嘉华4号炉脱硝系统应用及运行现状探讨金张瑜

嘉华4号炉脱硝系统应用及运行现状探讨金张瑜

金张瑜

（浙江浙能嘉华发电有限公司浙江嘉兴平湖314201）

摘要：近年来，环境问题日益引起老百姓的重视，煤燃烧过程中产生的氮氧化合物对大气环境造成了极大的污染，雾霾、酸雨更是直接的危害着生态环境和人们的健康，有效的控制煤燃烧造成的NOx等排放物已成必然趋势，脱硝技术已日渐成熟，本文介绍了嘉华发电厂4号炉SCR脱硝技术的实际应用，并就运行中的一些问题的进行探讨。

关键词：环境；脱硝；NOx；减少

前言

嘉华发电厂位于浙江省平湖市乍浦镇，紧靠杭州湾乍浦港，东距上海90公里，西离杭州122公里。它所在的地区是中国经济最发达的地带，用电需求极大。目前嘉兴发电有限公司，总装机容量达到530万千瓦，嘉华二期4号炉为国产亚临界燃煤发电机组，装机容量600MW，后经法国阿尔斯通公司改造扩容，目前容量为660MW机组。

2011年8月，国务院下文，要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。[1]虽然烟气脱硝技术已经比较成熟，但是我国火电机组进行脱硝改造的比例仍不高，截至2012年底，整个火电行业新建和改装完成脱硝工程的装机容量只占28%，这一比例在2013年底上升到37%，我国仍有超过六成的火电机组面临改造问题。嘉华4号炉，在原本装设烟气除尘、脱硫系统的基础上，现又加装了烟气脱硝系统。目前，国内外绝大部分大型火力发电厂均采用选择性催化还原法（即SCR）进行烟气脱硝处理，SCR技术对锅炉烟气NOx的控制效果十分显著，具有占地面积小、技术成熟可靠、易于操作等优点，是目前唯一大规模投入商业应用并能满足任何苛刻环保政策的控制措施，嘉华4号炉的脱硝系统正是采用了SCR这一技术。

1脱硝系统原理

SCR法脱硝的原理是在催化剂作用下，还原剂（氨气）有选择性地与NOx反应生成无害的N2和H2O，从而达到除去NOx的目的。[2]

2脱硝系统简介

嘉华4号炉SCR系统的布置为高尘布置方式（见图1），将SCR布置在省煤器与空预器之间。[3]SCR反应系统可细分成稀释风、氨喷射系统、蒸汽或声波吹灰器、反应器本体等四个部分。

2.4SCR反应器

SCR反应器作为锅炉中烟道的重要组成部分，是系统中氨气和氮氧化物发生化学反应的区域。嘉华4号机脱硝系统SCR反应器催化剂选用蜂窝式，具有以下优点：[4]

1）为降低现有土建钢架改造的难度，采用应用最多、模块重量适中的蜂窝式催化剂。

2）蜂窝式催化剂与平板式催化剂相比，其体积和总价明显要低。平板式催化剂一般在高含尘浓度时使用。

3）国产催化剂多为蜂窝式，采用蜂窝式催化剂可大大降低以后更换催化剂的成本。

3SCR反应系统性能参数

机组负荷600MW，处理100%烟气量条件下，入口NOx浓度为300mg/Nm3（标态，干基，6%O2），脱硝装置在催化剂化学寿命内，能达到以下性能要求：

①SCR系统脱硝效率70%；

②SO2/SO3转换率不大于1%；

③氨逃逸率不大于3ppm（即2.3mg/Nm3；在389℃、-1.20kPa下为0.96mg/m3）。

脱硝系统能在300MW~600MW负荷范围内正常运行。

NH3/NOx摩尔比不超过0.72。

4号炉脱硝系统的主要设计参数：（见表1）

4SCR系统运行中的注意事项

1）SCR系统运行要求烟气温度290℃以上可连续运行，而脱硝系统的最佳反应温度在350℃左右，合理控制温度在320℃以上，否则易与三氧化硫反应生成硫酸氢氨从而对空预器正常运行产生影响。

2）由于脱硝系统的CEMS采样系统的采样装在省煤器后，烟尘含量较大，较容易堵塞，应加强对CEMS装置的维护，在系统定期自动反吹的基础上，加强检查，定期对仪表标定，使之运行更加稳定。

3）在脱硝系统投入期间，喷氨调节阀不宜过快的操作，应该较慢的开阀门，以保证供氨母管的压力不会瞬间下降，两侧的反应器应该投好一侧，再投另一侧。

4）运行中突然出现脱硝效率下降，达不到设计要求的情况，应立即检查供氨管线是否能正常供氨，观察氨气的逃逸，锅炉燃烧的变化，氨气质量流量计显示是否正常，并重新标定CEMS采样系统。

5）因为氨气是化学危险品，在进入氨气蒸发区时，必须佩戴好相关的防护用品，比如防毒面具等，并且有人监护。在需要操作或者检修是，必须要执行严格的工作票或操作票制度，使用专用工具，避免事故发生。

5脱硝系统运行现状及分析

5.1脱硝系统投运后试验情况：

在2013年10月29日至11月1日，4号机组烟气脱硝系统通过相关检测机构的性能测试，脱硝系统运行稳定，各项指标符合性能测试条件要求（见表2）。

5.2经验总结：

嘉华4号机组脱硝系统自2013年投产至今，运行良好，现将平时实际运行中的一些经验心得进行总结探讨：

5.2.1喷氨管道冻结霜结问题。脱硝系统运行期间，冬季工况，环境温度低于5℃以下时，易发生霜冻现象。氨气温流经喷氨调节阀后，截面积变大，流速变缓，扩容减压，汽化吸热，与环境温度叠加，管道内的稀释风机带入的潮湿空气，很有可能会在阀门处慢慢冻结，而管道外部也有结霜现象，造成调节阀调节迟缓甚至无法调节，影响脱硝效果，附近装设的测点也会变坏失准，在冬季凌晨此类故障更加突出。氨气虽然在空气中难以燃烧，但在空气中持续接触火源，便会发出黄绿色的火焰，燃烧后生成氮和水。氨与空气（15%～28%体积比）或氧气（14.8%～79%体积比）混合，遇火源即刻爆炸。所以由于防爆要求，一般常用的碘钨灯加热无法使用，也不能作为长期设备投运，所以我们的维护人员在喷氨管道上加装了电伴热带，作为临时措施，管路工况明显好转。后期，为了更好地达到防爆需求，维护人员从GGH吹灰管路，引出一根蒸汽管路，做了一个蒸汽伴热带，解决了该问题。

运行中要求：

1）在蒸汽伴热带投运后，巡检应就地进行测温，检查有明显效果。

2）尽量降低供氨管线压力，控制压力在0.2mpa左右，减少节流降压造成的局部吸热加剧霜冻情况。在调节时，由于供氨管道相联，所以应注意所有投运机组，保证正常供氨时调节阀开度在50~60%。

3）如出现喷氨因冻结中断，注意及时就地手动调节旁路，调节时巡检与操作员联系畅通，防止过喷。机组负荷保持稳定，以利于控制好原烟气中的NOX。

5.2.2控制氨逃逸率。喷氨量过大，氨逃逸率过大，会与SO3及水蒸气反应产生NH4HSO4和（NH4）2SO4，这是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，增加空预器阻力并影响换热效果。[5]研究表明，当喷氨系统中氨的逃逸率＜1ppm时，NH4HSO4生成量很少。当氨的逃逸率＞3ppm时，NH4HSO4生成量会急剧增加。所以我厂要求运行日常运行中控制氨逃逸率＜3ppm，一旦超限及时做出调整。氨逃逸率的正确测量非常重要，我厂使用的是LaserGasII激光气体分析仪，其原理是红外单线吸收光谱，大多数气体只吸收特定波长的光。把烟道一侧发射端的红外激光发射到烟道相反的另一侧的接收端上，烟道内存在的氨气将会吸收它所对应波长的光，吸收量是烟道内气体含量的直接反映。LaserGasII激光气体分析仪采用可调谐二极管激光光谱法。由于整个脱硝烟道截面较大，而氨逃逸装置发射激光的有效光程只有2m，所以只能在烟道角落安装。斜角安装区域只是整个截面的一个角落，相对较小，因此这种方式不能保证检测到的氨气逃逸具有代表性。而且，其运行区域环境较差，飞灰的影响，甚至台风雨水天气时，也出现了测量坏点的故障，所以我们要定期对测量设备进行吹扫校验，运行人员发现测点问题，应及时联系检修维护人员处理。

图5LaserGasII激光气体分析仪

5.2.3空预器堵塞。

虽然在运行中，运行人员监视氨逃逸率，控制喷氨量，但是长期运行过程中有以下问题导致氨气过喷时有发生：

1）测量原因；

2）喷氨调节阀故障，或者自动调节不好。从检测到出口烟气NOX含量变化，喷氨调节阀自动开大或关小，到催发剂反应，从出口烟气NOX含量上体现，需要一个过程，存在一定的滞后性。

3）机组负荷快速变化，锅炉烟气量变化。

4）煤种突然变化或者启停磨影响，烟气中NOX含量快速变化

所以，长期运行下来，NH4HSO4在空预器的各个部件上粘附，空预器差压上升，4号机运行过程中曾出现空预器A局部阻力大，空预器A差压高值达到显示高限，烟气侧量程高限2kPa，差压波动0.9kPa，二次风侧量程高限1.5kPa，差压波动0.4kPa，一次风侧量程高限1.5kPa，一次风侧差压波动0.8kPa，引起一次风、二次风、烟气阻力波动，造成进入炉膛的煤粉、风量，带出炉膛的烟气成周期性波动。

空预器堵塞的控制措施：

1）机组负荷高限600MW，机组变负荷率不大于6MW/min。

2）参数控制：一次风压力设置-0.5kPa偏置，一次风机A出口压力≯11kPa，引风机进口≮-5kPa，全压升≯9.5kPa，防止风机失速、喘振。必要时可降氧量减风量（必须保证任一侧氧量≮2%）、降机组出力进行处理。

3）每班空预器吹灰由2次增加为4次。

空预器堵塞运行时很难处理，一般需要在机组停运时用高压冲洗水泵进行冲洗，或者打开空预器进行清理，均耗时耗力。虽然兄弟电厂已成功试验过在线高压冲洗方式，冲洗单侧空预器，但是在我厂使用效果不理想。

图6支架损坏后塌落破损的热端传热元件

加吹空预器也只是在空预器差压升高后的临时措施，平时运行中，不建议加吹。X日夜班，7：46，4号机AGC方式运行，机组早高峰加负荷期间，磨煤机A/F/C/B/D运行，机组负荷510MW，4号炉空预器主马达A电流高大屏报警，瞬时电流100A，回落在75A左右波动，查看A侧排烟温度99℃，一分钟后，空预器A转子停转报警出现，空预器A主马达电流后下降至24A，就地确认空预器A转子停转，判断转子停转信号是真实，A侧排烟温度升高至155℃，7：50机组负荷500MW拍停引风机A，连跳送风机A，机组RB动作正常。经查在长期空预器吹灰过程中，一空预器传热托架被吹损，传热元件塌落至下部，卡涩空预器，导致了机组RB。

所以，运行人员在运行中保证环保参数不超标的情况下，严密监视氨逃逸率，控制喷氨量不过大，检修维护人员定期对设备测点等进行维护，DCS人员研究机组工况优化喷氨调节阀逻辑控制，才是正确的方法。

5.2.4之前，由于加装了脱硫系统，风烟系统的烟道被加长，烟气阻力增加，4号炉引风机进行了改造，换装了功率较大的风机，但每次引风机的启动瞬间，都会导致对应的6kV母线电压短时突降，接近5.7kV的低限，此次脱硝系统改造后，烟道进一步加长，使得引风机的负担更大，虽然6kV母线电压只是瞬间降低，马上就会恢复，低电压保护又有延时，启停引风机时仍需多加关注，做好事故预想。

5.2.5脱硝入口烟温控制

为控制硫酸氢氨的产生，正常情况下，脱硝系统进口烟温要求控制在大于290℃，当进口烟温低于290℃时，会触发保护，关闭脱硝系统A/B侧喷氨隔离阀，停止供氨。在机组启、停机过程中，烟温不可避免的会出现烟温偏低的工况，但是机组运行期间环保指标又是硬指标，不可触碰，如何保证机组启停过程中环保指标不超标非常重要。所以经专业讨论决定，将机组投入喷氨的许可温度进行强制，启动阶段脱硝投入喷氨的许可温度设定为275℃，并网后快速加负荷，2小时内将烟温提高到290℃。停机过程一般不会在低负荷期间停留较多时间，影响较小。

5.2.6脱硝系统报警优化

1）脱硝系统初期试运期间，低负荷300MW，氧量显示＞10%时，喷氨调节阀会撤出自动，加减负荷时必须留意该阀是否在自动状态，如在手动应及时投入。由于4号机组负荷指令由调度AGC远方控制，负荷波动较多，调节阀自动频繁的投入撤出，加大了操作员的监盘难度，更容易使得操作员由于疲劳而未及时发现其撤出自动，导致喷氨量的异常。后期，DCS组在机组停机维护时，将氧量坏值撤调节自动这个逻辑取消。

2）目前脱硝系统SCR异常报警上，有一项当“脱硝效率＜20%，或脱销效率＞80%”时，CRT上有红色一类报警，同时，机组大屏报警上也会显示SCR故障报警。但是，实际运行中，由于机组负荷变动较快较大，而脱硝系统喷氨调节阀阀门开关调节，到管路上氨气进去的量的改变，是有一定滞后的，脱销效率短时、瞬时＞80%的工况非常的多，而长期的、连续的一类报警的出现，易引起操作员视觉与听觉的疲劳，会导致慢慢对此类报警的不重视。在后期的运行维护中，DCS组对其进行优化改良。

6结束语

由于，我国以煤炭为主能源，燃煤电厂在接下来的很长时间，仍是发电行业的主力，但是日益艰巨的环保压力，使得煤电企业为了生存与可持续发展，更加自觉地推动绿色发展、循环发展、低碳发展。浙能嘉华二期脱硝系统的改造，适应了国家环保政策的方向，有利于嘉华NOx排放总量的降低，具有显著的社会效益，有利于嘉华树立环保型电厂的企业形象，对国内大规模实施烟气脱硝工程起到了良好的示范作用。浙能嘉华燃煤机组的环保改造一直走在全国的前列，全国首台百万千瓦燃煤机组烟气超低排放装置就是在嘉华8号机组正式投运，4号机组的超低排放改造也正在如火如荼的进行，未来的烟气排放将更加的清洁。

参考文献：

[1]中华人民共和国国务院.国发〔2011〕26号“十二五”节能减排综合性工作方案[J].2011

[2]王义兵，孙叶柱，陈丰，等.火电厂SCR烟气脱硝催化剂特性及其应用[J].电力环境保护，2009，25（4）：13-15.

[3]赵宗让，电厂锅炉SCR烟气脱硝系统设计优化[J].中国电力2005，38（11），69-74

[4]蔡玲.SCR法烟气脱硝技术在燃煤电厂的应用[A].电力职业技术学刊2011，01.22-25.

[5]钟礼金，宋玉宝，锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施[J].热力发电，2012，41（08），45-47.

作者简介：金张瑜（1981-）浙江嘉兴人，助理工程师，发电厂集控运行主值，2003年参加工作，长期从事660MW发电机组的锅炉、汽轮机、电气等相关设备的集中控制操作及监视运行等维护工作。