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火电厂SCR脱硝系统故障分析及处理

北极星环保网来源:发电设备 张峰2019/9/29 10:14:14我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:SCR脱硝 脱硝技术 脱硝喷氨

在原设计基础上引入总风量作为前馈,并以烟囱入口NOx质量浓度为主要控制目标。目前,该控制方式良好,在烟气仪表校验及机组大幅变负荷时自动调节良好,但在启停磨煤机时需要人为干预设定值的偏置,才能保证调节系统正常。

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图3 喷氨调节阀原控制逻辑

2 典型故障分析

2.1氨气供应不足

氨气供应不足主要体现在SCR反应区需要的氨气量得不到足够的供应,在供氨系统无外漏的情况下,造成该故障的主要原因为供氨系统压力低及供氨管路系统不畅通,因此应从氨站内氨气制备系统和供氨管路系统进行故障分析。

2.1.1液氨蒸发器出力不足

由图1可知,该脱硝氨气制备系统简单,在液氨储罐液位正常情况下,供氨压力与液氨蒸发器出力相关。当锅炉喷氨量增大或液氨蒸发器加热蒸汽参数(设计加热蒸汽压力为0.15MPa,温度为170℃)下降时,液氨蒸发出的氨气降低,造成供氨压力下降。该公司SCR反应器设计有供氨压力低自动退出的保护。当气温低于-7℃时,蒸发器入口蒸汽压力不足0.1MPa,温度仅110℃左右,已接近饱和蒸汽参数,无法满足蒸发器需求,导致供氨压力低,脱硝退出。

经检查有以下问题:

(1)锅炉辅汽到氨站加热管道过长,管道压损大,约为0.5MPa;

(2)沿程管路保温效果不好,温降大,约为180K;

(3)沿程疏水阀开度过小,不能将管路的新生凝结水疏尽;

(4)氨站蒸发器间歇性用汽;

(5)氨站用汽为该路汽源的末端用户;

(6)辅汽联箱汽源为四抽供汽,滑压运行,机组负荷低时辅汽联箱压力低。

蒸发器加热蒸汽设计为锅炉辅助蒸汽,且温度不低于200℃,而实际仅为110℃左右,无法满足蒸发器对蒸汽的设计参数要求。经综合分析得出加热蒸汽品质低是导致蒸发器出力不足的主要原因。

为防止反应区供氨不足,主要采取了以下措施:

(1)将冷再至辅汽联箱压力投自动,防止机组负荷低造成氨站加热蒸汽压力过低;

(2)将沿程管路疏水微开,确保管道无积水;

(3)在分布式控制系统(DCS)中增加氨站加热蒸汽温度和压力低报警。现即使大气温度低于-10℃,且机组负荷低于500MW时,蒸发器入口蒸汽温度基本在220℃以上,压力均在0.3MPa以上,蒸发器热媒温度能稳定在70~80℃,完全达到运行要求。

2.1.2氨气管道堵塞

机组在缓冲罐出口氨气压力和温度均正常的情况下,SCR反应区氨气流量在供氨调节阀全开后仍然偏低。为防止脱硝超标,采用提高供氨压力、改善入炉煤煤质、改变磨煤机组组合、运行调整等辅助手段降低SCR反应器入口NOx质量浓度以减少喷氨量。

为排查原因,利用氨气检漏仪对供氨管路系统进行检测排查,均未发现氨气外漏现象。经热控及机务现场试验,判断供氨管路系统各阀门阀芯无脱落。在脱硝系统停运隔离且已被氮气置换后,对阻火器进行解体检查,发现阻火器堵塞严重,对阻火器中结垢物质进行化验,其主要成分为Fe2O3及SiO2。

为防止阻火器再次堵塞,在阻火器安装前,对供氨管路系统进行彻底吹扫。滤网及阻火器清堵完成、管道吹扫完毕后(清堵后的阻火器见图4),恢复系统,氨气流量明显增大。现将阻火器、供氨管道积灰检查纳入机组检修时必检项目。采取上述整改措施后,脱硝系统运行了约一年半时间,氨气供应稳定,满足全负荷下脱硝系统运行要求。

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图4 清理后的阻火器

延伸阅读:

降低燃煤机组SCR脱硝系统催化剂磨损的流场优化

火电厂SNCR脱硝系统运行检修维护注意事项

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