張 峰

(徐州華潤電力有限公司，江蘇徐州 221142)

《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》要求燃煤機組NOx排放質(zhì)量濃度在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下不高于50 mg/m3。據(jù)此，燃煤機組需要選擇更合適的脫硝技術(shù)以確保環(huán)保設(shè)施及機組長期安全經(jīng)濟運行。在各種煙氣脫硝技術(shù)中，選擇性催化還原(SCR)脫硝法以其高效實用性而成為燃煤鍋爐脫硝改造的主要技術(shù)手段[1]；但暫無SCR脫硝系統(tǒng)相關(guān)國家和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，也無故障處理經(jīng)驗和預(yù)防性維護知識。近些年SCR脫硝系統(tǒng)故障頻發(fā)，事故原因大多為氨氣供應(yīng)不足、氨稀釋風(fēng)量低、噴氨自動調(diào)節(jié)品質(zhì)差、噴氨均勻性差等。筆者以某公司1 000 MW燃煤機組SCR脫硝系統(tǒng)發(fā)生的各類故障為例，制定相應(yīng)的解決方案，為裝有同類型脫硝系統(tǒng)的機組提供參考。

1 設(shè)備概況

1.1 SCR脫硝流程

該電廠2臺1 000 MW機組均采用SCR脫硝技術(shù)，每臺機組安裝1臺SCR反應(yīng)器。2臺機組分別于2010年6月和7月相繼投產(chǎn)，SCR脫硝系統(tǒng)隨主機投入運行。自機組投產(chǎn)至今，該系統(tǒng)相繼出現(xiàn)各類故障。液氨在氨站經(jīng)加熱制成氨氣，減壓至約0.3 MPa供給SCR脫硝系統(tǒng)。氨氣被氨稀釋風(fēng)充分混合(氨空稀釋體積比(簡稱氨空比)低于8%)再通過噴氨格柵噴入SCR脫硝系統(tǒng)入口煙道(見圖1)。煙氣與氨氣混合均勻后，在催化劑催化作用下，煙氣中NOx被還原成氮氣和水。

圖1 SCR脫硝流程

1.2 注氨系統(tǒng)

該系統(tǒng)在SCR脫硝裝置前部(靠近鍋爐后墻一側(cè))等距離安裝8組注氨系統(tǒng)，每組注氨系統(tǒng)又包括3層(A、B、C層)噴氨支管；每層支管一分為四(見圖2)深入煙道內(nèi)不同深度，深入煙道的每根管道上等距離安裝多個噴嘴。每根噴氨支管上安裝1個手動蝶閥和1套流量計，通過調(diào)節(jié)閥門開度來調(diào)節(jié)每根支管供氨流量，可實現(xiàn)煙道內(nèi)寬度和深度方向噴氨量調(diào)整。

圖2 噴氨格柵外部管路圖

1.3 SCR噴氨自動控制系統(tǒng)

按原設(shè)計，該脫硝系統(tǒng)脫硝噴氨自動控制采用單回路調(diào)節(jié)，SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度設(shè)定值與實際值的偏差經(jīng)PID調(diào)節(jié)器運算后生成指令，調(diào)節(jié)氨流量調(diào)節(jié)閥開度(見圖3)。原設(shè)計噴氨自動控制沒有引入任何前饋量，因而無法投入自動運行。在原設(shè)計基礎(chǔ)上引入總風(fēng)量作為前饋，并以煙囪入口NOx質(zhì)量濃度為主要控制目標(biāo)。目前，該控制方式良好，在煙氣儀表校驗及機組大幅變負(fù)荷時自動調(diào)節(jié)良好，但在啟停磨煤機時需要人為干預(yù)設(shè)定值的偏置，才能保證調(diào)節(jié)系統(tǒng)正常。

圖3 噴氨調(diào)節(jié)閥原控制邏輯

2 典型故障分析

2.1 氨氣供應(yīng)不足

氨氣供應(yīng)不足主要體現(xiàn)在SCR反應(yīng)區(qū)需要的氨氣量得不到足夠的供應(yīng)，在供氨系統(tǒng)無外漏的情況下，造成該故障的主要原因為供氨系統(tǒng)壓力低及供氨管路系統(tǒng)不暢通，因此應(yīng)從氨站內(nèi)氨氣制備系統(tǒng)和供氨管路系統(tǒng)進行故障分析。

2.1.1 液氨蒸發(fā)器出力不足

由圖1可知，該脫硝氨氣制備系統(tǒng)簡單，在液氨儲罐液位正常情況下，供氨壓力與液氨蒸發(fā)器出力相關(guān)。當(dāng)鍋爐噴氨量增大或液氨蒸發(fā)器加熱蒸汽參數(shù)(設(shè)計加熱蒸汽壓力為0.15 MPa，溫度為170 ℃)下降時，液氨蒸發(fā)出的氨氣降低，造成供氨壓力下降。該公司SCR反應(yīng)器設(shè)計有供氨壓力低自動退出的保護。當(dāng)氣溫低于-7 ℃時，蒸發(fā)器入口蒸汽壓力不足0.1 MPa，溫度僅110 ℃左右，已接近飽和蒸汽參數(shù)，無法滿足蒸發(fā)器需求，導(dǎo)致供氨壓力低，脫硝退出。經(jīng)檢查有以下問題：(1)鍋爐輔汽到氨站加熱管道過長，管道壓損大，約為0.5 MPa；(2)沿程管路保溫效果不好，溫降大，約為180 K；(3)沿程疏水閥開度過小，不能將管路的新生凝結(jié)水疏盡；(4)氨站蒸發(fā)器間歇性用汽；(5)氨站用汽為該路汽源的末端用戶；(6)輔汽聯(lián)箱汽源為四抽供汽，滑壓運行，機組負(fù)荷低時輔汽聯(lián)箱壓力低。蒸發(fā)器加熱蒸汽設(shè)計為鍋爐輔助蒸汽，且溫度不低于200 ℃，而實際僅為110 ℃左右，無法滿足蒸發(fā)器對蒸汽的設(shè)計參數(shù)要求。經(jīng)綜合分析得出加熱蒸汽品質(zhì)低是導(dǎo)致蒸發(fā)器出力不足的主要原因。

為防止反應(yīng)區(qū)供氨不足，主要采取了以下措施：(1)將冷再至輔汽聯(lián)箱壓力投自動，防止機組負(fù)荷低造成氨站加熱蒸汽壓力過低；(2)將沿程管路疏水微開，確保管道無積水；(3)在分布式控制系統(tǒng)(DCS)中增加氨站加熱蒸汽溫度和壓力低報警?，F(xiàn)即使大氣溫度低于-10 ℃，且機組負(fù)荷低于500 MW時，蒸發(fā)器入口蒸汽溫度基本在220 ℃以上，壓力均在0.3 MPa以上，蒸發(fā)器熱媒溫度能穩(wěn)定在70～80 ℃，完全達到運行要求。

2.1.2 氨氣管道堵塞

機組在緩沖罐出口氨氣壓力和溫度均正常的情況下，SCR反應(yīng)區(qū)氨氣流量在供氨調(diào)節(jié)閥全開后仍然偏低。為防止脫硝超標(biāo)，采用提高供氨壓力、改善入爐煤煤質(zhì)、改變磨煤機組組合、運行調(diào)整等輔助手段降低SCR反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度以減少噴氨量。為排查原因，利用氨氣檢漏儀對供氨管路系統(tǒng)進行檢測排查，均未發(fā)現(xiàn)氨氣外漏現(xiàn)象。經(jīng)熱控及機務(wù)現(xiàn)場試驗，判斷供氨管路系統(tǒng)各閥門閥芯無脫落。在脫硝系統(tǒng)停運隔離且已被氮氣置換后，對阻火器進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)阻火器堵塞嚴(yán)重，對阻火器中結(jié)垢物質(zhì)進行化驗，其主要成分為Fe2O3及SiO2。為防止阻火器再次堵塞，在阻火器安裝前，對供氨管路系統(tǒng)進行徹底吹掃。濾網(wǎng)及阻火器清堵完成、管道吹掃完畢后(清堵后的阻火器見圖4)，恢復(fù)系統(tǒng)，氨氣流量明顯增大。現(xiàn)將阻火器、供氨管道積灰檢查納入機組檢修時必檢項目。采取上述整改措施后，脫硝系統(tǒng)運行了約一年半時間，氨氣供應(yīng)穩(wěn)定，滿足全負(fù)荷下脫硝系統(tǒng)運行要求。

圖4 清理后的阻火器

2.2 氨稀釋風(fēng)量低

氨氣噴入SCR反應(yīng)器之前，為保證氨空比低于8%，要充分利用空氣進行稀釋。如果氨稀釋風(fēng)量低，會影響噴氨量的增加。SCR反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度高時，為保證煙囪入口NOx質(zhì)量濃度不超標(biāo)，增加噴氨量，由于氨空比的限制，噴氨增加量就會受到限制。氨稀釋風(fēng)體積流量降低到一定程度時，噴氨量不能保證脫硝的全負(fù)荷運行。在氧量充足的條件下，熱力型NOx生成主要受爐內(nèi)溫度制約，燃料型NOx則取決于HCN、NH3等中間產(chǎn)物的生成率，而生成率也是受爐內(nèi)溫度的制約。為查找該公司氨稀釋風(fēng)體積流量低于設(shè)計值(9 000 m3/h)的原因，機組運行中分別對風(fēng)機入口濾網(wǎng)、風(fēng)機性能、風(fēng)機出口自動切換擋板、氨稀釋風(fēng)管道等進行排查，均未發(fā)現(xiàn)明顯異常。

機組停運后，經(jīng)對氨稀釋風(fēng)系統(tǒng)設(shè)備及管道排查后發(fā)現(xiàn)：(1)氨空混合器后的母管內(nèi)積灰嚴(yán)重，圓形的分配器的截面積堵塞近50%；(2)噴氨支管流量縮孔堵塞，部分被積灰堵死。待積灰清除后，氨稀釋風(fēng)量大大增加。如6號鍋爐在清理積灰前氨稀釋風(fēng)體積流量為6 448 m3/h，積灰清理后氨稀釋風(fēng)體積流量增加到9 493 m3/h，且已超過變送器量程。由此可知，氨空混合器后的氨氣分配器和噴氨支管流量縮孔堵塞是造成氨稀釋風(fēng)量低的主要原因。

為防止類似故障發(fā)生，采取了如下防堵措施：(1)將氨空混合器后的母管和噴氨支管流量縮孔列入機組每次檢修的必檢項目；(2)提高氨氣純度，不定期抽檢，減少氨氣的雜質(zhì)攜帶；(3)在稀釋風(fēng)機入口加設(shè)了一道致密的濾網(wǎng)，并由檢修人員定期清灰。自防范措施實施后，2臺氨稀釋風(fēng)機運行時氨稀釋風(fēng)體積流量均能保持在9 000 m3/h以上。

2.3 噴氨自動控制效果差

鑒于噴氨控制系統(tǒng)的大滯后特性[2]，SCR脫硝噴氨自動控制系統(tǒng)不能簡單地將煙囪入口NOx質(zhì)量濃度作為被調(diào)量，否則噴氨自動投入后系統(tǒng)始終在反復(fù)振蕩。負(fù)荷變化、燃燒狀況變化也會造成SCR反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度大幅變化[3]。SCR反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度變化引起SCR脫硝噴氨調(diào)節(jié)閥無法立即動作，噴氨調(diào)節(jié)閥過調(diào)量較大，最終造成煙囪入口NOx質(zhì)量濃度時有超標(biāo)情況出現(xiàn)。

合理的SCR噴氨調(diào)節(jié)閥控制邏輯應(yīng)以煙囪入口NOx質(zhì)量濃度為控制目標(biāo)，以SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度為中間控制對象，以噴氨量為主要調(diào)節(jié)回路，同時增加調(diào)節(jié)前饋[4]?；诖耍瑢⒃瓏姲弊詣涌刂七壿嬓薷臑閹梆伒幕芈房刂葡到y(tǒng)(見圖5)。鍋爐總風(fēng)量經(jīng)過函數(shù)f4(x)得出噴氨量前饋值。SCR出口和煙囪入口NOx質(zhì)量濃度實際值經(jīng)過微分函數(shù)f1(x)、f2(x)、f3(x)得出煙囪入口NOx質(zhì)量濃度預(yù)測值，該預(yù)測值再和煙囪入口NOx設(shè)定值相比較，利用PID調(diào)節(jié)器1得出SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度的中間值，SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度的中間值再和SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度實際值相比較，利用PID調(diào)節(jié)器2得出噴氨量。該噴氨量與噴氨量前饋值之和得出噴氨量設(shè)定值。噴氨量設(shè)定值再與噴氨量實際值相比較，利用PID調(diào)節(jié)器3得出噴氨調(diào)節(jié)閥的調(diào)整指令。該調(diào)節(jié)回路提高系統(tǒng)的響應(yīng)速度和精確度；同時，充分引入鍋爐總風(fēng)量的前饋量，使噴氨自動控制系統(tǒng)在機組升降負(fù)荷、煤質(zhì)變動情況下均能保持良好的跟隨性。噴氨自動控制優(yōu)化后，機組在50%～100%負(fù)荷率下能保持自動投入。正常工況下煙囪入口NOx質(zhì)量濃度均能控制在設(shè)定值(50 mg/m3)內(nèi)，穩(wěn)態(tài)條件下能控制在設(shè)定值±5 mg/m3以內(nèi)，自動控制效果良好。研究結(jié)果表明：優(yōu)化脫硝噴氨自動控制邏輯，既可以提高煙囪入口NOx質(zhì)量濃度控制精確度，又可以有效降低脫硝系統(tǒng)還原劑耗量，對于提高脫硝系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性和安全性都具有重要意義。

圖5 新噴氨調(diào)節(jié)閥控制邏輯

2.4 噴氨均勻性差

隨著SCR脫硝系統(tǒng)運行時間的延長，SCR脫硝系統(tǒng)出現(xiàn)故障，氨逃逸率有增大趨勢。SCR反應(yīng)器出口氨逃逸體積分?jǐn)?shù)逐漸增加，從早期不足3×10-6(設(shè)計值小于3×10-6)升高到42×10-6。較高的氨逃逸體積分?jǐn)?shù)對SCR反應(yīng)器、空氣預(yù)熱器、低溫省煤器等設(shè)備構(gòu)成嚴(yán)重威脅[5]。按照催化劑設(shè)計壽命、取樣分析及使用情況，催化劑失效可能性不大。催化劑磨損會造成氨逃逸率增加，脫硝系統(tǒng)氨氣噴嘴堵塞將加劇氨逃逸[6-7]。催化劑及噴嘴磨損情況只能在機組停運后檢查確認(rèn)。為查找噴氨系統(tǒng)故障，采用排除法，首先從容易判斷的噴氨均勻性著手試驗分析。氨逃逸率與氨與NOx的混合效果有著密切的關(guān)聯(lián)，氨的分布對SCR脫硝系統(tǒng)運行的最佳性能非常重要。根據(jù)噴氨均勻性試驗結(jié)果分析，可以看出SCR反應(yīng)器入口截面NOx質(zhì)量濃度分布偏差較小，最大為352.7 mg/m3，最小為267.6 mg/m3，分布較為均勻(見表1)。

表1 滿負(fù)荷工況下SCR反應(yīng)器入口截面NOx質(zhì)量濃度分布 mg/m3

SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量濃度沿寬度方向均呈階梯形分布：靠反應(yīng)器中心線區(qū)域NOx質(zhì)量濃度偏高，靠反應(yīng)器外側(cè)墻區(qū)域NOx質(zhì)量濃度偏低，見表2。

表2 滿負(fù)荷工況下SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量濃度分布 mg/m3

SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度分布偏差較大，存在大面積NOx質(zhì)量濃度顯著較高的點。與此相對應(yīng)，反應(yīng)器左后區(qū)域氨逃逸體積分?jǐn)?shù)均超過67.5×10-6，右后區(qū)域氨逃逸體積分?jǐn)?shù)均超過75.4×10-6。氨逃逸在線監(jiān)測儀表安裝于反應(yīng)器靠右側(cè)墻上，這也解釋其顯示值較高的原因。通過現(xiàn)場分析發(fā)現(xiàn)反應(yīng)器中間靠前區(qū)域的噴氨支管U形管有7根被堵死(存有大量積水)，這些管道對應(yīng)的噴氨區(qū)域無氨氣噴入，造成該區(qū)域出口的NOx質(zhì)量濃度較大。由于氨氣都噴入反應(yīng)器左后和右后區(qū)域，造成這些區(qū)域NOx質(zhì)量濃度較小，甚至測量不到NOx質(zhì)量濃度。局部區(qū)域過量噴氨勢必造成局部區(qū)域氨逃逸體積分?jǐn)?shù)較大。支管疏通后，在線噴氨量顯著下降，由此可以得出，噴氨支管堵塞是導(dǎo)致噴氨量較大和噴氨不均勻的主要原因，但經(jīng)測量SCR反應(yīng)器出口氨逃逸體積分?jǐn)?shù)后發(fā)現(xiàn)仍有部分區(qū)域氨逃逸體積分?jǐn)?shù)較高情況。根據(jù)SCR反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度及逃逸氨分布情況，對噴氨格柵各支管手動閥開度進行多次調(diào)節(jié)。噴氨優(yōu)化調(diào)整后，SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量濃度分布較均勻，見表3。

進入第1層催化劑前NOx與氨的混合均勻且速度分布均勻時，才能保證脫硝效率和出口氨逃逸率穩(wěn)定。噴氨優(yōu)化調(diào)整后SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量分布均勻性顯著提高。SCR反應(yīng)器出口氨逃逸體積分?jǐn)?shù)分布較為均勻，平均為1.31×10-6，最大為2.64×10-6，噴氨不均勻造成氨逃逸局部超標(biāo)現(xiàn)象得到消除。優(yōu)化調(diào)整后反應(yīng)器出口氨逃逸體積分?jǐn)?shù)分布較均勻，見表4。

表3 滿負(fù)荷工況下SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量濃度分布 mg/m3

表4 滿負(fù)荷工況下SCR反應(yīng)器出口截面(φ(O2)=6%)氨逃逸體積分?jǐn)?shù)分布

與優(yōu)化調(diào)整前相比，鍋爐左后和右后區(qū)域氨逃逸體積分?jǐn)?shù)峰值明顯降低，整體上氨逃逸體積分?jǐn)?shù)由優(yōu)化調(diào)整前最高75.44×10-6降低至2.64×10-6。由噴氨量看，在SCR反應(yīng)器入口NOx質(zhì)量濃度在300～400 mg/m3且煙囪入口NOx質(zhì)量濃度為42～45 mg/m3工況下，優(yōu)化調(diào)整后總噴氨量降低約15.5%。噴氨優(yōu)化調(diào)整后，SCR反應(yīng)器出口截面NOx質(zhì)量濃度分布均勻性顯著提高，局部較高的氨逃逸體積分?jǐn)?shù)明顯降低，減小了下游空氣預(yù)熱器硫酸氫銨堵塞風(fēng)險，同時隨噴氨量的下降，系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性也得到提高。噴氨系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整，不僅能有效降低脫硝反應(yīng)器出口局部較高的氨逃逸體積分?jǐn)?shù)，而且能有效延長催化劑的使用壽命。

3 結(jié)語

目前，SCR脫硝系統(tǒng)故障原因及處理對策并未引起業(yè)內(nèi)人士的廣泛重視，筆者經(jīng)長期實踐與研究發(fā)現(xiàn)，噴氨支管內(nèi)積灰、積水等均會造成噴氨不均。該研究對其他SCR脫硝系統(tǒng)機組具有重要的參考和借鑒意義。