1 000 MW機組SCR脫硝系統運行中的問題分析

王 磊，李海軍，陳蘭鵬

(中電投平頂山發電分公司，河南 平頂山 467000)

0 引言

隨著國家環保要求日益嚴格，火電燃煤機組必須同步或改造安裝脫硝裝置。目前國內外應用最廣泛、最成熟的煙氣脫硝技術是選擇性催化還原法(SCR)。針對某電廠1 000 MW機組SCR脫硝系統運行中出現的突出問題，現提出具體的治理措施，為同類機組技改和運行提供參考。

1 系統簡介及SCR原理

某電廠1期2×1 000 MW燃煤機組的鍋爐為東方鍋爐(集團)股份有限公司生產的DG-3000/26.15-Ⅱ1型、超超臨界、變壓直流、單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天島式布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、對沖燃燒、Π型鍋爐。

脫硝系統由東方鍋爐(集團)股份有限公司設計制造，采取SCR法來達到去除煙氣中NOX的目的。設計效率為：2層催化劑脫硝效率可達72 %，3層催化劑脫硝效率可達80 %，目前電廠安裝2層催化劑。SCR脫硝反應器布置于鍋爐省煤器與空預器之間，為高溫高塵布置。每臺鍋爐機組配2臺SCR脫硝反應器， 2臺機組的SCR脫硝反應器共用1套NH3供應系統。

SCR脫硝工藝采用選擇性催化還原法， 即在裝有催化劑的反應器里， 煙氣中的NOX與噴入的NH3在催化劑的作用下發生還原反應，生成無害的N2和H2O，實現脫除氮氧化合物的目的。其化學還原反應方程式如下：

2 運行中出現的問題

2臺機組的SCR脫硝系統和主機同步調試、投運，分別于2010年11月底和12月初通過168 h試運。經過幾年來的運行，出現的主要問題如下。

(1)NOX排放不達標。運行中脫硝系統出口NOX含量偏高，機組滿負荷時NOX含量超過200 mg/Nm3，嚴重不符合環保要求。

(2)脫硝氨站液氨蒸發器設計出力偏小，供氣氨能力不能滿足高負荷時個別時段脫硝系統入口NOX含量偏高的情況，影響機組脫硝效率。

(3)催化劑磨損且積灰嚴重。檢修期間檢查脫硝催化劑，發現催化劑磨損、積灰非常嚴重(見圖1)，造成催化劑反應面積減少，脫硝效率下降。而部分催化劑積灰后，會加劇其他催化劑的磨損，增加NH3逃逸率。

(4)SCR下游設備——空預器嚴重腐蝕、堵灰。因為鍋爐的燃煤灰分較高，基灰分年平均約42 %，對脫硝催化劑磨損較為嚴重。隨著脫硝系統的長期投入運行，脫硝催化劑層部分脫落損壞，造成NH3逃逸率遠大于設計值3 ppm，最大值超過10 ppm。NH3和SO3反應生成NH3HSO4，而NH3HSO4具有很強的粘性，會沉積粘附在空預器冷端蓄熱片上，造成空預器堵塞嚴重(見圖2)，且不易清除，危及空預器的正常運行。運行中，空預器煙氣側差壓達到3 kPa，遠超過設計值(不大于1.26 kPa)，而且爐膛負壓也經常產生幅度較大的波動(-400～200 Pa)，嚴重影響鍋爐安全運行。

圖1 催化劑磨損脫落情況

圖2 空預器堵灰情況

3 治理措施

3.1 NOx排放不達標的治理

鍋爐設計脫硝系統入口NOx排放濃度不超過400 mg/Nm3，一般實際運行時約450 mg/Nm3，最高可達到500 mg/Nm3，導致NOx排放不達標。通過優化燃燒調整和改進氨噴射系統及導流板，很好地解決了NOx排放不達標問題。

3.1.1 優化燃燒調整

通過優化燃燒調整，從源頭上降低NOx排放濃度。其主要措施是：通過控制合適的運行氧量，適當降低氧量，調整燃燼風量，實現分級配風；對磨煤機通風量進行標定，準確控制風煤比，在安全前提下適當降低一次風量；對每臺磨煤機出口粉管進行調平，在帶粉條件下控制各一次風管內的流量偏差在5 %以內。采取以上優化措施后，在機組各負荷下均可降低NOx排放濃度70 mg/Nm3，使脫硝入口NOx濃度控制在400 mg/Nm3以內，從而減輕脫銷系統的運行壓力。

3.1.2 改進氨噴射系統及導流板

氨注射系統(AIG)的噴嘴在煙道截面上均勻分布，每個噴嘴的管道上(煙道外部分)均設有手動閥門，可以對每個噴嘴噴入的氨量進行微調，使噴入的氨與對應的NOx濃度匹配。噴嘴上部裝設的導流板以及催化劑層上部的整流板會使進入的煙氣分布更均勻。煙氣的均勻分布是保證脫硝效率的必要條件。在對機組進行檢修時發現，氨注射系統導流板及催化劑上部整流板磨損嚴重，部分已經脫落，嚴重影響了脫硝系統的正常運行。通過流體模型試驗，重新對煙道導流板、氨噴射系統靜態混合器、催化劑層上部整流板進行優化設計，并對導流板、整流板進行更換，使煙氣分布的均勻性偏差在合理范圍內。在反應器里，煙氣向下流過整流板、催化劑層，通過對每個噴嘴噴入的NH3量進行微調，使噴入的NH3與對應的 NOx濃度匹配，消除局部NOx/NH3不均衡現象，控制NH3逃逸率在3 ppm以內。

3.2 脫硝氨站液氨蒸發器出力偏小的治理

2臺機組脫硝系統共用1套NH3供應系統，脫硝氨站液氨蒸發器型號為VSWP-NH3-1100,蒸發能力1 100 Nm3/h，共配置2臺， 1臺運行， 1臺備用。蒸發器為蒸汽加熱水浴式氣化器。實際運行中，在2臺機組滿負荷時段，如果脫硝入口NOx含量超過450 mg/Nm3，將造成液氨蒸發器水溫達不到設計值80 ℃，2臺爐SCR脫硝系統入口供NH3管道壓力偏低，影響機組的脫硝效率。為解決此問題，將2臺液氨蒸發器更換為VSWPNH3-1500型，蒸發能力1 500 Nm3/h。由于蒸發器的出力增加，滿足了各種工況下2臺爐脫硝系統的供NH3需求。

3.3 催化劑磨損、積灰的治理

因為催化劑磨損嚴重，甚至出現整塊脫落的情況，在2014年初機組進行等級檢修時，更換了全部脫硝催化劑，并重新設計催化劑，增大了催化劑層的體積，將每層催化劑高度由1 606 mm增加到1 906 mm。同時，對煙道流場也進行模擬試驗及優化設計，對各導流板、整流板進行更換，組織煙氣有序流動，最大程度地減少流動阻力。對吹灰系統進行技術改造，在每層催化劑的上方裝有4臺耙式吹灰器的基礎上，又加裝了7臺聲波清灰器。聲波清灰器發出的高能聲波能引起粉塵共振，使其處于游離狀態，防止灰塵粘合、累積在催化劑和SCR反應器內的表面上。運行中，聲波吹灰器投連續工作，耙式蒸汽吹灰器吹灰頻率由每班1次改為每班2次，有效避免了催化劑積灰的不利狀況。

3.4 空預器腐蝕、堵灰的治理

(1)全部更換脫硝催化劑后，可以控制氨逃逸率在正常范圍內，降低NH3HSO4的生成量，減少空預器堵塞粘灰的隱患。

(2)在機組進行等級檢修期間，對空預器蓄熱片進行改造，將冷端蓄熱片全部更換為搪瓷元件，降低NH3HSO4在蓄熱片上的沉積量，有利于積灰的清除，并對熱端損壞蓄熱片進行修復，徹底沖洗蓄熱片上的積灰。

(3)在保留蒸汽吹灰的前提下，在空預器受熱面增加聲波吹灰器，以提高對空預器的吹灰強度。

4 效果檢查

經過對1號機組設備進行徹底治理，1號機組A修啟動后在滿負荷工況下，脫硝系統出口NOx含量約75 mg/Nm3，NH3逃逸率為2 ppm，空預器運行正常，煙氣側差壓由改造前3 kPa降至1 kPa以下，爐膛負壓穩定在-30～-150 Pa，各參數均達到了預期效果。

5 結束語

在脫硝系統正常運行的情況下，為進一步降低對脫硝催化劑的磨損，應保證省煤器輸灰系統運行正常，避免大顆粒粗灰直接損壞催化劑。不管SCR脫硝系統是否檢修，稀釋風機均應隨鍋爐連續運行，以防止噴NH3管道堵灰，影響脫硝系統的正常運行。根據催化劑層壓差及時進行吹灰，并優化吹灰頻次，防止催化劑層堵灰而影響機組脫硝效率。通過以上治理措施使脫硝系統存在的問題得以解決，為機組安全穩定運行提供了保障。