脫硝SCR反應(yīng)器堵灰原因分析

鄧全勝，孫法治

(1.寧夏大唐國際大壩發(fā)電有限責(zé)任公司,寧夏 青銅峽 751607；2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

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脫硝SCR反應(yīng)器堵灰原因分析

鄧全勝1，孫法治2

(1.寧夏大唐國際大壩發(fā)電有限責(zé)任公司,寧夏 青銅峽 751607；2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

結(jié)合寧夏大唐國際大壩發(fā)電有限責(zé)任公司發(fā)電機組實際運行工況，通過實例，簡述了發(fā)電機組鍋爐進行脫硝改造后，對SCR反應(yīng)器堵灰過程及原因進行了分析，提出了預(yù)防措施,并取得了明顯效果。

SCR；堵灰；分析

隨著國家對環(huán)保工作力度的不斷加強，發(fā)電廠的節(jié)能減排越發(fā)重要，近年各火力發(fā)電企業(yè)紛紛進行脫硝改造以降低氮氧化物排放，符合國家環(huán)保要求。各廠普遍采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝技術(shù)，但該技術(shù)存在的問題也不斷暴露，為此結(jié)合寧夏大唐國際大壩發(fā)電有限責(zé)任公司發(fā)電機組實際運行工況，對SCR反應(yīng)器堵灰過程、原因進行了分析，并提出了預(yù)防措施。

1 鍋爐概況

DG2070/17.5-Π6型鍋爐由東方鍋爐股份有限公司制造，為亞臨界、自然循環(huán)、前后墻對沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架的Π型汽包鍋爐。配備東方汽輪機廠NZK600-16.7/538/538型直接空冷汽輪機和東方電機廠QFSN-600-2-22C型發(fā)電機,額定功率600 MW[1]。空氣預(yù)熱器采用東方鍋爐廠三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，單臺空氣預(yù)熱器能夠滿足60%BMCR負荷。制粉系統(tǒng)為中速磨、正壓直吹式系統(tǒng)，配置6臺由上海重型機械廠制造的HP1003型磨煤機，5臺正常運行，1臺備用。每臺磨煤機出口由5根一次風(fēng)管引入旋流煤粉燃燒器，為同一層的煤粉燃燒器提供風(fēng)粉混合物，煤粉細度R90為20%。

旋流煤粉燃燒器采用東方鍋爐廠自行設(shè)計的外濃內(nèi)淡型低NOx旋流煤粉燃燒器(DBC-OPCC型)，布置于爐膛前后墻水冷壁上，分成上、中、下3層，每層各5臺，總共30臺。在最上層燃燒器上面布置有燃燼風(fēng)噴口，前后墻各一層，每層各5臺，總共10臺。煤粉燃燒器層間距為4 400 mm,列間距為3 680 mm，最外側(cè)燃燒器中心線到兩側(cè)墻水冷壁中心線的距離為2 990 mm，最上層煤粉燃燒器中心線到燃燼風(fēng)調(diào)風(fēng)器中心線的距離為4 000 mm。在A層燃燒器內(nèi)還布置有等離子點火裝置，其他各層燃燒器內(nèi)，布置點火油槍、高能點火器等設(shè)備[2]。

2013年9月，配合脫銷改造，B、C、D、E、F層25臺燃燒器采用北京哈宜節(jié)能環(huán)保科技有限公司低NOx軸向旋流燃燒器(LNASB)，A層5臺燃燒器繼續(xù)使用原東方鍋爐廠自行設(shè)計的外濃內(nèi)淡型低NOx旋流煤粉燃燒器(DBC-OPCC型)，安裝位置不變。燃燒器上部布置20個燃燼風(fēng)(OFA)風(fēng)口，20 臺燃燼風(fēng)調(diào)風(fēng)器分別布置在前后墻上。最上層煤粉燃燒器中心線到燃燼風(fēng)調(diào)風(fēng)器中心線的距離為7 550 mm。

脫硝系統(tǒng)是由浙江浙大網(wǎng)新機電工程有限公司設(shè)計制造，采用液氨制備脫硝還原劑，“高含塵布置方式”的選擇性催化還原法(SCR)脫硝裝置。在試驗煤種、鍋爐BMCR工況、處理100%煙氣量條件下脫硝總效率大于80%。SCR部分的催化劑層數(shù)按3層(2+1)方案進行設(shè)計，當(dāng)預(yù)裝1層的時候要求脫硝效率為50%，添加附加層后脫硝效率為80%以上。

催化劑采用蜂窩式，設(shè)計煙氣側(cè)差壓200 Pa/層，每層安裝4臺蒸汽吹灰器和5臺聲波吹灰器，運行中聲波吹灰器連續(xù)運行，當(dāng)兩層催化劑差壓大于600 Pa時投入蒸汽吹灰器吹灰1次。

原煙氣：來自鍋爐省煤器的原煙氣→噴氨格柵→導(dǎo)流板→整流裝置→催化劑層。

凈煙氣：催化劑層→SCR反應(yīng)器出口→空氣預(yù)熱器入口。

氣氨：氨緩沖槽→氨氣混合器→噴氨格柵→整流裝置→SCR反應(yīng)器。

2 運行過程

2013年10月11日，6號爐SCR系統(tǒng)調(diào)試后正式進入168 h試運，10月18日168 h結(jié)束正式投產(chǎn)。

從圖1、圖2可以看出，投產(chǎn)初期，機組負荷610 MW時，1號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.16 kPa，總煙氣差壓為0.43 kPa，2號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.20 kPa，總煙氣差壓為0.42 kPa，運行參數(shù)正常。

聲波及蒸汽吹灰設(shè)備因程控系統(tǒng)故障沒有及時投入，11月10日處理正常后投入吹灰系統(tǒng)，但R1-1吹灰槍卡澀無法投入，11月20日R1-2、L1-1吹灰槍卡澀也相繼退出運行。

從圖3可以看出，連續(xù)滿負荷運行近2個月后相同機組負荷工況時，1號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.25 kPa，增加0.09 kPa，煙氣總差壓為0.69 kPa；2號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.36 kPa ，增加0.16 kPa，煙氣總差壓為0.51 kPa，運行參數(shù)基本正常。聲波吹灰器連續(xù)投入，蒸汽吹灰工作每10天進行1次。

圖1 改造后機組滿負荷主要運行參數(shù)

圖2 改造后機組滿負荷SCR運行參數(shù)

圖3 改造后機組運行2個月后SCR參數(shù)

圖4 改造后機組運行3個月后SCR參數(shù)

從圖4看出，連續(xù)滿負荷運行近3個月后相同機組負荷工況時，1號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.33 kPa，增加0.08 kPa，煙氣總差壓為1.01 kPa；2號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.57 kPa，增加0.21 kPa，煙氣總差壓為0.89 kPa，原因為吹灰槍長時間退出，機組連續(xù)3個月高負荷運行，局部堵灰現(xiàn)象逐漸顯現(xiàn)，催化劑差壓持續(xù)增大，但表計顯示1、2號SCR反應(yīng)器氨逃逸率、脫硝效率均在正常范圍，沒有引起重視并進行原因分析，僅懷疑表計、CMES分析儀異常。聲波吹灰器連續(xù)投入，將蒸汽吹灰工作增加為每周進行1次。

進入2014年1月以后，由于機組負荷系數(shù)降低，每天滿負荷運行時間僅為2～3 h，50%負荷時間段增多，并且由于低負荷時鍋爐風(fēng)量相對較大，SCR積灰情況沒有明顯表現(xiàn)出來，從圖5可以看出，連續(xù)運行近4個月后相同機組負荷工況時，1號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.32 kPa，降低0.12 kPa，煙氣總差壓從1.01 kPa降至0.77 kPa；2號SCR第1層催化劑煙氣差壓為0.57 kPa，增加0.21 kPa，煙氣總差壓為0.89 kPa降至0.56 kPa，熱控檢查煙氣壓力測點正常，實際為壓力測點表管有堵灰現(xiàn)象，并且1號SCR 2只吹灰槍和2號SCR 1只吹灰槍長時間退出，1、2號SCR反應(yīng)器氨逃逸率增大、脫硝效率降低，仍懷疑表計、CMES分析儀異常。

圖5 改造后機組運行4個月后SCR參數(shù)

2月18日和設(shè)計單位、催化劑生產(chǎn)廠家、檢修人員討論脫硝存在的問題并開始調(diào)試。2月19日調(diào)試6號爐SCR逃逸率，各分配支管中間12只開度5～6格，兩邊9只分別為2～3格，無明顯效果，結(jié)論為表計存在問題，并可能存在積灰現(xiàn)象。

多次對SCR蒸汽吹灰前后進行分析，SCR反應(yīng)器差壓降低0.02 kPa左右，效果不明顯。3月7日經(jīng)分析決定運行中開啟1號SCR反應(yīng)器第1層催化劑處，檢查積灰情況。檢查發(fā)現(xiàn)第1層催化劑上部積灰約1 m厚，1號SCR催化劑堵塞面積約1/2，煙氣通流面積減少一半，充分說明運行中氨逃逸率增大，是造成煙氣氮氧化物超標、脫硝效率降低的原因。立即組織人工利用壓縮空氣進行清理，但為加快處理積灰進度，防止出現(xiàn)嚴重積灰問題，3月14日采用人工強制開啟吹灰槍提升閥，手動逐漸恢復(fù)退出的R1-1、R1-2、L1-1吹灰槍，SCR差壓恢復(fù)正常，脫硝效率、氨逃逸率等參數(shù)基本恢復(fù)正常。

3月13日18:00，機組負荷增至600 MW，A、B、C、D、E、F磨煤機運行，總煤量310 t/h，1、2號空預(yù)器出口煙溫平均溫度分別為114 ℃和122 ℃，1、2號引風(fēng)機電流分別為503 A和514 A。18:30，1號空預(yù)器出口煙溫112 ℃并呈緩慢下降趨勢，2號空預(yù)器出口煙溫133 ℃呈緩慢上升趨勢，1、2號引風(fēng)機電流分別增加至550 A和543 A，1號SCR第1層催化劑差壓1.9 kPa，判斷1號SCR積灰嚴重，立即投入1號SCR蒸汽吹灰和空預(yù)器吹灰。19:00， 1、2號引風(fēng)機電流分別增至620 A和590 A，爐膛冒正壓，開始減負荷。19:04，1、2號引風(fēng)機電流快速上漲至624 A和707 A[3]，立即解除機組協(xié)調(diào)并相繼打跳F、E磨煤機快速降低機組負荷，保持4臺磨煤機運行，煤量控制150 t/h。19:22 ，1號空預(yù)器出口煙溫持續(xù)降低至73 ℃，2號空預(yù)器出口煙溫持續(xù)升高至175 ℃，停運D磨煤機，減負荷至260 MW后，2號空預(yù)器出口煙溫開始下降。綜合分析認為吹灰壓力偏低，提高吹灰蒸汽壓力至2.0 MPa吹灰后積灰逐漸疏通，空預(yù)器出口煙溫正常，恢復(fù)機組負荷。

3 原因分析及措施

a.從SCR內(nèi)部積灰觀察大部分積灰呈“爆米花”狀，存留在催化劑上部濾網(wǎng)。由于人員責(zé)任心及技術(shù)水平不強，經(jīng)驗不足，對于改造增加的新型設(shè)備性能及運行中出現(xiàn)的異常現(xiàn)象，沒有引起高度重視。

b.需要提高燃煤的灰熔點[4]。燃用的本地大礦煤(清水營、石槽村、靈新、新井)較多,煤種灰熔點化驗報告均為1 200 ℃左右，經(jīng)過多次配煤調(diào)整分析，在煤種灰熔點低于1 260 ℃時鍋爐容易結(jié)焦，導(dǎo)致“爆米花”狀焦粒隨煙氣進入SCR反應(yīng)器。

c.對燃煤煤種進行摻配試驗[4]。由于煤炭市場變化較大，煤種繁雜，目前的入爐煤摻配僅局限于熱值、硫分等個別因素，摻配后煤質(zhì)特性發(fā)生改變，無法判斷是否適合鍋爐運行需要，所以對常用煤種進行配煤摻燒試驗，確定符合鍋爐長期運行的配煤方案[5]。

d.加強省煤器大灰斗的運行維護。運行中使尾部煙道中的顆粒狀灰渣通過省煤器灰斗排除，可以大幅減少SCR反應(yīng)器和空預(yù)器的積灰程度，但省煤器灰斗、倉泵設(shè)備的維護工作不到位，導(dǎo)致1、4、7號省煤器倉泵頻繁故障，無法投入運行，顆粒較大的焦塊隨煙氣進一步堵塞催化劑和空預(yù)器[6]。

e.鍋爐折焰角上部沒有吹灰槍。折焰角上部積灰后煙氣通流面積減小，流速增大，致使部分顆粒狀焦塊隨煙氣進入水平煙道后落入煙氣擋板處水平段造成積灰。應(yīng)增加吹灰槍或風(fēng)帽式吹灰器，減少積灰，降低煙氣流速，減少煙氣對顆粒狀焦塊的攜帶量。

f.鍋爐設(shè)計中考慮不全面，爐膛高度不夠。煤粉在爐膛內(nèi)的燃燒時間、空間不足，特別是對脫硝低氮燃燒器改造的鍋爐，增加燃燼風(fēng)后，主燃燒區(qū)域負氧燃燒，部分可燃物在爐膛出口處繼續(xù)燃燒，焦粒隨煙氣進入煙道，同時這也是造成屏過、高過壁溫高的原因。

g.撈渣機水溫過高[4]。一般情況下?lián)圃鼨C槽體水溫不超過60 ℃，但目前為80 ℃，氣化后大量的水蒸氣進入爐膛，降低爐膛溫度并使火焰中心上移，著火推遲。不但導(dǎo)致煙道積灰，而且影響飛灰可燃物含量增大、煙氣中水分增加導(dǎo)致鍋爐SCR催化劑積灰、空預(yù)器腐蝕，進一步造成SCR效率下降、氨逃逸率增大。應(yīng)對撈渣機溢流水換熱器進行改造，降低水溫。

h.北方地區(qū)冬季必須投入暖風(fēng)器運行，保證煙氣溫度不低于酸露點，防止催化劑、空預(yù)器低溫腐蝕。

i.科學(xué)合理進行SCR蒸汽吹灰[6]。根據(jù)實際工況及SCR運行中煙氣差壓情況，合理制定蒸汽吹灰周期和吹灰參數(shù)(提升閥壓力控制在1.20 MPa)，吹灰前保證疏水充分，避免蒸汽帶水。原則上盡量減少吹灰次數(shù)，延長催化劑壽命。

[1] 東方鍋爐股份有限公司.DG-2070/17.5-π6型鍋爐說明書[Z].2003.

[2] 姚文達.鍋爐燃燒設(shè)備[M].北京：中國電力出版社，2000．

[3] 李 東，劉 娟.300 MW鍋爐引風(fēng)機搶風(fēng)原因分析與對策[J].東北電力技術(shù)，2016,37(2)：58-60.

[4] 高繼錄，陳曉利，張艷友．600 MW超臨界空冷機組鍋爐燃燒調(diào)整試驗研究[J].東北電力技術(shù)，2014,35(7):36-38.

[5] 綦明明，肖 靜，冷 杰．600 MW亞臨界機組綜合升級改造后鍋爐性能探討[J].東北電力技術(shù)，2014,35(11):19-21.

[6] 李 京.低NOx燃燒器和SCR脫硝技術(shù)在1 000 MW超超臨界機組中的應(yīng)用.東北電力技術(shù)，2015,36(7):44-46.

Analysis on Ash Clogging in SCR Reactor

DENG Quansheng1,SUN Fazhi2

(1.Ningxia Datang International Power Generation Co.,Ltd.，Qingtongxia，Ningxia 751607，China; 2.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

This paper briefly describes after the generating set of boiler denitration renovation,the SCR reactor analyzes wall ash process and their causes.The prevention measures are put forward and achieved obvious results.

SCR; ash blocking; analysis

X773

A

1004-7913(2017)04-0057-04

鄧全勝(1971)，男，助理工程師，從事電廠鍋爐專業(yè)技術(shù)管理工作。

2017-01-16)