scr烟气脱硝系统运行控制策略

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1、热电技术2013年第4期(总第120期)SCR烟气脱硝系统运行控制策略姚志宏，刘岗(国电铜陵发电有限公司，安徽铜陵244153)摘要针对国电铜陵发电有限公司的600MW超临界燃煤稀释风机送来的空气混合成含氨不超过5％的混合机组SCR烟气脱硝系统存在的脱硝效率低，达不到设计要求气体后，然后通人SCR反应器进口的整流器均流后的现象进行分析，通过不断探索、总结、采取运行控制调整策进入反应器，在催化剂的作用下，与烟气中NOx反应略，控制了氨气逃逸问题，同时进一步提升烟气脱硝率，具有生成氮气和水。较高环保效益和经济效

2、益。液氨储罐及气氨蒸发系统紧急排放的气氨则排关键词600MW燃煤机组选择性催化还原(SCR)氮氧人气氨稀释罐中，经水吸收后排人废水池，再经由废化物烟气脱硝策略水泵送至主厂废水处理系统处理。1前言选择性催化还原(SCR)脱氮技术是燃煤锅炉最有效的烟气脱硝技术，NH／NO混合效果是该技术工作中遇到的难点问题之一。作为国内600MW级超临界燃煤机组较早设计SCR烟气脱硝工程的国电铜陵600MW超临界燃煤机组脱硝装置项目，投入运行以来，针对不断出现的问题，制定了相应的整改技术措施，同时大胆摸索总结出一套行之有效地提

3、高脱硝率的控制方法。脱硝装置项目的顺利建设和成功投入为我国在大型火电机组上实施脱硝工程提供图1SCR主要流程图了宝贵的实践经验。2．2系统构成工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置，2设备概述选用的催化还原剂为液氨。在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100％烟气量条件2．1工艺过程下，脱硝效率不小于80％，脱硝系统主要由两部分组做为火力发电的第四大主机的脱硫脱硝主设成：备，有着完善的系统工程。然而各脱硫脱硝系统由2．2．1氨供应系统于时间、运行方式的不同各生产单位的脱硝工程又工程脱硝还

4、原剂采用液氨，用专用液氨槽车运有着自身独立的特点。本工程SCR脱硝主要流程见送到电厂，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入图1，其主要工艺流程¨为：液氨槽车运来的液氨由液氨贮罐内，用液氨泵或压差将贮槽中的液氨输送卸料压缩机输送到液氨罐内储存，液氨罐内液氨通到液氨蒸发器内蒸发为氨气，经氨气缓冲罐来控制过氨罐自身的压力或液氨泵加压(氨罐低液位时)经一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中管道送入水浴蒸发器，水浴蒸发器是一种利用蒸汽混合均匀，再送达炉后脱硝反应器前。加热工艺水，然后工艺水加热液氨的热热交换容器，

5、2．2．2SCR系统蒸发器水温一般控制在42℃。液氨在水浴式蒸发器按NH／NOx摩尔比1：1的比例喷人锅炉烟气内被加热蒸发成气氨(0．6MPa左右)，再进人气氨缓中的NH在SCR反应器中催化剂的作用下与烟气冲罐，缓冲罐是用来稳定气氨压力(0．5MPa左右)的中NOx按化学反应式(如下)进行反应，从而达到降容器，然后经管道输送到SCR反应器前的混合器，与一24一姚志宏等：SCR烟气脱硝系统运行控制策略低排烟中NOx含量的目的。在脱硝过程中，控制氨的注入量非常重要，氨的4NO+4NH3+024N2+6H20(1

6、)注入量既要保证有足够的氨与氮氧化物反应，以降4NH3+2NO2+023N2+6H20(2)低氮氧化物排放量，又要避免烟气中逃逸过量的氨。注入过量的氨不仅会增加腐蚀，缩短SCR催化3安装位置剂寿命，还会污染烟尘，增加空气预热器中氨盐的沉积，以及增加向大气的氨排放。特别是铵盐——硫国电铜陵电厂2号机组脱硝系统由国电科技环酸氢胺(ABS)的形成，ABS在温度降低时，会吸收烟保集团环保工程分公司设计制造，采取选择性催化气中的水分，形成腐蚀性溶液，会堵塞催化剂，造成还原(SCR)法来达到去除烟气中NOx的目的。SC

7、R催化剂失活(即失效)。烟气经过空气预热器时，在反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间见图2热交换表面会形成ABS，并产生沉积，降低空气预热(高含尘区布置)，安装在锅炉与电除尘之间的送、一器的效率。氨逃逸量的准确测量具有重要意义，对次风机构架上方。SCR出口的氨逃逸量监测并控制在2～3×10(ppm)，可延长空气预热器检修周期及催化剂更换一卜～脱催硝化剂周期。5保证系统效率的运行调整控制策略＼l_Il安针对运行中氨气存在的逃逸问题，导致脱硝系除域——统工作不稳定，同时造成氨的大量浪费现象，厂有关热龃技术人员

8、经过大量的调查走访，相继出台制订了相应的技术方案。目．目鳓5．1液氨蒸发系统的调整内容IlIllI／，la．液氨蒸发器的运行调整目的是产生合适压l力和流量的氨气，相应的调整项目主要包括液位、加一，∞^Z＼Ii囊：￡酋TL，-~JCl＼IIl一．l甲t热蒸汽流量、蒸发气氨压力等；b．蒸发器内的水是保证氨水气化的媒介，水仨．．位过低直接影响着热源对氨水的加热过程，影响了蒸发传热效果。所以，在运行工作中监’狈4、控制蒸