大型火电机组脱硝运行分析.doc

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1、大型火电机组脱硝运行分析遵照国家环保部GB 132232011火电厂大气污染物排放标准要求，中电投河南电力有限公司下属开封电厂2600MW、鲁阳电厂21000MW机组，相继于2014年完成脱硝改造并投运，NOx排放均达到标准要求，但也曝露出一些问题，针对这些问题，我们组织相关部门和专业技术人员进行认真分析，提出了解决方法，达到了安全、经济运行的目的。系统简介四台火电机组烟气脱硝改造工程，均是由重庆远达环保设计制造，采取选择性催化还原(SCR)法来达到去除烟气中NOx的目的，催化剂的型式采用国产蜂窝式，选用重庆远达催化剂制造有限公司的产品。脱硝率不低于81%(NOx为标准状态，6%含氧量，干基)

2、，100%烟气脱硝，装置可用率不小于98%。SCR反应器采用高灰型工艺布置(即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间)，烟气脱硝装置SCR系统能在锅炉烟气温度316427条件下连续运行，烟道部分最大允许温度为430，当烟气温度低于310时，喷氨跳闸。脱硝系统均是两台机组共用一套液氨储存与供应系统，外购液氨通过液氨槽车运至液氨储存区，通过往复式卸氨压缩机将液氨储罐(2个)中的气氨压缩后送入液氨槽车，利用压差将液氨槽车中的液氨输送到液氨储罐中;液氨经氨蒸发器(2个)蒸发成气氨后进入气氨储罐(3个)，气氨通过稀释风机(每台锅炉2台)稀释后，分别经过两台机组的喷氨格栅送入SCR反应器(每台锅炉2个)。按(

3、NOX/NH3)1:1的比例喷入锅炉烟气中的NH3在SCR反应器中催化剂的作用下与烟气中NOX按下述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟中NOX含量的目的。化学反应式如下：4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O6NO2+8NH3 7N2+12H2O6NO+4NH3 6H2O+5N2脱硝装置按入口NOx浓度500mg/Nm3(标准状态，6%含氧量，干基)、处理100%烟气量及81%脱硝效率进行设计。不设SCR反应器烟气旁路。反应器入口烟道设置灰斗，出口烟道不设置灰斗。采用蜂窝式催化剂，按“2+1”模式布置，备用层在下。反应器层间高度不低于3.2米。催化剂能满足在烟气温度不高于427的情况下长期

4、运行，同时催化剂应能承受运行温度450不高于5小时的考验，而不产生任何损坏。采用双介质吹灰方式，即耙式半伸缩蒸汽吹灰器和膜片式声波吹灰器。每台反应器催化剂布置9台半伸缩耙式蒸汽吹灰器和15台膜片式声波吹灰器(包括备用层吹灰器数量)，单炉配2台反应器共设18台耙式蒸汽吹灰器和30台声波吹灰器，包含预留备用层吹灰器数量。在每个脱硝反应器进、出口安装实时烟气参数监测装置，具有就地和远方监测显示功能。脱硝设备年利用小时按6500小时考虑，运行小时按8000小时考虑。脱硝装置可用率不小于98%。装置服务寿命为30年。催化剂寿命从首次注氨开始到更换或加装新的催化剂之前，运行小时数作为化学寿命被保证(Nox

5、 脱除率不低于81%，氨的逃逸率不高于3ppm)不低于24000小时。催化剂的机械寿命不少于10年。在满足NOx脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下，SCR系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温316，最高连续运行烟温427。脱硝还原剂采用液氨，根据GB 1838重大危险源辨识，该药品属于重大化学危险物品，其输送、卸料、贮存和使用必须遵守危险化学品安全管理条例、关于加强化学危险物品管理的通知和GB15603常用化学危险品贮存通则及其他相关的国家标准与法规要求。脱销运行问题分析脱硝还原剂液氨，无色，有强烈刺激味，有毒，属重大危险源，输送、卸料、贮存和使用均存在危险性，液氨在各

6、个生产过程中均处在高压状态，有泄漏风险。在实际生产过程中曾发生过轻微泄漏，由于有毒特性，难于处理;由于运行方式、燃用煤种、风量配比、环境温度等因素影响，脱硝系统曾出现过50 % BMCR工况，SCR装置入口烟温低造成喷氨跳闸，脱硝退出运行;由于设计、安装、选型等因素影响，脱硝系统曾出现过稀释风流量低，喷氨跳闸，脱硝退出运行;由于电网需要机组深度调峰，期间由于SCR装置入口烟温低，两台机组脱硝均退出运行，相应的液氨蒸发系统随之停运。深度调峰结束后，两台机组同时投运喷氨，同时投液氨蒸发器，由于液氨中存在杂质形成泥堆积、缓冲罐容量小、液氨蒸发器出力小、气氨系统管道长、气氨压缩特性、投运调整不同步，造

7、成气氨系统压力反复振荡，气氨压力达高、低限造成两台机组脱硝系统跳闸。脱硝运行优化措施一是根据液氨的有毒特性，严格按照有关法规，规范输送、卸料、贮存和使用的各个相关过程，备足防护用品;制订了液氨泄漏处理预案，并多次进行液氨泄漏演练，取得了良好的效果。根据安健环理念，针对卸氨操作中出现的泄漏概率较高，专门制订了液氨卸料规定，要求卸氨工作非必要情况下，必须白天上午进行，保证一旦出现泄漏后，有足够的技术力量和时间进行消漏，必要时便于人员撤离和疏散。该规定已在实际卸氨过程中发挥过重大作用。二是针对SCR装置入口烟温低造成喷氨跳闸，通过开启送风机、一次风机热风再循环，调整各层风配比、各层磨煤机出力、炉膛火

8、焰高度，必要时适当增大氧量，并通过技术分析将SCR装置入口烟温跳闸值降低为305等方法，基本保证了机组在40 % BMCR工况以上的可靠连续运行，满足了实际运行需要。三是稀释风流量低曾多次造成脱硝系统跳闸，根据设计方案及现场安装情况得出，稀释风机出力不能满足系统需要，为保证系统运行经测算，将稀释风流量低定值降低至6300Nm3/h。各机组在今年的超洁净排放改造中，相继更换了更大出力的稀释风机，彻底解决了该问题。四是机组深度调峰造成脱硝系统停运，对省调机组开封电厂影响很大。为避免两台机组投运喷氨时相互扰动，深度调峰结束后，采用两台机组一前一后退出深调，错开投运喷氨，在一定程度上降低了气氨系统振荡，保证了喷氨及时投入。通过运行方式调整，降低了喷氨投运最低负荷;今年超洁净排放改造，更换了大容量液氨蒸发器，基本解决了该问题。针对液氨泥堆积问题，机组超洁净排放改造期间，进行了一次液氨泥清理，解决了液氨泥堆积问题，也给以后的运行调整积累了经验。通过长期的运行积累，我们对运行中出现的问题进行认真分析，提出了符合机组安全经济运行的有效措施，并通过调整试验，提高了脱硝系统的负荷适应性;合理的技术改造、科学的组织措施和方案、精心细致的操作是机组脱硝系统可靠运行的安全保障。3