点做到DCS实时曲线里，运行人员实时能看到供氨压力的变化;(3)增设一名氨站值班人员;(4)热控人员全面排查机组设备逻辑，完善和补充。4.4空预器差压增高因华润登封电厂地处旅游城市登封，以及紧邻省会郑州，政府严禁电厂燃用含硫量高于1%的煤炭，再加上公司对脱硝系统采取了积极有效的应对措施，所以，华润登封电厂两台锅炉脱硝装置投运2年来未发生过空预器堵塞现象，现结合电厂实际情况探讨引起空预器差压增高原因：4.4.1SCR位置布置方式及其本身特性与空预器堵灰的关系SCR的位置布置与空预器的堵灰关系。采用不同的催化剂来催化NH3的还原反应时，其适应的反应温度范围也不同。为适应化学反应的最佳温度要求，本公司将燃煤锅炉SCR催化反应器布置在温度范围为300400的省煤器出口和空预器进口之间的烟道上见图1-2。而将脱硝装置布置在该区域，未经过电除尘器和脱硫装置，导致进入SCR的烟气中含有大量的粉尘和硫化物等物质，生成的NH4HSO4会与其粘结，附着到空预器受热面上，造成堵灰。SCR本身特性与空预器堵灰的关系。SCR的本身特性会使烟气中的SO3含量升高。本公司SCR选用催化剂基材是TiO2，该催化剂是对NOX选择性高、比面积较高、抗硫中毒性能好、稳定性强、活性高的脱氮催化剂。虽然每一种催化剂都有不同的化学反应选择性，但在实际运行中，一些副反应总不可避免，并且催化剂对这些副反应有一定的催化作用，即催化剂在把NOX还原成N2的同时，也会使烟气中约1%的SO2氧化成SO3。由于燃煤锅炉燃用煤的种里，不乏有硫S元素，其燃烧后，必定会生成大量的SO2和SO3，而SO2在富氧高温环境里又容易转化为SO3，又将有约0.5%1%被氧化成SO3，使烟气中SO3含量进一步升高。SO3与脱硝反应器中逃逸出来的NH3水蒸气反应会生成硫酸氢氨(NH4HSO4)，一种高粘性液态、易冷凝沉积、强腐蚀性的物质。具体化学反应方程式如下：2SO2+O2=2SO3(在SCR催化剂作用下的反应)NH3+SO3+H2O=NH4HSO4运行中，为考虑运行成本和环保要求，SCR出口处氨的逸出浓度通常控制在3ppm以内，然而在此范围内，化学反应副产物主要是硫酸氢氨，所以必然会导致烟气中的NH4HSO4含量较高。空气预热器布置在尾部烟道上，其蓄热片是锅炉的最低金属温度，当空预器换热元件壁温低于酸露点时，会有大量的NH4HSO4凝结，硫酸氢氨粘附烟气中的飞灰颗粒后在空预器换热元件上沉积，会堵塞换热元件通道，从而造成空预器的堵灰。5我司在防止空预器堵塞采取的措施(1)为满足最新环保要求，将脱硝装置的预留层进行了利用，实现了用较少的喷氨量就能满足脱硝出口NOX排放浓度远远小于最新国标50mg/Nm3的要求;(2)对脱硝装置A/B侧各加装了6台声波吹灰器，实现了程控单个或成组模式的吹灰方式，如图1-6所示：(3)于2014年脱硝改造检修，对空预器换热元件间隙进行了调整，并且空预器吹灰器有一台增加为冷端和热端各一台;(4)原规定空预器每8小时吹灰2次，改为每8小时吹灰3次;(5)增设高压水