脱硝催化剂技术

【技术汇】基于性能试验的SCR脱硝系统问题诊断及原因分析

2018年11月05日 热度:489 ℃

全文4932字

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作者 | 王卫群

江苏方天电力技术有限公司

摘要

针对SCR脱硝系统运行存在的普遍问题,如脱硝系统出口NOx浓度分布不均匀、催化剂磨损严重、供氨管道堵塞等,选取典型的实际案例,对脱硝系统进行性能试验,分析每个案例中问题产生的原因,同时提出相应的解决措施。

关键词:SCR脱硝系统;催化剂磨损;NO

x

浓度分布;供氨管道堵塞

经过多年的运行,选择性催化还原法(以下简称SCR)脱硝系统一些较为普遍的问题逐步暴露出来,对机组安全、经济运行产生了重大影响。如:出口断面NOx分布不均;烟气流场不均;催化剂磨损、堵塞、中毒等;氨逃逸升高、脱硝效率降低;CEMS数据代表性差;还原剂耗量升高;空预器结垢堵塞等。本文把目前燃煤电厂脱硝装置运行中出现的典型问题加以归纳总结,通过性能试验深入分析原因,并提出改进的措施和相关建议。

1. 出口断面NOx分布不均

1.1 CEMS数据分析

江苏省目前脱硝CEMS在线联网大机组135台, 2017年4月我们对所有联网大机组脱硝出口和烟囱入口处CEMS显示NOx小时平均浓度(6%氧量折算后)进行了统计数据,分析的结果见下表:

表1 CEMS数据的统计分析

脱硝出口NO

x

浓度(C1)与烟囱入口NO

x

浓度(C2)的差值

所占比例

C1C215 mg·Nm

-3

36%

C1C220 mg·Nm

-3

24%

C2C110   mg·Nm

-3

31%

C2C120   mg·Nm

-3

17%

从表1 可以看出,接近一半的燃煤机组脱硝出口和烟囱入口的NOx浓度差值的绝对值高于15 mg/m

3

,两处的NOx浓度值不一致的情况很严重,且普遍存在烟囱入口NOx浓度高于脱硝出口NOx浓度的现象。一方面是由于CEMS单点取样方式导致取样数据有限,不具有代表性;另一方面是脱硝出口NOx浓度场分布不均非常普遍,CEMS很难采集到理想的数据。

1.2 典型案例分析

某典型的1000MW超超临界机组加装了烟气脱硝系统,改造完后脱硝系统运行正常,NOx排放浓度满足环保排放标准要求,但机组脱硝出口处CEMS显示的NOx浓度值一直低于烟囱入口处CEMS显示的NOx浓度值,影响脱硝改造正常的验收工作,电厂怀疑可能是脱硝出口NOx浓度分布不均造成的这一现象,于是委托我们对该机组脱硝系统进行了相关的性能试验。

机组负荷稳定在900MW及脱硝系统正常运行的条件下,我们用网格法对脱硝系统A、B反应器出口的NOx浓度进行了试验,横向选取了7个测孔(偶数测孔),每个测孔纵向深度依次选取5个测点,测试仪器为红外烟气分析仪,采样枪长5m,脱硝出口CEMS采样枪长1.5m,具体试验结果如下图。

图1  A反应器出口NOx浓度分布/ mg/m

3

图2  B反应器出口NOx浓度分布/ mg/m

3

从图1、图2可以看出,脱硝系统A、B反应器出口均存在NOx浓度分布不均匀现象,烟道横截面由北向南NOx浓度逐渐降低,南侧(靠近省煤器侧)NOx浓度远低于北侧(远离省煤器侧)。CEMS测点正好位于南侧,从而导致CEMS显示值低于脱硝出口实际NOx排放浓度,即烟囱入口处的CEMS显示值(烟囱入口CEMS测点处NOx浓度场分布较为均匀)。

表2  脱硝出口、烟囱入口CEMS监测数据(测试时间段数据平均值)

项目

A

B

反应器入口NOx浓度/ mg·Nm

-3

188.9

214.3

反应器出口NOx浓度/ mg·Nm

-3

14.4

20.2

脱硝效率/ %

91.72

88.76

加氨流量/ kg·h

-1

64.09

63.74

氨逃逸/ µL·L

-1

0.568

0.021

烟囱入口NOx浓度(含氧量6%)/ mg·Nm

-3

42.6

反应器A侧出口NOx实测平均浓度为48.4 mg/m

3

,反应器B侧出口NOx实测平均浓度为53.3 mg/m

3

,从表2可以看出,CEMS监测的数据分别为14.4 mg/m

3

和20.2 mg/m

3

,远低于烟囱入口NOx浓度42.6 mg/m

3

1.3 原因分析及建议

反应器入口烟气流速分布不均匀,烟气速度高的区域单位时间通过的烟气量过大,影响催化还原反应,脱硝效率降低,导致NOx的排放浓度升高,反之,烟气流速低的区域NOx排放浓度较低。该脱硝系统反应器入口设置有导流叶片、整流格栅,以保证烟气在进入第一层催化剂时气流分布均匀,但是由于在安装的过程中可能存在尺寸和位置的偏差,容易造成反应器远离省煤器端烟气流速较高,靠近省煤器端烟气流速较低,从测试的数据也可以看出,远离省煤器端NOx浓度远高于靠近省煤器端NOx浓度,由北向南NOx浓度逐渐降低,所以我们判断是反应器入口的烟气流速不均匀而造成的脱硝出口NOx浓度分布不均。

建议对机组脱硝系统重新进行流场模拟计算,在机组停修时,对脱硝系统入口烟气导流挡板进行调整和修正,从而保证烟气在进入第一层催化剂时气流分布均匀;每间隔一段时间对脱硝系统进行喷氨优化调整试验,使脱硝系统出口断面NOx排放浓度分布均匀,减少因局部喷氨量过高造成氨逃逸量高的现象;在脱硝系统出口烟道适当增加CEMS监测点位,使得CEMS监测的数据更具有代表性,为电厂运行人员提供准确的参考依据。

2. 催化剂磨损

2.1典型案例

某330MW燃煤发电机组,锅炉为亚临界自然循环汽包锅炉,单炉膛P型露天布置,脱硝系统采取SCR工艺,设置两台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),采用独立支撑结构。催化剂装填采用2+1形式,先装2层,预留1层,在锅炉燃料用设计燃料煤种100%负荷时脱硝装置的效率80%(入口NOx 浓度≤400 mg/Nm

3

)。脱硝装置不设烟气旁路,设有声波吹灰装置。

机组停机检修时,发现局部催化剂严重磨损、磨穿,部分催化剂堵塞严重,脱硝入口积灰严重,烟气导流挡板脱落等情况。

2.2 原因分析及建议

1. 催化剂制造、运输及安装过程受损。一方面脱硝催化剂机械强度等质量指标受工艺、生产线及整体技术水平影响很大,如果催化剂厂家生产出的催化剂机械强度等指标不满足设计要求,或质量不达标,就会造成催化剂安装运行后出现磨损、穿透的现象;另一方面催化剂本身的机械强度不高,在运输、吊装、转运、安装等过程中易受到挤压、撞击,从而造成催化剂机械强度的受损,也会导致上述现象的发生。

2. 反应器烟气流场分布不均。由于脱硝入口烟气导流挡板脱落,引起脱硝第一层催化剂处烟气流场分布不均,导致局部烟气流速过高或过低,烟气流速对催化剂磨、堵塞损影响较大,流速高的地方催化剂磨损严重,甚至被磨穿透;烟气流速低的地方,催化剂堵塞明显,引起局部催化剂失效,并显著提高未堵塞区域烟气流速。

3. 烟尘含量影响。SCR脱硝系统布置于高尘区,烟尘含量、粒径对催化剂的磨损均有较大影响,机组燃烧煤种灰分高于脱硝系统的设计值,或磨煤机运行工况不佳,均会加速催化剂的磨损,减少催化剂的使用寿命。

4. 声波吹灰器影响。声波吹灰器通过振动让附着在催化剂上的烟尘脱落,烟尘脱落后被烟气带走。声波吹灰器的优点主要是对催化剂损伤较小,缺点是吹灰效果相较于蒸汽吹灰器差。声波吹灰器在机组初始投运时,运行效果较好,但运行一段时间后,催化剂各部位积灰情况存在差异,声波吹灰器吹灰效果的减弱,会加剧局部催化剂堵塞,导致催化剂未堵塞区域烟气流速加快,使该区域催化剂冲刷、磨损严重。

通过以上分析,建议机组停修期间需要及时对脱硝入口烟气导流挡板重新设计、安装,避免入口无烟气导流挡板造成局部烟气流速过高或者过低,导致催化剂的磨损或堵塞,影响脱硝出口NOx排放浓度及氨逃逸量;脱硝催化剂运行一段时间后,其催化活性和机械强度均存在一定程度的降低,需要定期对每层催化剂取样进行鉴定分析,判断其机械强度是否满足使用要求,如果催化剂机械强度较低,磨损严重,就需要及时更换新催化剂,以保证脱硝系统的正常安全运行。

3. 喷氨量偏差大

3.1典型案例

某电厂600MW超超临界2号燃煤发电机组,锅炉型号为HG-1792/26.15-YM1,脱硝系统采用SCR工艺,催化剂装填采用2+1形式,装2层,预留1层。2号机组按照计划进行停修,停机之前,2号机组SCR脱硝系统运行稳定,脱硝系统A、B反应器的脱硝效率和喷氨量均基本接近。当2号机组停机检修结束重新启动后,脱硝系统正常投运,但脱硝系统B反应器喷氨量与机组大修前相比,高出一倍以上,且居高不下,B反应器供氨调阀开度已接近全开,B反应器出口NOx浓度高于A反应器,B反应器脱硝效率远低于A反应器。A反应器脱硝效率和喷氨量在机组大修前、后接近,无明显变化。

3.2原因分析

3.2.1催化剂差压分析

根据现场实测数据和查看机组运行数据,得知脱硝系统A、B反应器差压都出现不同程度的下降,下降幅度约100~150Pa,因为检修人员在机组检修期间对堵塞的催化剂进行了清灰,造成大修后脱硝系统差压下降,并对A、B反应器各层催化剂进行检查未发现明显磨损、穿透现象,基本排除B反应器催化剂大面积堵塞或穿透而引起B反应器脱硝效率的降低。

3.2.2脱硝效率分析

为进一步分析造成B反应器喷氨量偏高的原因,对2号机组脱硝系统入口、第一层催化剂出口、脱硝系统出口NOx浓度进行现场测试。测试数据如下表:

表4  2号机组SCR反应器NO

X

浓度测试数据(数据均为测量断面平均值)

项目

B反应器

A反应器

机组负荷

560MW

入口喷氨量/kg·h

-1

大修前

64.3

61.7

大修后

137.5

62.4

脱硝入口NOx浓度/mg·Nm

-3

307.1

277.8

第一层催化剂出口NOx浓度/mg·Nm

-3

115.6

103.5

脱硝出口NOx浓度/mg·Nm

-3

59.2

41.9

脱硝效率/%

80.74

84.92

从现场实测的数据可以看出,A、B反应器入口NOx浓度接近,相差约30 mg/Nm

3

,不足以导致B反应器喷氨量高于A反应器喷氨量2倍多,从而排除B反应器入口NOx浓度远高于A反应器而造成的喷氨量差异大;从B反应器第一层催化剂出口NOx浓度、脱硝出口NOx浓度及脱硝效率可以看出,B反应器催化剂未发生明显的性能下降或失效,从而排除由于催化剂性能下降或失效而造成B反应器喷氨量偏高的情况。

3.2.3氨气流量装置分析

在测试期间,对氨气流量测量装置进行检查分析。该测量装置为孔板流量计,在脱硝投运状态,检查氨气差压变送器,变送器显示差压值出现超量程情况,将变送器平衡阀打开后差压值仍较高,从而判断应该是流量孔板发生堵塞,造成管道通流截面变小,导致孔板前后差压测量值居高不下,也就造成喷氨流量值“虚高”的情况。流量孔板堵塞后,实际喷氨量减少,运行人员为了保证脱硝效率及控制脱硝出口NOx浓度不超标,喷氨调阀开度相应增大,直到全开,就出现了B反应器喷氨量高于大修前2倍多的现场。

依据分析结果,检修人员对B反应器喷氨管路的流量孔板进行检查,发现孔板处通流截面几乎完全堵塞,供氨调阀位置也有堵塞现象,我们分析可能是供氨管道内残留的杂质和液氨结晶物造成堵塞。检修人员将供氨管道堵塞部位彻底清理后,重新投入B反应器脱硝系统运行,喷氨量大幅降低恢复到大修前水平,B侧调节阀开度和A侧也基本一致,B反应器喷氨偏高问题得到解决。

4. 结论

(1)SCR脱硝系统出口NOx浓度不均与现象普遍存在,造成该现象的原因很多,脱硝系统入口流场不均匀,喷氨量分配不均匀,催化剂局部堵塞或失活等均可导致该现象的发生,需要及时对脱硝入口流场进行优化设计,进行喷氨优化调平,减少局部的氨逃逸量,消除机组潜在运行风险。

(2)脱硝系统供氨管道及阀门堵塞现象时常发生,一方面需要加强对供氨管道的日常吹扫和人工清堵,保证供氨管道的清洁通畅;另一方面,对入厂液氨的品质要严格控制,纯度要达到99.8%以上,品质差的液氨含杂质较多,易引起供氨管道的堵塞;最后,运行人员对供氨管道特别是焊接处要仔细检查,查看是否存在破损或孔洞,如果供氨管道存在破损或孔洞的地方,液氨被空气污染后形成氨基甲酸铵,对碳钢产生剧烈的腐蚀,腐蚀产生的氧化铁也容易堵塞管道。

作者简介:王卫群,工程师,主要研究方向为燃煤火力发电厂污染物控制和治理及环保设备性能试验。

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