SCR不成功案例2.ppt

实际燃用煤种 第五部分: 原因分析 灰尘中含有大量渣颗粒（爆米花状），随烟气进入反应器催化剂层，一方面，较大的渣颗粒与灰堵塞催化剂的通道，逐渐造成催化剂大面积堵塞，进而使得催化剂断面的流场分布极不均匀，使得局部烟气流速过高，提高了催化剂的磨损，从而导致部分催化剂模块磨损穿透，部分催化剂模块上面积灰严重。 省煤器灰斗积灰严重，造成烟气中灰渣二次携带。 第六部分：处理方案 改变煤？ 改变催化剂？ 都不改变？ 欢迎讨论！zhangqiang@ 某发电某#机组SCR装置 运行案例分析 西安热工研究院有限公司 Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd. 二○一二年八月二十三日 张 强 [博士,研究员] 报告提纲 第一部分: 机组概况 第二部分: 设计要求 第三部分: 性能保障 第四部分: 运行状况 第五部分: 原因分析 第六部分：处理方案 第一部分: 机组概况 某发电厂2×1000MW超超临界空冷燃煤机组，同期配套建设2套选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置。脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间，不设置烟气旁路，吸收剂为纯氨。脱硝工艺系统主要由烟气系统、氨喷射系统、SCR反应器、液氨储存和蒸发系统、吹灰系统等组成。 2011年11月性能验收通过。 第二部分: 设计要求 脱硝工艺采用SCR法。 脱硝效率按不小于75%设计（入口烟气NOx含量350mg/Nm3）。 脱硝系统不设置烟气旁路。 脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。 吸收剂为纯氨。 脱硝设备年利用小时按5500小时考虑，年运行小时数不小于7800小时。 脱硝装置可用率不小于98%。 装置服务寿命为30年。 由于省煤器出口设置有灰斗，故脱硝装置进出口不设置灰斗 第三部分: 性能保障 脱硝装置在性能考核试验时（附加层催化剂不投运）的NOx脱除率不小于 75% ，氨的逃逸率不大于3ppm， SO2/SO3转化率小于1%； 锅炉50%THA-100%BMCR负荷； 脱硝系统入口烟气中NOx含量 350mg/Nm3； 脱硝系统入口烟气含尘量不大于 21 g/Nm3 (干基)； NH3/NOx摩尔比不超过保证值 0.838 时。 氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。 (2) 压力损失 a）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于850Pa（不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）； b）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于1000Pa（考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。 c）化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失保证增幅不超过20%。 (3)氨耗量 在BMCR 至 50% THA负荷时，且原烟气中NOx含量为350mg/Nm3时，卖方应保证系统氨耗量。卖方应提供氨耗量随NOx浓度及变化的修正曲线。 第四部分: 运行状况 #3自2010年12月28日经过168试运，2011年4月份进行大修，8月26日修后启动。 大修期间检查脱硝装置无异常。脱硝系统投运正常。 机组启停时，根据烟温要求，投停脱硝系统。控制烟温不低于320℃，不高于420℃。不论机组启动还是停运，声波吹灰器连续运行。 脱硝系统投运期间，脱硝效率控制在75%左右。出口氮氧化物浓度控制在100mg/Nm左右。 第四部分: 运行状况 2012年2月6日机组负荷升至700MW以上，#3炉脱硝系统投运。 脱硝系统正常运行期间，满负荷运行烟气压差一般在0.5kpa左右，进入3月份，发现B侧脱硝压差逐渐上升，A侧并没有明显上升。3月4日B侧脱硝压差达到0.8kpa（技术协议要求不高于1kpa），向环保申请降低氨气供应量，供氨调门由65%关小至10%，观察一段时间压差仍不降低并且不断上升，3月7日向环保运行申请退出脱硝运行。 催化剂破损严重 催化剂层堵塞 催化剂层灰堆积严重 大颗粒灰堵塞 灰粒径6mm以上。 催化剂损坏情况 第五部分: 原因分析 电厂运行? SCR设计? 催化剂? 设计和校核煤种