350MW级机组喷氨调门优化治理空预器堵塞方法

摘要:350MW级机组大修投运后氨逃逸量大于设计值。与此同时，空预器差压由1.1KPa增大至2KPa，引风机电流增大，影响机组安全稳定运行。脱硝装置出口NOx流场的测试结果表明，该机组SCR出口NOx浓度分布不均匀，局部NOx浓度过低，存在该区域氨量超预期，硫酸氢氨生成量增加，导致空预器冷端堵塞。基于测试结果，经调整喷氨阀门开度试验选用一套可兼顾机组常用负荷的阀门开度方案，使SCR出口各处NOx浓度分布偏差大幅降低，有效避免了氨量过喷现象，同时氨逃逸测量值及DCS显示值明显减小，空预器差压趋于稳定。

1机组设计参数

安徽某电厂四台350MW机组的锅炉型号为DG1125/17.4-II4,锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉，单炉膛n型布置，设计燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固态排渣，全悬吊结构。

锅炉设计选用SCR脱硝方式，布置南京环保生产的上中下三层平板式催化剂，脱硝系统设计参数见表1。

表1脱硝系统设计参数

2机组运行情况及问题

机组自大修后投运以来，运行人员通过DCS画面发现3号机组在不同负荷下脱硝系统氨逃逸测点显示氨逃逸浓度均超设计值，同时空预器的差压及引风机电流增大，引风机存在失速风险，不利于机组的安全稳定运行。经现场测量比对，发现该厂氨逃逸测点未失准，脱硝系统相关运行参数见表2。

由表2可知，该厂3号机组脱硝入口NOx浓度与设计值接近，出口NOx浓度A侧普遍低于B侧，且两侧氨逃逸浓度均在10ppm左右，超过设计值2ppm。该机组在350MW,260MW和170MW负荷下排放烟气中NOx浓度分别为37mg/Nm3,37mg/Nm3,35mg/Nm3，已接近设计限值40mg/Nm3。通过调节喷氨总阀以减少喷氨量降低氨逃逸的调节余地有限，因该机组A侧NOx浓度普遍低于日侧，因此运行调整中适当降低A侧喷氨量、同时调整B侧喷氨量，DCS显示氨逃逸浓度有所降低，但仍大于8ppm,氨逃逸问题依然存在。

氨逃逸量超设计值对该机组运行造成的影响主要体现在硫酸氢氨的生成并造成下游空预器设备堵塞。自运行人员发现氨逃逸超设计值以来，一个月内空预器两侧差压增加至900Pa以上，引风机电流也相应增大，详见表3。

表2各工况下NOx及氨逃逸浓度

表3满负荷状态下预热器堵塞前后空预器差压及引风机电流值

3喷氨优化试验

为解决3号机组氨逃逸超标、降低空预器堵塞及引风机失速风险，对3号机组进行喷氨优化试验。试验包括通过对SCR系统进出口烟气NOx浓度和O2浓度、阀门开度、锅炉设备运行参数进行测量记录及调整，根据不同负荷下SCR进出口NOx、O2浓度分布情况，分析各喷氨支管的氨氮比均匀性，建立SCR反应物料平衡表，找到可兼顾不同负荷下各喷氨支管最佳流量及相应阀门开度。

通过该试验，可改变SCR系统烟道内喷氨浓度分布，使SCR系统各处氨氮比接近理想数值，脱硝系统出口烟道内各处NOx浓度均匀性大幅提高，避免出现局部过喷点，在确保排烟中总NOx浓度基本不变的情况下降低喷氨耗量，减少氨逃逸。

3.1喷氨装置简介

锅炉喷氨格栅布置方式：单侧反应器入口有18根分支管，对应18个手动蝶阀，每3个支管为一组，进入烟道后控制对应区域不同深度方向的喷氨量。图1为一组内的三个支管，每个支管由一个单独阀门控制，每个支管分别对应烟道内浅、中、深三个不同深度。每侧喷氨格栅由六组支管并排构成，每个支管的喷氨量可由阀门单独控制。

图1SCR脱硝格栅布置方式

每根喷氨分支管独立控制一片区域，喷氨优化主要根据SCR出口NOx分布情况调整每一支路供氨支管上的手动调节阀开度实现，调整原则为:NOx偏高的区域对应阀门开大，NOx偏低区域对应阀门减小，最终使区域内NOx浓度趋于平均，避免局部氨量过喷现象。

3.2不同负荷下NOx浓度原始分布情况

喷氨优化试验调整前，分别对该机组高频负荷350MW和260MW进行摸底试验，测量两个负荷下脱硝出口NOx浓度分布情况，见图2和图3。

图2 350MW负荷A/B侧原始工况

通过数据摸底可知，350MW负荷ABCD四磨运行原始工况SCR出口A侧和日侧NOx浓度均值分别为38.6mg/Nm3,40.9mg/Nm3，相对标准偏差分别为92.69%,104.81，分布不均匀。

图3 260MW负荷A/B侧原始工况

通过数据摸底可知，260MW负荷ABC三磨运行原始工况SCR出口A,B侧NOx浓度均值分别为38.6mg/Nm3和40.9mg/Nm3，相对标准偏差分别为72.53%和64.97%，分布不均匀，偏差很大。3.3喷氨优化后不同负荷NOx浓度分布情况

根据上述测量结果可知，A,B侧出口NOx浓度不均匀，相对标准偏差值均在60%以上。其中A1,A2中等深处位置及B2深处位置、B3浅中深处位置NOx浓度远低于平均值，经分析得知上述几处位置喷氨调节阀门开度过大，存在过喷现象。此外A3,B1处NOx浓度较大，喷氨调节阀门开度较小，需进行相应调节。

通过对喷氨调节阀门开度进行调节试验及相应位置NOx浓度测量后，得出了可兼顾高、中、低负荷的阀门开度方案，见表4。

表4各喷氨支管调节前后阀门开度

采用表4阀门开度调整策略后，350MW负荷及260MW负荷下NOx浓度分布见图4和图50

喷氨优化调整后，350MWABCD磨运行工况下SCR出口A,B侧NOx浓度均值为30.8mg/Nm3,31.6mg/Nm3，与DCS显示值一致，相对标准偏差由92.69%,104.81%降至47.05%,41.92%，分布均匀性得到明显改善。

图4350MW负荷喷氨优化后A/B侧NOx分布

图5260MW负荷喷氨优化后A/B侧NOx分布

喷氨优化调整后，260MWABC磨运行时优化调整后工况SCR出口A,B侧NOx浓度均值为29.8mg删m3,33.2mg/Nm3，与DCS显示值一致，相对标准偏差由原始的92.69%,104.81%降至41.63%,45.31，分布均匀性得到明显改善。

3.4优化前后3号炉参数对比

350MW工况调整前，总煤量为160t/h，总风量为1093t/h，此时总尿素溶液使用量为562L/ho350MW工况调整后，相同负荷下尿素溶液较调整前少用63L/h，两侧氨逃逸测量均值由9.7ppm/8.1ppm分别下降至4.9ppm/3.5ppm。

260MW工况调整前，总煤量为132t/h，总风量为861.8t/h，此时总尿素溶液使用量为523L/hO260MW工况调整后，相同负荷下尿素溶液较调整前少用56L/h，两侧氨逃逸测量均值由8.1ppm/8.5ppm分别下降至4.3ppm/3.9ppm。

喷氨优化调整后一周内空预器差压并无明显上升趋势，排烟温度与调整前相近，由此说明硫酸氢氨生成量较之前显著减少，未在空预器尾部继续积聚，此现象与调整后氨逃逸测量结果趋势一致，说明喷氨优化试验取得了较好的效果。空预器吹扫两周后差压未明显增长，维持在1.2KPa左右，调节效果良好。应指出，调整后氨逃逸均值在3ppm一4ppm，仍大于设计值2ppm。经分析，这一结果与SCR催化剂活性降低有关。通过向有关方面咨询得知该厂催化剂已连续使用3年，在此期间未进行活性检测，已接近设计使用寿命，建议该厂对催化剂活性进行检测，若催化剂的活性确实已不符设计要求，应及时更换，避免再次出现氨逃逸超标及空预器堵塞现象。

4氨逃逸超标导致空预器差压增加的处理对策

1)建议在脱硝出口处增加NOx测点数量及脱硝出口氨逃逸测点，安装时应注意测点的位置选择是否具有代表性，日常运行中经常对测点维护与校正，以便作为运行人员的调整依据。

2)运行过程中若发现氨逃逸超过设计值且空预器有堵塞现象，应适当提高空预器吹灰频率或延长吹灰时间，并投入再循环风或暖风器系统，防止硫酸氢氨聚积在空预器尾部而造成空预器严重堵塞。

3)对NOx分布不均匀的机组进行喷氨优化试验使脱硝系统出口NOx分布趋于均衡，避免出现局部NOx过低或过高，可有效避免氨量过喷及氨逃逸现象。

4)避免使用高硫煤。当燃烧煤种硫分较高或入口NOx浓度过高时，出口NOx浓度不宜控制在较低值运行，防止因喷氨量过大生成较多硫酸氢氨。

5)建议增加脱硝旁路，在负荷较低时开启旁路，运行过程中严密监视SCR入口烟气温度，保证催化剂活性，对脱硝效率不满足要求的脱硝催化剂应及时更换。