火电机组SCR脱硝系统的调试方法

摘要

本发明公开了一种火电机组SCR脱硝系统的调试方法，包括如下步骤：对系统的所有阀门和测点进行调试；稀释风机的试运行；SCR反应系统的内部检查；SCR系统烟气分析仪的静态调试；供氨管道的吹扫及气密性试验；喷氨格栅的流量调整；吹灰系统的调试。通过采用本发明的火电机组SCR脱硝系统的现场调试方法，可以及时发现SCR脱硝系统运行过程中出现的技术问题，及时进行研究并采取相应的应对措施，为国内同类型机组开展SCR脱硝调试提供重要的参考价值，具有重要的学术价值和工程应用价值。

说明书

技术领域

本发明涉及SCR脱硝技术领域，特别是涉及火电机组SCR脱硝系统的调试方法。

背景技术

随着环境治理的严峻形势，我国对NO_x的排放限制将日益严格，国家环境保护部已经颁布了《火电厂氮氧化物防治技术政策》，明确在“十二五”期间将全力推进我国NO_x的防治工作，将燃煤电站锅炉NO_x排放浓度设定为100mg/Nm³。目前国内外电站锅炉控制NO_x技术主要有2种：一种是控制生成，主要是在燃烧过程中通过各种技术手段改变煤的燃烧条件，从而减少NO_x的生成量，即各种低NO_x技术；二是生成后的转化，主要是将已经生成的NO_x通过技术手段从烟气中脱除掉，如选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)。

为了响应国家节能减排号召，改善当地的大气环境质量，按照广东省环保厅《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》文件的相关规定要求，粤电集团公司统一部署，结合电厂厂安全生产的实际情况，以及机组的检修计划，计划对210MW机组进行烟气脱硝改造工程。因此很有必要对改造后的SCR脱硝系统进行调试，以保证各项指标能够达到要求。

发明内容

基于此，本发明的目的是提供一种火电机组SCR脱硝系统的调试方法。

具体的技术方案如下：

一种火电机组SCR脱硝系统的调试方法，包括如下步骤：

对系统的所有阀门和测点进行调试；

稀释风机的试运行；

SCR反应系统的内部检查；

SCR系统烟气分析仪的静态调试；

供氨管道的吹扫及气密性试验；

喷氨格栅的流量调整；

吹灰系统的调试。

在其中一个实施例中，所述阀门的调试包括关断门的保护功能试验和调节门的开度试验。

在其中一个实施例中，所述调节门的开度试验分0％、25％、50％、75％和100％5个开度试验。

在其中一个实施例中，所述稀释风机的试运行包括对稀释风管和混合器进行吹扫。

在其中一个实施例中，所述供氨管道的吹扫方法为：在供氨管道设计承受压力范围内，利用压缩空气进行吹扫；所述气密性试验的方法为：开启供氨管道上的所有阀门，对供氨管道进行充氮，将压力提升至0.2MPa后，对管道的所有接口进行查漏，然后再进行2-2.5h的保压。

在其中一个实施例中，所述喷氨格栅的流量调整后每个SCR反应器对应的每个喷氨格栅的流量均相同。

在其中一个实施例中，所述吹灰系统的调试包括吹灰系统的管道吹扫、吹灰器的冷态单体试运转和吹灰器的热态启动调试。

在其中一个实施例中，所述吹灰系统的管道吹扫包括蒸汽吹扫和声波吹扫，所述蒸汽吹扫的工艺参数为：压力1.0～1.5MPa，温度300℃；所述声波吹扫的工艺参数为：压力0.6MPa。

本发明的有益效果：

通过采用本发明的火电机组SCR脱硝系统的现场调试方法，可以及时发现SCR脱硝系统运行过程中出现的技术问题，及时进行研究并采取相应的应对措施，为国内同类型机组开展SCR脱硝调试提供重要的参考价值，具有重要的学术价值和工程应用价值。

附图说明

图1为典型一天中A反应器进、出口NO_x浓度和脱硝效率变化图；

图2为典型一天中B反应器进、出口NO_x浓度和脱硝效率变化图；

图3为典型一天中A、B反应器出口NO_x浓度变化图。

具体实施方式

以下结合实施例对本申请做进一步阐述。

1锅炉设备情况

某电厂2×210MW机组工程(哈尔滨锅炉厂，HG-670/140-13型)为超高压参数带一次中间再热单汽包自然循环锅炉，四角切圆燃烧，固态排渣，平衡通风，全钢构架，露天布置。表1为该锅炉主要参数表。

表1锅炉主要参数表

项目符单位数值备注额定蒸发量Dt/h670经济蒸发量D_ht/h610再热蒸汽出口流量D_zrt/h573过热蒸汽压力P_grMPa13.73140kg/cm²(表压)过热蒸汽温度t_gr℃540再热蒸汽压力(进/p’_zrMPa2.4/2.224.5/22.5kg/cm²(表再热蒸汽温度(进/t_zr/t_zr℃316/540汽包工作压力PbMPa15.87161.9kg/cm²(表压)给水温度t_gs℃247热风温度t_rf℃320冷风温度t_if℃27.8排烟温度℃150炉膛允许压力KPa588.24烟气总阻力Δp^RrKPa215.22

空气预热器侧空气Δp^FfKPa0.569空气预热器烟气侧Δp^Rf1.039

广东省电力节能检测中心曾于2004年8月对该电厂1～3#锅炉进行了烟气排放成分测量，测量结果表明200MW锅炉中1#锅炉NOx排放浓度平均为634.9mg/Nm³,2#锅炉NOx排放浓度平均为768.4mg/Nm³,3#锅炉NOx排放浓度平均为762.7mg/Nm³，说明该电厂锅炉在一定的燃煤条件下，锅炉的NO_x排放量普遍偏高。

2脱硝工艺

2.1工艺系统及设备

该电厂采用选择性催化还原法(SCR)脱硝装置。催化剂层数按2+1模式布置，初装2层预留1层，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况(BMCR)、处理100％烟气量、SCR入口烟气氮氧化物浓度600mg/Nm³、在布置2层催化剂条件下脱硝效率≥80％。布置单层催化剂条件下每套脱硝系统设备脱硝效率均不小于50％。催化剂采用蜂窝式催化剂，主要活性成分为TiO₂、V₂O₅及WO₃。还原剂采用液氨。五台锅炉脱硝的氨区公用系统集中布置。

采用选择性催化还原法(SCR)是一种以NH₃作为还原剂将烟道中的NO_x分解成无害的N₂和H₂O的干法脱硝方法。反应的基本原理是：

4NO+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O

6NO₂+8NH₃→7N₂+12H₂O

NO+NO₂+2NH₃→2N₂+3H₂O

氨是通过氨喷射器注入到烟道与烟气混合，然后进入反应器，通过催化剂层，与NO_x发生反应。SCR系统设备安装在锅炉省煤器出口至空预器入口的烟道之间，通过上述反应减少烟气中的NO_x的浓度。

SCR反应器设备主要包括反应器壳体、催化剂、壳体内部所包含的支撑结构、烟气整流装置、密封装置等。SCR反应器进、出口设置检测平台、仪表维护平台、性能试验的测点平台、吹灰装置的运行操作平台等。

吹灰系统包括蒸汽吹灰系统(每层8台，共24台)和声波吹灰系统(每层4台，共12台)。蒸汽吹灰系统(含初装层和预留层)所有设备包括蒸汽吹灰部件、相关阀门、蒸汽及疏水管路系统、就地控制设备(含动力柜)等，蒸汽从锅炉后烟井吹灰蒸汽母管接口到蒸汽吹灰器的所有蒸汽管路系统，以及从吹灰蒸汽管疏水点到锅炉本体的疏水母管疏水系统；声波吹波包括从本炉杂用压缩空气母管至声波吹灰器的管道系统、除油和除湿装置、储气罐等。

脱硝吹灰器蒸汽可接自沿锅炉后排柱锅炉中心线处下行的空预器吹灰蒸汽管道，吹灰蒸汽接口汽源参数为：压力1.0～1.5MPa，温度300℃。

声波吹灰气等用气接杂用压缩空气系统，其参数为：压力0.6MPa。

氨喷射系统设备主要包括稀释风机、氨气/空气混合器、喷氨格栅、滤网、管道和阀门等。喷射系统设置流量调节阀，能根据烟气不同的工况进行调节。喷射系统具有良好的热膨胀性、抗热变形性和和抗振性。氨喷射系统中每台锅炉布置2套。保证氨气和烟气混合均匀，喷射系统采用耙式布置。

氨稀释系统(包括：稀释空气风机、氨/空气混合器、管道、阀门、支吊架等)。提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，依靠压差和重力流将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝装置。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。

气氨流量控制系统(包括：阀门、管道、支吊架等)，主要测量仪表，如NOx/O₂分析仪、氨逃逸分析仪、变送器等。SCR的主要设计数据见表2。

表2主要设计数据

3调试目的

通过SCR区域设备的系统调试，确保脱硝系统在锅炉启动后安全可靠的运行。对稀释风机及其系统进行调试，确保其满足SCR正常运行要求；检查SCR反应器的空气流场的均匀性；初步调整喷氨格栅节流阀，保证反应器的每个喷氨格栅流量一致；通过调试保证烟气分析仪正常工作；对吹灰器进行冷、热态试运，确保脱硝系统的吹灰器能够满足SCR催化剂正常吹灰的需要。

4火电机组SCR脱硝系统的调试方法

4.1系统的所有阀门和测点的调试

对系统的所有阀门进行检查，确保阀门安装正确，符合设计要求，阀门的KKS(电厂标识系统)编码悬挂正确无误。对电动和气动阀门，进行远方传动试验，确保在DCS(控制系统)上操作正常、开关反馈正确；供氨关断门保护功能试验无误。对调节门，要分0、25％、50％、75％、100％5个开度进行操作，确保阀门的就地指示和DCS的反馈一一对应。对系统各测点进行检查，确保测量准确，DCS显示正常。

4.2稀释风机的试运

在首次试运稀释风机前，如果进入喷氨栅格前有法兰接口，应把法兰拆开对空，利用稀释风机试运对稀释风管、混合器进行吹扫，防止异物进入喷氨格栅堵塞格栅及喷嘴。进行稀释风机管道吹扫过程中需将流量计拆除，防止损坏。检查稀释风机具备启动条件后，启动稀释风机进行试运，试运期间详细记录风机的振动、温度等参数。

在两台风机单体试运结束后，对稀释风机进行远方传动，确保风机远方动作正常，状态指示正确。

检查确认稀释风机A/B具备远方启动试运条件后，在DCS上启动稀释风机A/B。根据稀释风机A/B电流大小手动调整入口门开度，将稀释风机电流控制在额定电流以下稳定运行。检查稀释风机振动、温度等参数并记录。

4.3SCR反应系统内部检查

在SCR反应系统安装完毕后(除催化剂外)，配合安装单位对系统内部的喷氨格栅及喷嘴进行检查，并清理干净格栅及喷嘴异物，确保设备安装正确，格栅及喷嘴无异物堵塞，符合设计要求。

4.4SCR系统烟气分析仪的静态调试

配合厂家及安装单位对SCR系统烟气分析仪进行静态调试，并且尽可能利用标准气体对烟气分析仪进行标定，确保分析仪测量准确，分析仪的各个设备工作正常。

在分析仪静态调试完毕后，对分析仪的信号进行联调，使分析仪测量出来的信号能够准确的反映在DCS画面上。

4.5供氨管道吹扫及气密性试验

在首次供氨前，需对新安装的供氨管道进行吹扫和气密性试验，吹扫方法暂定为：首先将自氨区来的管道上氨气隔离阀后的新供氨管法兰拆开，再将反应区接至混合器前的供氨管道利用临时管与压缩空气罐连接，并在临时管上加装压力表，在供氨管道设计承受压力范围内(一般不大于0.5MPa)，利用压缩空气对其进行吹扫，同时，为防止供氨管道上面的流量控制阀、快关阀、流量计等仪表损坏，在进行吹管时，需将其提前拆除；待管道吹扫结束后，恢复各法兰接头以及各阀门。气密性试验方法如下：新装供氨管道吹扫结束后，首先在供氨隔离阀后的管道上开孔并加装充氮阀，再开启新装管道上的所有阀门(除离混合器最近一处的手动阀)，然后利用临时管(临时管上应装有准确的压力测量装置)在充氮阀处对新装供氨管道进行充氮，将压力提升至0.2MPa后，利用肥皂水对管道的所有接口(法兰、阀门等)进行一一查漏，对有泄漏的地方要进行处理，直至系统严密不漏为止；如无明显泄漏现象，则进行2小时以上的保压，以检查管道是否有内漏现象。此后，利用旁路管道将含有流量计段的管道隔离，再将其余管道压力提升至0.5MPa并保压2小时，同时进行检漏试验。

由于气体无水氨和空气混合的浓度在16％～25％(V/V)时，遇明火容易发生爆炸，因此新装供氨管道在通氨前要对供氨管路进行N₂置换空气。N₂置换方法是：先将气密性试验时供氨管道内的混合气压力，由排污阀对空排放直至略大于大气压力，再对供氨管道进行充N₂升压至0.2MPa，重复以上操作过程，并利用氧量计测量，直至测试供氨管道内的气体O₂含量小于3％为合格。N₂置换结束后将管道压力泄至0.15MPa左右。

4.6喷氨格栅流量调整

启动稀释风机，通过调整每个反应器喷氨格栅入口手动节流阀，使反应器对应的每个喷氨格栅的流量基本一致。如果在试验过程中，发现空气流量为零或者阀门全开后流量还是很少，就需要检查对应的喷氨格栅及喷嘴是否有堵塞现象。如有堵塞现象，要联系安装单位进行相关处理，使之工作恢复正常。

4.7吹灰系统调试

4.7.1吹灰系统的管道吹扫

蒸汽吹灰器吹扫，拆开每支吹灰器的入口法兰，做好隔离，排放口对空，然后逐一对每支吹灰器的蒸汽管道进行吹扫，吹扫至目测的蒸汽排放干净即可。

声波吹灰采用压缩空气进行吹扫，方法同上。

4.7.2吹灰器的冷态单体试转。

配合厂家及安装单位，在每台吹灰器就地启动均运行正常后，对每台吹灰器进行远方传动试验，确保每个吹灰器动作正常，状态反馈正确。如有可能，进入反应器内部，观察吹灰器的运行情况。

进行吹灰器程控试验，确保吹灰器的动作顺序正确，确认每一支吹灰器在程控启动下进退到位，故障报警正确，满足吹灰的需要。

4.7.3吹灰器热态启动调试

配合厂家及安装单位对蒸汽吹灰器进行首次热态试运。当蒸汽管道充分疏水后，可关闭疏水阀，依次在就地启动每个吹灰器进行热态运行，检查每个吹灰器进退自如，没有卡涩和漏汽现象。在热态试运过程中，需确认每个吹灰器的吹灰蒸汽压力正常，满足吹灰要求。

声波吹灰器热态试运，依次在就地启动每个吹灰器进行热态运行。在热态试运过程中，要检查每个吹灰器的吹灰压力，确保吹灰压力满足要求。

5现场调试遇到技术问题

5.1稀释风机联锁保护存在问题

在管道、阀门安装并调试完成后，稀释风机试运前，为确保设备在试运过程中的安全，先进行了设备的联锁保护试验。稀释风机的联锁保护试验内容见表3。

表3SCR系统稀释风机联锁保护试验内容

通过对稀释风机联锁保护试验发现，稀释风机启动后，氨/空气混合器前关断阀均需运行人员手动开启，如果两个关断阀同时因为等待时间过长或意外忘记开启，则易导致稀释风机憋压而受损，故建议将上述两个阀门加入稀释风机联锁启动条件中。事实上，这两个阀门无太大存在意义，在其它预建机组的脱硝系统中可以取消。

调试期间，A稀释风机起初距离附近楼梯较近，影响了正常通行，后经安装单位将楼梯侧移一定距离后，能够满足正常通行要求，为避免下台机组安装仍出现工程整改现象，建议对下台机组此处安装位置提前进行优化。

由于两侧稀释风机风量有约300m³的偏差，故通过对A侧稀释风机后手动门进行了适当调整(开度由100％降低至60％)，使两侧风量基本接近。建议在以后的运行过程中，如发现A侧风量低于B侧，则应适当增大相应手动门开度。5.2氨/空气混合器关断阀的联锁保护存在问题

表4为氨流量控制单元入口关断阀联锁保护逻辑。通过对1、2、3号机组氨/空气混合器关断阀的联锁保护关闭逻辑审查发现：

(1)联锁保护关闭条件中无气氨压力“低”引起联锁保护关的条件，为防止当供氨压力低时，如果供氨管道上逆止阀工作不正常则可能存在稀释风向供氨管道内倒灌空气而引起不安全因素，故建议在氨/空气混合器关断阀的联锁保护关闭条件中添加此项逻辑联锁保护条件；

(2)氨/空气混合器关断阀的联锁保护关闭条件中“氨蒸汽流量与稀释空气流量之比≥10％”一项中无延时，当一台稀释风机流量不足引起另一台联启过程中，由于时间偏差而导致的氨/空气混合器关断阀关闭不合理，在实际调试过程中增加5秒延时。

表4氨流量控制单元入口关断阀联锁保护

5.3供氨调节阀自动控制存在问题

该电厂1、2、3号机组脱硝系统有两套模拟量控制系统，分别是1A侧和1B侧烟气气态氨流量调节系统，通过反馈控制提供氨量，保持出口NO_x值恒定。进口NO_x浓度和烟气流量的乘积为NO_x流量信号，然后此信号与所要求的NH₃/NO_x摩尔比(取决于脱硝效率)相乘得到氨耗量信号。根据脱硝反应方程式，1摩尔NH₃与1摩尔NO_x进行反应。假定所有氨参与反应，NH₃/NO_x摩尔比为0.8时的脱硝效率可达到80％。氨喷射流量的计算公式如下：

氨喷射流量：GF×NO_x(6％O₂)×M×10m³/h

式中：GF—锅炉烟气流量(干基)，m³/h；

NO_x(6％O₂)—NOx换算为6％基氧；

M—摩尔比。

#1炉气态氨流量调节子功能组：

控制对象：氨流量调节阀

控制参数：氨流量调节阀开度

控制原理：闭环控制

相关计算公式：

1)根据给煤量计算烟气量

理论干空气量V⁰(空气过剩系数а＝1)的计算：

V⁰＝(1÷0.21)×(1.866×C_ar÷100+5.55×H_ar÷100+0.7×S_ar÷100－0.7×O_ar÷100)

＝0.0889×(C_ar+0.375×S_ar)+0.2643×H_ar－0.0333×O_ar

＝0.0889×K_ar+0.2643×H_ar－0.0333×O_ar

其中Kar＝C_ar+0.375×S_ar，C_ar、H_ar、S_ar、O_ar均与燃煤煤质有关，当锅炉燃煤一定时，理论干空气量V⁰为一常量，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干空气量V⁰的计算，其单位为m³(标准)/kg。

2)干烟气容积V_gy的计算：

V_gy＝(1.866×C_ar÷100+0.7×S_ar÷100)+(0.79×V⁰+0.8×N_ar÷100)+(а-1)×V⁰

＝1.866×(C_ar+0.375×S_ar)÷100+(0.79×V⁰+0.8×N_ar÷100)+(а-1)×V⁰

＝1.866×K_ar÷100+(0.79×V⁰+0.8×N_ar÷100)+(а-1)×V⁰

上式中K_ar＝C_ar+0.375×S_ar，C_ar、H_ar、S_ar、O_ar、N_ar均与燃煤煤质有关，空气过剩系数а取1.4(根据实际情况也可设定为其他值)，当锅炉燃煤煤质一定时，干烟气容积V_gy可通过上式计算，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干烟气容积V_gy的计算，其单位为m³(标准)/kg。

3)根据给煤量(由机组DCS发出)可计算出一台机组燃煤产生的干烟气量：

干烟气量(m³(标准)/h)＝干烟气容积(m³(标准)/kg)×给煤量(kg/h)。

一台反应器的干烟气量为一台机组的干烟气量除以2，调试时根据调试测得的两台反应器的烟气流量比进行修正。

4)NO_x换算为6％基氧公式：

NO_x(6％O₂)＝NO_x×(21-6)/(21-X),其中NO_x和X分别为仪器测得的NO_x值和氧含量，X为百分比值。

NO_x值由CEMS系统测得的NO含量值乘以1.53得到。

5)脱硝效率计算公式：

脱硝效率(％)＝(反应器入口烟道NO_X(6％O₂)含量-反应器出口烟道NO_x(6％O₂)含量)÷反应器入口烟道NO_x(6％O₂)含量×100％

采用上述的计算方法，对脱硝系统喷氨自动控制进行了优化调节。

从图1可以得出，一天中，A反应器脱硝效率比较稳定，A反应器出口NO_x浓度变化不大，表明供氨调节阀自动控制调节性能比较好，达到了反应器出口NO_x环保要求。反应器入口NO_x浓度波动比较小，炉内燃烧控制比较好。

从图2可以得出，一天中，B反应器脱硝效率比较稳定，B反应器出口NO_x浓度比较稳定，表明供氨调节阀自动控制调节性能比较好，达到了反应器出口NO_x环保要求。反应器入口NO_x浓度波动比较小，炉内燃烧控制比较好。

从图3可以得出，一天中，A、B反应器出口NO_x浓度比较稳定，表明供氨调节阀自动控制调节性能比较好，达到了反应器出口NO_x环保要求。

在脱硝系统满足环保投运要求的条件下，应尽量根据入口NO_x含量变化情况及时调整系统脱硝率，减少出现过高脱硝率的情况。否则投氨量过多，不但增加运行成本，同时容易造成氨逃逸增多，影响空预器的运行。

本发明针对某电厂1、2、3号机组SCR脱硝系统现场调试遇到的技术问题，进行了现场研究。主要结论如下：

(1)稀释风机启动后，氨/空气混合器前关断阀均需运行人员手动开启，如果两个关断阀同时因为等待时间过长或意外忘记开启，则易导致稀释风机憋压而受损，故建议将上述两个阀门加入稀释风机联锁启动条件中；

(2)联锁保护关闭条件中无气氨压力“低”引起联锁保护关的条件，为防止当供氨压力低时，如果供氨管道上逆止阀工作不正常则可能存在稀释风向供氨管道内倒灌空气而引起不安全因素，故建议在氨/空气混合器关断阀的联锁保护关闭条件中添加此项逻辑联锁保护条件；

(3)氨/空气混合器关断阀的联锁保护关闭条件中“氨蒸汽流量与稀释空气流量之比≥10％”一项中无延时，当一台稀释风机流量不足引起另一台联启过程中，由于时间偏差而导致的氨/空气混合器关断阀关闭不合理，在实际调试过程中增加5秒延时。

(4)脱硝系统自动控制以跟踪出口NO_x含量为依据，在脱硝系统满足环保投运要求的条件下，尽量根据入口NO_x含量变化情况及时调整系统脱硝率，减少出现过高脱硝率的情况。否则投氨量过多，不但增加运行成本，同时容易造成氨逃逸增多，影响空预器的运行。

本发明火电机组SCR脱硝系统现场调试方法在某电厂应用的成果，为国内同类型机组开展SCR脱硝调试运行，提供了重要的参考价值，具有较好的学术价值和工程应用价值。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。