超低排放电站锅炉SCR脱硝装置的故障诊断及运行优化研究

2.2诊断优化不成功案例

案例3：某电厂600MW机组配套四角切圆燃烧锅炉,采用高灰型SCR脱硝装置,设2台反应器,催化剂按照“2+1”模式布置,采用尿素作为还原剂。超低排放改造方式为备用层加装催化剂,设计脱硝效率为87.5%,改造投产后,在很短时间内NOx排放浓度便无法维持超低排放,且空预器堵塞情况较为严重。

摸底试验数据显示,A侧SCR出口NOx最大值为230.4mg/m3,最小值为6.4mg/m3,平均值为53.4mg/m3,相对标准偏差为120.8%;B侧SCR出口NOx最大值为271.7mg/m3,最小值为6.4mg/m3,平均值为78.5mg/m3,相对标准偏差为115.5%。A侧最大逃逸氨浓度为74.6×10-6,最小为1.7×10-6,平均为33.0×10-6;B侧最大逃逸氨浓度为72.8×10-6,最小为4.5×10-6,平均为26.1×10-6。

诊断调整试验发现,A、B反应器靠外侧区域NOx和NH3均异常高,且无法通过调整喷氨量来降低NOx和NH3,初步推测为催化剂存在磨损或失效情况,停炉后通过实地检查证实该部分催化剂确实已磨损,如图10和图11所示,通过试验数据判断故障准确。

图10催化剂磨损照片1

图11催化剂磨损照片2

催化剂的缺陷在线无法处理,因此优化调整试验无法达到预期的效果,只能对原恶劣工况略有改善。调整后A侧SCR出口NOx最大值为249.1mg/m3,最小值为25.4mg/m3,平均值为75.2mg/m3,相对标准偏差为101.2%;B侧SCR出口NOx最大值为251.5mg/m3,最小值为29.7mg/m3,平均值为87.0mg/m3,相对标准偏差为91.5%。

同时逃逸氨浓度试验结果表明,A侧最大逃逸氨浓度达到69.9×10-6,最小为2.9×10-6,平均为30.5×10-6;B侧最大逃逸氨浓度达到23.1×10-6,最小为2.8×10-6,平均为13.8×10-6,如图12和图13所示。

图12调整前后SCR出口NOx分布对比

图13调整前后SCR出口NH3分布对比

案例4：某电厂670MW机组配套四角切圆燃烧锅炉,采用高灰型SCR脱硝装置,设2台反应器,催化剂按照“2+1”模式布置,采用液氨作为还原剂。为达到超低排放要求,在备用层增加催化剂,设计脱硝效率87.5%。投运后存在氨耗量偏大,空预器阻力明显升高等问题。

延伸阅读：

1000MW超超临界机组SCR脱硝系统的运行与问题处理

现役燃煤机组SCR烟气脱硝装置运行现状分析

300MW级燃煤机组SCR烟气脱硝超低排放性能评估