330MW機組脫硝系統運行優化探討

作者： 2015年11月30日來源：互聯網瀏覽量：

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本文通過對京科發電有限公司1號機組脫硝系統投運后的各系統參數進行分析，并根據運行過程中的實際情況進行合理的優化調整，保證了脫硝系統及后續設備的安全、經濟運行，減少了發電運行成本，為今后更好的滿足國家環

　　本文通過對京科發電有限公司1號機組脫硝系統投運后的各系統參數進行分析，并根據運行過程中的實際情況進行合理的優化調整，保證了脫硝系統及后續設備的安全、經濟運行，減少了發電運行成本，為今后更好的滿足國家環保要求的同時，控制運行成本積累了寶貴經驗。

　　隨著我國經濟的發展和環保要求的提高，對煙氣中NOx的排放和控制日益引起人們重視，NOx的排放嚴重污染了環境，危害了人體健康和生態環境。抑制NOx的排放，是當前控制大氣污染的重要工作之一。我國NOx污染日益嚴重的根本原因是以煤炭為主的能源消耗結構，并且在短期內這種格局也不會有所改變。在我國，火力發電廠是耗煤大戶，也是NOx排放的重點監控單位，因此電廠燃煤鍋爐的NOx的減排和控制是今后環保控制工作的重點之一。2014年07月01日，國家環境保護部和國家質量監督檢驗檢疫總局聯合以布了新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》，燃煤鍋爐的NOx(以NOx計)排放標準降低到100mg/Nm3，在新的排放標準要求下，火電企業為了控制氮氧化物的達標排放，必須要加裝或改裝煙氣脫硝設施。

　　1、概述

　　內蒙古京科發電有限公司（以下簡稱京科電廠）運行一臺330MW機組，鍋爐采用由北京巴布科克.威爾科克斯有限公司制造的型號為B&WB-1196/17.5-M，亞臨界參數，自然循環，一次中間再熱，煙氣擋板調溫、平衡通風，前后墻對沖燃燒方式，緊身封閉，固態排渣，全鋼架懸吊結構汽包爐。脫硝系統采用選擇性催化還原（SCR）工藝。反應器采用高塵型工藝布置，即反應器布置在鍋爐省煤器出口與空預器之間。催化劑選用平板型，布置二層，預留一層，配有相應蒸汽吹灰器（12臺）。采用液氨為還原劑，配有一套液氨儲存與氨氣制備供應系統。液氨儲罐系統按照一臺機組滿足脫硝效率7天的耗量考慮（液氨儲罐數量2臺，單罐儲存容積35m3,充裝系數預設80%，預裝33.6噸）。京科電廠脫硝系統于2014年7月9日開始噴氨調試。

　　1.1、脫硝反應原理

　　在催化劑的作用下，向溫度在280℃～420℃的煙氣中噴入氨氣，將NOx還原成N2和H2O，其主要反應如下：

　　1.2、脫硝系統流程圖（圖1）

　　圖1

　　1.3、脫硝主工藝原則性系統圖（圖2）

　　圖2

　　1.4、脫硝系統運行調整

　　1.4.1、SCR反應器的啟動：

　　冷態啟動：鍋爐長期停運后，脫硝反應器也處于常溫狀態，這種啟動方式稱為冷態啟動。在冷態啟動過程中，反應器溫度＜150℃時，SCR的溫升速度應＜5℃/min。

　　溫態啟動：鍋爐溫態啟動時，反應器溫度＞150℃，SCR的溫升速度＜50℃/min，而根據鍋爐的啟動要求，溫態啟動的溫度上升速度一般不允許達到這一數值，因此熱態SCR啟動的溫升速度一般不作為主要控制對象。

　　1.4.2、脫硝裝置主要運行調整內容：

　　1）SCR裝置運行過程中需進行調整的內容主要包括：運行煙氣溫度、氨噴射流量、稀釋風流量、吹灰器吹灰頻率等。

　　2）SCR噴氨最低連續運行溫度通常為315℃，最高溫度為420℃。

　　3）當SCR入口煙氣溫度低于315℃時，停止氨噴射。

　　4）SCR入口煙氣溫度大于420℃時，容易引起催化劑燒結，降低脫硝性能，停止氨噴射。

　　5）氨噴射流量控制。注氨流量是通過出口NOx濃度、脫銷效率及氨逃逸濃度控制。當氨逃逸濃度超過3ppm，而SCR出口NOx濃度沒有達到100mg/Nm3，減少氨氣注入量，把氨逃逸濃度降低至允許的范圍后，再查找氨逃逸高的原因。當氨逃逸值恢復到正常值后，才能繼續增大氨氣注入量，以保持SCR出口NOx在范圍內。噴氨流量調節的前提是SCR反應器進出口的氮氧化物分析儀、氨氣分析儀、氧量分析儀工作正常，測量準確。

　　6）稀釋風流量控制。稀釋風流量通常是根據設計脫硝效率對應的最大噴氨量設定，以使氨空氣混合物中的氨體積濃度小于5%。在氨/空氣混合器內，氨與空氣應混合均勻，并維持一定的壓力。對于噴嘴型氨噴射系統，當停止氨噴射時，為避免氨噴嘴飛灰堵塞，應一直保持稀釋風機運行。

　　7）吹灰器吹灰頻率。在SCR注氨投運后，要注意監視反應器進出口壓損的變化。若反應器的壓損增加較快，與注氨前比較增加較多，此時要加強催化劑的吹灰。對于蒸汽吹灰器，每八小時進行吹灰一次。

　　1.4.3、采取低氧燃燒技術，對氨耗率的控制

　　通過低氧燃燒技術與值際氨耗率指標評比等方式，有效的對機組氨耗率控制在7kg/萬kwh左右（見圖3）。

　　圖3

　　2、脫硝系統投運后存在的問題

　　2.1、對風煙系統的影響：脫硝系統投運后，增加了風煙系統阻力，改變了煙氣流場及流速，風煙系統阻力增加約500pa，風煙系統阻力的增加使引風機電耗增加，高負荷時引風機出力不足，在脫硝系統投運前應計算引風機的風壓、風量裕度，當風壓裕度不足時，應當對引風機進行改造，使引風機風壓、風量裕度均有10%左右的裕度較為合理，防止脫硝系統投運后，造成引風機發生失速或喘振異常事件。

　　2.2、對主汽參數的影響：由于本公司燃燒器未進行改造，脫硝入口NOx含量遠高于設計值，導致氨耗量增加，為了降低氨耗量，鍋爐通過燃燒調整即低氧燃燒方式來控制入口NOx含量，最終減少噴氨量。低氧燃燒導致再熱汽溫度低于額定值，2014年七月份再熱汽溫度為523.70℃、去年同期未上脫硝再熱汽溫度為537.06℃；八月份再熱汽溫度為525.57℃、去年同期未上脫硝再熱汽溫度為534.57℃，再熱汽溫下降較為突出。

　　2.3、對輸灰系統影響：因脫硝系統投運后煙氣含水量升高，飛灰含水升高，在輸灰過程中由于水分的增加降低了飛灰在輸灰管道內的流動性，造成輸灰用氣量增加，使得空壓機運行臺數增加且空壓機卸載時間較短接近滿功率運行，2014年8月份空壓機耗電率為：0.336%，同比增加0.032%；飛灰含水量升高，長時間囤積后導致飛灰粘結，灰斗落灰不暢，灰庫放灰不暢；飛灰含水后其粘度增加，將導致飛灰粘附力升高，造成部分陽極板、陰極線表面飛灰粘結，從而影響除塵效率；飛灰含水后其比電阻降低，導電性提升，使得高壓整流變功耗降低（二次電壓明顯下降），但比原單半波運行模式相比耗電明顯升高，2014年08月份除塵變耗電率為：0.233%，同比增加0.018%；飛灰濕度增加會導致布袋表面沾灰，降低布袋的透氣性使除塵器差壓升高，系統阻力增加。

　　脫硝投運由于鍋爐內噴氨后產生的亞硫酸氫銨附著在飛灰顆粒上，導致飛灰顆粒比電阻降低，電除塵效率上升，電區輸灰量增加，以致輸灰壓縮空氣耗量增加。

　　2.4、對脫硫系統的影響：脫硝投運后煙氣中生產的水分相應增加，水分通過電袋除塵器后在吸收塔內部由于溫降析出進入吸收塔，降低脫硫補水量。

　　2.5、對空預器的影響：由于含SOx的低溫煙氣中注入氨，在催化劑層產生硫酸氫銨（NH4HSO4）會導致催化劑的微孔結構閉塞，性能下降，污染物NOx排放超標，在空預器冷段的傳熱元件上凝固下來，會造成空預器冷段積鹽與結垢，進而影響空預器的正常運行，長時間運行可能導致空預器堵塞。

　　脫硝系統高含塵布置容易造成空預器堵灰的工藝流程圖（見圖4）

圖4

　　3、應對措施：

　　1）為防止SCR反應器因反應不完全生產亞硫酸氰胺，導致空預器及催化劑堵塞，增加空預器蒸汽吹掃次數，對空預器定期進行5～6小時連續吹灰，加強運行人員對空預器煙氣側及一二風側差壓監視。

　　2）由于飛灰含水量升高，為防止電袋除塵器濾袋表面灰質降低濾袋透氣性，將電除塵高壓整流變運行方式由單半波改為全波運行，加大高壓整流變出力，最大限度減少濾袋負荷。

　　3）嚴格控制輸灰時間，控制輸灰壓力最高不得高于0.2MPa，防止灰量過多導致輸灰管路堵塞；隨時根據灰量情況及時調整輸灰周期及落灰時間。

　　4）保證電袋除塵器高壓整流變最大功率輸出量，降低濾袋區域負荷情況，嚴格控制濾袋噴吹間隔，并嚴密減少電袋除塵器差壓，防止布袋因表面積灰后不能得到及時清灰而引起受潮，當電袋除塵器差壓超過1500Pa，及時組織進行離線噴吹。

　　5）調整灰庫氣化風機電加熱器溫度至120℃，保證灰庫內部飛灰中的水分及時被熱氣化風帶走。

　　6）增加灰斗電加熱器設定溫度及氣化風機電加熱器運行溫度，保證灰斗內部存灰中及時受熱流化，防止飛灰囤積后因濕度過大導致板結。

　　7）提高煙氣溫度將煙氣中液相水分汽化，增加煙氣中汽相水含量，減少煙氣中液相水量，提高煙氣品質。

　　8）加強引風機煙氣量與全壓對應關系，充分分析引風機特性曲線，保證風機在穩定區內運行。

　　9）利用停機檢修期間，對再熱器受熱面或燃燒器進行改造，保證鍋爐在設計氧量范圍運行，保證蒸汽參數在合格范圍內。

　　4、結束語

　　本文通過對京科發電有限公司1號機組脫硝系統改造后存在的問題進行原因分析，并根據分析原因進行有針對性的解決處理，保證了發電機組的安全、經濟運行，減少了運行維護費用。同時通過分析隱患產生的原因，總結出預防各類問題及隱患的經驗，為今后更好的進行脫硝系統運行維護積累了寶貴經驗。

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標簽：機組脫硝系統

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