火電廠脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施

20XX火電廠SCR脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施時間：20XXXX.XXXXXXX-CONTENTS目錄1.2注氨系統(tǒng)11.3SCR噴氨自動控制系統(tǒng)22.1氨氣供應(yīng)不足32.1.1液氨蒸發(fā)器出力不足42.1.2氨氣管道堵塞5火電廠SCR脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施華能平?jīng)霭l(fā)電廠SCR脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施1234567為降低火電廠SCR脫硝系統(tǒng)故障發(fā)生率，分析總結(jié)了故障發(fā)生的原因并進(jìn)行了相應(yīng)處理結(jié)果表明:疏通供氨系統(tǒng)管道、優(yōu)化噴氨調(diào)節(jié)閥自動調(diào)節(jié)邏輯、提高噴氨均勻能性等措施使SCR脫硝系統(tǒng)運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性得到提高火電廠脫硝系統(tǒng)噴氨調(diào)節(jié)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃(2014-2020年)》要求燃煤機(jī)組NOx排放質(zhì)量濃度在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下不高于50mg/m3據(jù)此，燃煤機(jī)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(jī)組長期安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)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(shí)用性而成為燃煤鍋爐脫硝改造的主要技術(shù)手段: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(yàn)和預(yù)防性維護(hù)知識火電廠SCR脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施123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、噴氨均勻性差等我公司6臺機(jī)組SCR脫硝系統(tǒng)發(fā)生的各類故障為例，分析歸納故障的原因及解決辦法，方便脫硝系統(tǒng)的機(jī)組缺陷處理1設(shè)備概況11.1SCR脫硝流程該電廠6臺機(jī)組均采用SCR脫硝技術(shù)，每臺機(jī)組安裝2臺SCR反應(yīng)器第1部分1.1SCR脫硝流程該電廠6臺機(jī)組均采用SCR脫硝技術(shù)，每臺機(jī)組安裝2臺SCR反應(yīng)器氨氣分配器節(jié)流孔板噴氨支管手動門鍋爐煙氣來"一分四"管接頭SCR催化劑層SCR程化劑備用層SR反應(yīng)器嘖氨格柵自機(jī)組投產(chǎn)至今，該系統(tǒng)相繼出現(xiàn)各類故障氨氣被氨稀釋風(fēng)充分混合(氨空稀釋體積比(簡稱氨空比)低于5%)再通過噴氨格柵噴入SCR脫硝系統(tǒng)入口煙道SCR脫硝流程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?dú)夂退?臺機(jī)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(jī)投入運(yùn)行液氨在氨站經(jīng)加熱制成氨氣，減壓至約0.3MPa供給SCR脫硝系統(tǒng)起源發(fā)展21.2注氨系統(tǒng)第2部分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(jì)，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(shí)現(xiàn)煙道內(nèi)寬度和深度方向噴氨量調(diào)整31.3SCR噴氨自動控制系統(tǒng)第3部分1.3SCR噴氨自動控制系統(tǒng)按原設(shè)計(jì)，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(shí)際值的偏差經(jīng)PID調(diào)節(jié)器運(yùn)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(jì)噴氨自動控制沒有引入任何前饋量，因而無法投入自動運(yùn)行在原設(shè)計(jì)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(yàn)及機(jī)組大幅變負(fù)荷時自動調(diào)節(jié)良好，但在啟停磨煤機(jī)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2典型故障分析42.1氨氣供應(yīng)不足第4部分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?yàn)楣┌毕到y(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(jìn)行故障分析52.1.1液氨蒸發(fā)器出力不足第5部分2.1.1液氨蒸發(fā)器出力不足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(jì)加熱蒸汽壓力為0.15MPa，溫度為170°C)下降時，液氨蒸發(fā)出的氨氣降低，造成供氨壓力下降我公司SCR反應(yīng)器設(shè)計(jì)有供氨壓力低自動退出的保護(hù)當(dāng)氣溫低于-7°C時，蒸發(fā)器入口蒸汽壓力不足0.1MPa，溫度僅110°C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0.5MPa(2)沿程管路保溫效果不好，溫降大，約為180K2.1.1液氨蒸發(fā)器出力不足(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(yùn)行，機(jī)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(jì)為鍋爐輔助蒸汽，且溫度不低于200°℃，而實(shí)際僅為110°C左右，無法滿足蒸發(fā)器對蒸汽的設(shè)計(jì)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?yàn)榉乐狗磻?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(jī)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2.1.1液氨蒸發(fā)器出力不足(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現(xiàn)即使大氣溫度低于-10°C，且機(jī)組負(fù)荷低于500MW時，蒸發(fā)器入口蒸汽溫度基本在220°C以上，壓力均在0.3MPa以上，蒸發(fā)器熱媒溫度能穩(wěn)定在70~80°C，完全達(dá)到運(yùn)行要求62.1.2氨氣管道堵塞第6部分2.1.2氨氣管道堵塞機(jī)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(jī)組組合、運(yùn)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經(jīng)熱控及機(jī)務(wù)現(xiàn)場試驗(yàn)，判斷供氨管路系統(tǒng)各閥門閥芯無脫落，在對阻火器進(jìn)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(jìn)行化驗(yàn)，其主要成分為Fe203及Si02為排查原因，利用氨氣檢漏儀對供氨管路系統(tǒng)進(jìn)行檢測排查，均未發(fā)現(xiàn)氨氣外漏現(xiàn)象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(jìn)行徹底吹掃2.1.2氨氣管道堵塞02/03/20241