脱硫脱硝 研究：火电厂SCR脱硝系统故障分析及处理

《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求燃煤机组NOx排放质量浓度在标准状态下不高于50mg/m3。据此，燃煤机组需要选择更合适的脱硝技术以确保环保设施及机组长期安全经济运行。在各种烟气脱硝技术中，选择性催化还原（SCR）脱硝法以其高效实用性而成为燃煤锅炉脱硝改造的主要技术手段；但暂无SCR脱硝系统相关国家和行业标准，也无故障处理经验和预防性维护知识。近些年SCR脱硝系统故障频发，事故原因大多为氨气供应不足、氨稀释风量低、喷氨自动调节品质差、喷氨均匀性差等。笔者以某公司1000ＭＷ燃煤机组SCR脱硝系统发生的各类故障为例，制定相应的解决方案，为装有同类型脱硝系统的机组提供参考。
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& W5 G, G( R3 P2 n! c$ ]) N0 B１ 设备概况
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  s! q8 v( p2 p0 c+ Q6 W9 v& l' w# f１.１SCR脱硝流程

- h9 n  V2 d5 m; M, P0 W该电厂２台1000ＭＷ机组均采用SCR脱硝技术，每台机组安装１台SCR反应器。２台机组分别于2010年６月和７月相继投产，SCR脱硝系统随主机投入运行。自机组投产至今，该系统相继出现各类故障。液氨在氨站经加热制成氨气，减压至约0.3MPa供给SCR脱硝系统。氨气被氨稀释风充分混合（氨空稀释体积比（简称氨空比）低于８％）再通过喷氨格栅喷入SCR脱硝系统入口烟道（见图１）。烟气与氨气混合均匀后，在催化剂催化作用下，烟气中NOx被还原成氮气和水。
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2 P# U3 y7 K( @, s, c% A图１ SCR脱硝流程
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% I6 `% A6 s% f１.２注氨系统

6 R1 a- `% J' r该系统在SCR脱硝装置前部（靠近锅炉后墙一侧）等距离安装８组注氨系统，每组注氨系统又包括３层（Ａ、Ｂ、Ｃ层）喷氨支管；每层支管一分为四（见图２）深入烟道内不同深度，深入烟道的每根管道上等距离安装多个喷嘴。每根喷氨支管上安装１个手动蝶阀和１套流量计，通过调节阀门开度来调节每根支管供氨流量，可实现烟道内宽度和深度方向喷氨量调整。



图２ 喷氨格栅外部管路图
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１.３SCR喷氨自动控制系统
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6 \7 g1 ]% m8 @" m3 V* b) q按原设计，该脱硝系统脱硝喷氨自动控制采用单回路调节，SCR反应器出口NOx质量浓度设定值与实际值的偏差经ＰＩＤ调节器运算后生成指令，调节氨流量调节阀开度（见图３）。原设计喷氨自动控制没有引入任何前馈量，因而无法投入自动运行。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

' v  w& q+ ?7 u２ 典型故障分析

( t  r) P4 I, [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。
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/ q+ w' ~0 ~: T; F1 d, b; I! n２.１.１液氨蒸发器出力不足
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9 ?) R6 G3 h0 A: P0 Q& z1 M. L$ X7 h& }% n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。

: k) e! t9 H  Q' F1 a经检查有以下问题：

" G! l- P9 ~& l. I（１）锅炉辅汽到氨站加热管道过长，管道压损大，约为0.5MPa；
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（２）沿程管路保温效果不好，温降大，约为１８０Ｋ；

- M; z- M0 j3 ^8 r+ M（３）沿程疏水阀开度过小，不能将管路的新生凝结水疏尽；
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8 G, c. H3 }% e! a8 f; w" q, P（４）氨站蒸发器间歇性用汽；
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. C( A& A2 B" d（５）氨站用汽为该路汽源的末端用户；
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（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。

2 T* ]1 `. U5 S' f为防止反应区供氨不足，主要采取了以下措施：
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（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；
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（２）将沿程管路疏水微开，确保管道无积水；
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（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。

9 g3 i8 k/ ]$ l0 f/ S２.１.２氨气管道堵塞
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- w* F/ h4 n4 w; p% d& G' I4 b8 X! t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
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２.２氨稀释风量低
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0 |* d; t3 A# W  e9 e9 m氨气喷入SCR反应器之前，为保证氨空比低于８％，要充分利用空气进行稀释。如果氨稀释风量低，会影响喷氨量的增加。SCR反应器入口NOx质量浓度高时，为保证烟囱入口NOx质量浓度不超标，增加喷氨量，由于氨空比的限制，喷氨增加量就会受到限制。氨稀释风体积流量降低到一定程度时，喷氨量不能保证脱硝的全负荷运行。在氧量充足的条件下，热力型NOx生成主要受炉内温度制约，燃料型NOx则取决于ＨＣＮ、ＮＨ３等中间产物的生成率，而生成率也是受炉内温度的制约。为查找该公司氨稀释风体积流量低于设计值（9000ｍ３/ｈ）的原因，机组运行中分别对风机入口滤网、风机性能、风机出口自动切换挡板、氨稀释风管道等进行排查，均未发现明显异常。

) J- |) b1 C3 q( V6 e) n机组停运后，经对氨稀释风系统设备及管道排查后发现：

7 Z( W3 Q4 D1 T* w- ~% t（１）氨空混合器后的母管内积灰严重，圆形的分配器的截面积堵塞近50％；
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（２）喷氨支管流量缩孔堵塞，部分被积灰堵死。
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待积灰清除后，氨稀释风量大大增加。如６号锅炉在清理积灰前氨稀释风体积流量为6448ｍ３／ｈ，积灰清理后氨稀释风体积流量增加到9493ｍ３／ｈ，且已超过变送器量程。由此可知，氨空混合器后的氨气分配器和喷氨支管流量缩孔堵塞是造成氨稀释风量低的主要原因。

为防止类似故障发生，采取了如下防堵措施：
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（１）将氨空混合器后的母管和喷氨支管流量缩孔列入机组每次检修的必检项目；

( m3 e% p: U1 B! X: w! O4 X（２）提高氨气纯度，不定期抽检，减少氨气的杂质携带；
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（３）在稀释风机入口加设了一道致密的滤网，并由检修人员定期清灰。自防范措施实施后，２台氨稀释风机运行时氨稀释风体积流量均能保持在9000ｍ３/ｈ以上。
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２.３喷氨自动控制效果差
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鉴于喷氨控制系统的大滞后特性，SCR脱硝喷氨自动控制系统不能简单地将烟囱入口NOx质量浓度作为被调量，否则喷氨自动投入后系统始终在反复振荡。负荷变化、燃烧状况变化也会造成SCR反应器入口NOx质量浓度大幅变化。SCR反应器入口NOx质量浓度变化引起SCR脱硝喷氨调节阀无法立即动作，喷氨调节阀过调量较大，最终造成烟囱入口NOx质量浓度时有超标情况出现。

合理的SCR喷氨调节阀控制逻辑应以烟囱入口NOx质量浓度为控制目标，以SCR反应器出口NOx质量浓度为中间控制对象，以喷氨量为主要调节回路，同时增加调节前馈。基于此，将原喷氨自动控制逻辑修改为带前馈的回路控制系统（见图５）。锅炉总风量经过函数ｆ４（x）得出喷氨量前馈值。SCR出口和烟囱入口NOx质量浓度实际值经过微分函数ｆ１（x）、ｆ２（x）、ｆ３（x）得出烟囱入口NOx质量浓度预测值，该预测值再和烟囱入口NOx设定值相比较，利用ＰＩＤ调节器１得出SCR反应器出口NOx质量浓度的中间值，SCR反应器出口NOx质量浓度的中间值再和SCR反应器出口NOx质量浓度实际值相比较，利用ＰＩＤ调节器２得出喷氨量。
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3 |$ v3 i* ^8 A  N该喷氨量与喷氨量前馈值之和得出喷氨量设定值。喷氨量设定值再与喷氨量实际值相比较，利用ＰＩＤ调节器３得出喷氨调节阀的调整指令。该调节回路提高系统的响应速度和精确度；同时，充分引入锅炉总风量的前馈量，使喷氨自动控制系统在机组升降负荷、煤质变动情况下均能保持良好的跟随性。喷氨自动控制优化后，机组在50％～100％负荷率下能保持自动投入。正常工况下烟囱入口NOx质量浓度均能控制在设定值（50mg/m3）内，稳态条件下能控制在设定值±５mg/m3以内，自动控制效果良好。研究结果表明：优化脱硝喷氨自动控制逻辑，既可以提高烟囱入口NOx质量浓度控制精确度，又可以有效降低脱硝系统还原剂耗量，对于提高脱硝系统运行的经济性和安全性都具有重要意义。

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图５ 新喷氨调节阀控制逻辑
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' a( R' \0 [' P- Y% b- K% k２.４喷氨均匀性差
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随着SCR脱硝系统运行时间的延长，SCR脱硝系统出现故障，氨逃逸率有增大趋势。SCR反应器出口氨逃逸体积分数逐渐增加，从早期不足３×10-6（设计值小于３×10-6）升高到４２×10-6。较高的氨逃逸体积分数对SCR反应器、空气预热器、低温省煤器等设备构成严重威胁。按照催化剂设计寿命、取样分析及使用情况，催化剂失效可能性不大。催化剂磨损会造成氨逃逸率增加，脱硝系统氨气喷嘴堵塞将加剧氨逃逸。催化剂及喷嘴磨损情况只能在机组停运后检查确认。为查找喷氨系统故障，采用排除法，首先从容易判断的喷氨均匀性着手试验分析。氨逃逸率与氨与NOx的混合效果有着密切的关联，氨的分布对SCR脱硝系统运行的最佳性能非常重要。根据喷氨均匀性试验结果分析，可以看出SCR反应器入口截面NOx质量浓度分布偏差较小，最大为352.7mg/m3，最小为267.6mg/m3，分布较为均匀（见表１）。
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* \4 B$ H. q: O5 r0 }表１ 满负荷工况下SCR反应器入口截面NOx质量浓度分布 mg/m3

+ q3 a) O( u3 K& w! R* y* LSCR反应器出口截面NOx质量浓度沿宽度方向均呈阶梯形分布：靠反应器中心线区域NOx质量浓度偏高，靠反应器外侧墙区域NOx质量浓度偏低，见表２。


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表２ 满负荷工况下SCR反应器出口截面NOx质量浓度分布 mg/m3
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SCR反应器出口NOx质量浓度分布偏差较大，存在大面积NOx质量浓度显著较高的点。与此相对应，反应器左后区域氨逃逸体积分数均超过67.5×10-6，右后区域氨逃逸体积分数均超过75.4×10-6。氨逃逸在线监测仪表安装于反应器靠右侧墙上，这也解释其显示值较高的原因。通过现场分析发现反应器中间靠前区域的喷氨支管Ｕ形管有７根被堵死（存有大量积水），这些管道对应的喷氨区域无氨气喷入，造成该区域出口的NOx质量浓度较大。由于氨气都喷入反应器左后和右后区域，造成这些区域NOx质量浓度较小，甚至测量不到NOx质量浓度。局部区域过量喷氨势必造成局部区域氨逃逸体积分数较大。支管疏通后，在线喷氨量显著下降，由此可以得出，喷氨支管堵塞是导致喷氨量较大和喷氨不均匀的主要原因，但经测量SCR反应器出口氨逃逸体积分数后发现仍有部分区域氨逃逸体积分数较高情况。根据SCR反应器出口NOx质量浓度及逃逸氨分布情况，对喷氨格栅各支管手动阀开度进行多次调节。喷氨优化调整后，SCR反应器出口截面NOx质量浓度分布较均匀，见表３。
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1 v; ], u2 K& r. X表３ 满负荷工况下SCR反应器出口截面NOx质量浓度分布mg/m3

6 t  j6 H% V! }* g- R进入第１层催化剂前NOx与氨的混合均匀且速度分布均匀时，才能保证脱硝效率和出口氨逃逸率稳定。喷氨优化调整后SCR反应器出口截面NOx质量分布均匀性显著提高。SCR反应器出口氨逃逸体积分数分布较为均匀，平均为1.31×10-6，最大为2.64×10-6，喷氨不均匀造成氨逃逸局部超标现象得到消除。优化调整后反应器出口氨逃逸体积分数分布较均匀，见表４。
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* |& Y# [, U+ i9 n# j表４ 满负荷工况下SCR反应器出口截面（φ（Ｏ２）＝６％）氨逃逸体积分数分布
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与优化调整前相比，锅炉左后和右后区域氨逃逸体积分数峰值明显降低，整体上氨逃逸体积分数由优化调整前最高75.44×10-6降低至2.64×10-6。由喷氨量看，在SCR反应器入口NOx质量浓度在300～400mg/m3且烟囱入口NOx质量浓度为42～45mg/m3工况下，优化调整后总喷氨量降低约15.5％。喷氨优化调整后，SCR反应器出口截面NOx质量浓度分布均匀性显著提高，局部较高的氨逃逸体积分数明显降低，减小了下游空气预热器硫酸氢铵堵塞风险，同时随喷氨量的下降，系统运行的经济性也得到提高。喷氨系统的优化调整，不仅能有效降低脱硝反应器出口局部较高的氨逃逸体积分数，而且能有效延长催化剂的使用寿命。来源:《发电设备》  作者:张峰

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