脱硝运行规程

QB宁夏能源铝业临河发电有限公司企业标准QJ/LHFD-101.02-11-2010350MW火力发电机组脱硝运行规程2010年9月30日发布2010年10月30日实施临河发电有限公司发布前言为确保临河发电公司一期2×350MW超临界燃煤机组按时投产发电，满足生产调试、机组运行工作的需要，控制氮氧化物排放，改善环境质量，保障人民健康，规范运行操作和设备维护工作，保证人身和设备安全，促进中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司持续、健康发展，制定本规程。本规程主要依据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《火电厂大气污染物排放标准》、《火力发电机组烟气脱硝系统运行维护管理标准》、《防止电力生产重大事故的25项重点要求》等相关内容，及临河发电一期设计资料、设备制造/供应方提供的使用、安装、运行维护操作说明书，同时参考其它发电企业脱硝系统的相关资料进行编写。考虑到脱硝系统的特殊性和员工对脱硝系统的认识较浅这两方面实际，本规程在描述脱硝系统运行、维护等规范性内容的同时，对脱硝常识亦进行了详尽阐述。受编者水平限制，加之资料不完整、编写时间紧，规程中存在有不妥或错误，希理解，并希望在实际执行、运行中提出改进、修改意见，以期逐步完善本规程。本规程的附录一、附录二、附录三、附录四、附录五均为资料性附录。下列人员应熟悉本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师；安全监察部、发电运行部、工程管理部、生产技术部主任、副主任；设备维护部、燃化除灰部主任、副主任、专工；发电运行部和燃化除灰部各岗位运行人员。本规程由燃化除灰部提出并归口管理。本规程由燃化除灰部负责起草及修编。本规程由燃化除灰部负责解释。本规程编写人：杨文志路书亮蒋海潮郭海泉本规程审核人：史铁明许永红本规程批准人：王亚军目录第一章烟气脱硝工艺概述………………………………………………3～71.1脱硝工艺一般性原理……………………………………………………31.2SCR工艺描述………………………………………………………………4第二章临河发电一期工程脱硝系统介绍………………………………82.1脱硝系统设计技术依据…………………………………………………82.2影响SCR脱硝因素………………………………………………………82.3煤质、灰份和点火油资料………………………………………………82.4装置的工艺流程…………………………………………………………9第三章脱硝系统运行操作与调整……………………………………13～253.1系统概述…………………………………………………………………133.2氨区主要设备介绍………………………………………………………133.3SCR区主要设备…………………………………………………………143.4脱硝装置的启停及正常操作……………………………………………163.5脱硝装置试运行规定……………………………………………………19第四章日常检查维护…………………………………………………26～294.1警报指示检查……………………………………………………………264.2脱硝装置控制台检查……………………………………………………264.3观察记录器………………………………………………………………264.4观察化学分析装置………………………………………………………264.5巡检的检查项目…………………………………………………………264.6检修时的注意事项………………………………………………………274.7定期检查和维护…………………………………………………………284.8氨处置注意事项…………………………………………………………29第五章常见故障分析及处理………………………………………………30附录一：奥利牌VEP---NH3系列氨气气化器操作手册………………31～33附录二：液氨气化器控制说明…………………………………………34～38附录三：稀释空气风机的安装、使用和维护………………………………39附录四：附录四：吹灰器及介质参数………………………………………40附录五：设备规格……………………………………………………………41第一章烟气脱硝工艺概述1.1脱硝工艺一般性原理1.1.1氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式：N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5，其中NO和NO2是重要的大气污染物。我国氮氧化物的排放量中70％来自于煤炭的直接燃烧，电力工业又是我国的燃煤大户，因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。研究表明，煤中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。控制NOx排放的技术措施可分为一次措施和二次措施两类：一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量（如采用低氮燃烧器）；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除（如SCR）。烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，应用较多的有选择性催化还原法（Selectivecatalyticreduction，以下简称SCR）和选择性非催化还原法（Selectivenon-catalyticreduction，以下简称SNCR）。其中，SCR的脱硝率较高。SCR的发明权属于美国，日本率先于20世纪70年代实现其商业化应用。目前该技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。日本有93%以上的烟气脱硝采用SCR，运行装置超过300套。我国火力发电厂普遍采用SCR技术进行脱硝。烟气中NOx主要含量为NO，有极少量的NO2。环保监测以NO2的排放为重点。1.1.2选择性非催化还原法（SNCR），是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素，将NOx还原为N2和H2O。还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道（900℃～1000℃），在NH3/NOx摩尔比2～3情况下，脱硝效率30％～50％。在950℃左右温度范围内，反应式为：4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O（式1——1）当温度过高时，会发生如下的副反应，又会生成NO：4NH3+5O2→4NO+6H2O（式1——2）当温度过低时，又会减慢反应速度，所以温度的控制是至关重要的。该工艺不需催化剂，但脱硝效率低，高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性，使该工艺应用时变得较复杂。在同等脱硝率的情况下，该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺，从而使NH3的逃逸量增加。1.1.3对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O（式1——3）2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O（式1——4）通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200～450℃的范围内有效进行。在NH3/NOx为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。在反应过程中，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。4NH3+5O2→4NO+6H2O（式1——5）选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。然而在催化剂的作用下,烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3,其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。在有水的条件下,SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵(NH4HSO4)与硫酸铵【(NH4)2SO4】等一些不希望产生的副产品。其副反应过程为:2SO2+1/2O2→2SO3（式1——6）2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4（式1——7）NH3+SO3+H2O→NH4HSO4（式1——8）1.2SCR工艺描述1.2.1SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。核心区域是反应器，内装催化剂。外运来的液氨储存在氨储存罐内，通过氨蒸发槽蒸发为氨气，并将氨气通过喷氨格栅（AIG）的喷嘴喷入烟气中与烟气混合，再经静态混合器充分混合后进入催化反应器。当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。1.2.2在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是每种催化剂特有的性质，因此烟气温度直接影响反应的进程；而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行；同时反应需要氧气的参与，当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值，但氧浓度不能过高；氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数，实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统，反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸，NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加，在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值；另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降，催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行，必须加以有效控制。1.2.3催化剂催化剂是SCR技术的核心。SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命，其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。催化剂的失活分为物理失活和化学失活。典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属（如Na、K、Ca等）和重金属（如As、Pt、Pb等）引起的催化剂中毒。碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面，金属氧化物（如MgO、KaO等）中和催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。1.2.3.1SCR催化剂类型及其使用温度范围:催化剂氧化钛基催化剂氧化铁基催化剂沸石催化剂活性碳催化剂温度范围270～400℃380～430℃300～430℃100～150℃1.2.3.2SCR催化剂的选取是根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NOx浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。氧化钛基催化剂的基体成分为活性TiO2,同时添加增强活性的V2O5金属氧化物,在需要进一步增加活性时通常还要添加WO3。此外,还需添加一些其他组分以提高抗断裂和抗磨损性能。根据烟气中SO2的含量,氧化钛基催化剂中V2O5组分的含量通常为1%～5%,在燃用高硫煤时,为了控制SO2向SO3的转化率,V2O5的含量通常不超过2%。TiO2具有较高的活性和抗SO2的氧化性。V2O5是重要的活性成分,催化剂的V2O5含量较高时其活性也高,因此脱硝效率较高,但V2O5含量较高时SO2向SO3的转化率也较高。添加WO3则有助于抑制SO2的转化,可将SO2的转化率控制在1%以下。1.2.3.3燃煤电厂锅炉SCR催化剂的主流结构形式有平板式和蜂窝式2种。平板式催化剂通常采用金属网架或钢板作为基体支撑材料,制作成波纹板或平板结构,以氧化钛(TiO2)为基体,加入氧化钒(V2O5)与氧化钨(WO3)活性组分,均匀分布在整个催化剂表面,将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。蜂窝式催化剂则是将氧化钛粉(TiO2)与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中,按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料,采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元,最后组装成标准规格的催化剂模块。平板式与蜂窝式催化剂通常是制作成独立的催化剂单元,由若干个催化剂单元组装成标准化模块结构,便于运输、安装与处理。平板式催化剂的板间距与蜂窝式催化剂的孔径主要根据飞灰特性确定。与蜂窝式催化剂相比,平板式催化剂不易发生积灰与腐蚀,常用于高飞灰烟气段布置，但平板式催化剂由多层材料构成,涂在其外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落；此外,其活性表层也容易受到磨损。SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设