某电厂选择性催化还原脱硝装置故障诊断

刘晓旭，苏涛，刘海杰，李丰波

（河北建投沙河发电有限责任公司，河北 邢台 055450）

根据中国电力企业联合会统计，2021 年我国煤电装机总量占总发电装机容量的46.7%，煤电发电量占总发电量的60.0%。无论是从装机规模还是从发电量上看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。然而，煤电在提供电力的同时，其产生的氮氧化物（NOx）对我国的环境空气质量也产生了负面影响。目前，机组NOx的减排技术包括低氮燃烧控制、选择性非催化还原（SNCR）技术、选择性催化还原（SCR）技术[1—3]。其中，SCR 因其脱硝效率高、技术成熟、无二次污染的优势，一直作为机组NOx减排的末端治理工艺在燃煤电厂广泛应用[4,5]。

然而，在实际运行中，SCR 装置经常出现因氨逃逸增加造成的空预器积灰堵塞问题，增加了烟风系统阻力，严重影响了机组的经济、安全及稳定运行[6,7]。因此，本文以某火电厂为例，对其脱硝系统进行诊断分析，探索故障原因并进行了优化调整，提出了改造建议，以期为我国SCR 脱硝系统精益化运行及检修提供参考。

1 机组SCR 脱硝系统介绍

某火电厂1#机组装机容量为600MW，SCR 脱硝系统为后期加装，设置了A、B 两个反应器。所用催化剂为蜂窝式，在反应器中分2 层布置，设计连续运行温度为290℃—410℃，采用声波吹灰器及蒸汽吹灰器联合吹灰方式。SCR 脱硝系统主要设计参数见表1。

表1 某电厂1#机组SCR 脱硝系统设计参数

机组运行中发现，空预器压差持续升高，而且在低负荷工况条件下，脱硝出口氨逃逸浓度超过了2.28mg/m3的设计值。为解决上述问题，对脱硝装置性能开展了系统评价，分析了流场、NOx浓度场、氨逃逸及催化剂工艺特性等关键参数。

2 脱硝装置评价方法

为了诊断脱硝装置故障，评价过程在低负荷300MW 工况下进行。流场测试位置为脱硝入口，NOx浓度场和氨逃逸测试位置为脱硝出口，均参照《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》（GB/T 16157—1996），以网格布点的方式开展测试，每侧反应器选择7 个测孔，每个测孔布置4 个采样深度，由浅入深设置为深度1—深度4。

烟气中NOx、氧气（O2）等浓度采用MRU-MGA5+型便携式红外烟气分析仪测试；逃逸氨参照《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》（DL/T 260—2012）进行采样，每个测孔采集1 个样品，并利用靛酚蓝分光光度法测定；烟气流速采用3012-H 型分析仪测试。催化剂工艺特性检测参照《火电厂烟气脱硝催化剂检测技术规范》（DL/T 1286—2021），在实验室内利用脱硝催化剂性能评价装置进行抽取催化剂样品的检测，项目包括活性和NOx最低排放控制浓度。其中，前者测定过程为：控制装置入口氨氮摩尔比为1.05，测试出口NOx浓度并经过下面公式计算获得结果；后者测定过程为：缓慢增加装置入口喷氨量，以出口氨逃逸稳定达到2.28mg/m3时的出口NOx浓度为结果。

催化剂活性计算公式：

式中，Av为催化剂的活性，m/h；C0、C分别为性能评价装置入口、出口NOx浓度，mg/m3。

3 试验结果及分析

3.1 流场测试及分析

流场能够综合反映截面的烟气流速分布情况。依据《火电厂烟气脱硝技术导则》（DL/T 296—2011），在喷氨装置上游，烟道内各处烟气流速与平均流速的偏差应不超过±15%。1#机组SCR 装置A、B 两侧反应器入口截面流场分布情况如图1 所示。经过测试发现，SCR 装置A、B 入口截面两侧平均流速分别为7.78m/s、6.72m/s，各点位置与平均流速的偏差分别为-32.52%—23.21%、-22.32%—24.24%，均超过了标准的推荐值。流速过高，一方面会缩短烟气在反应器内的停留时间，降低脱硝效率；另一方面也会加速催化剂磨损，引起催化剂活性下降；流速过低容易导致催化剂堵灰。因此，为了保证催化剂的运行效果，并减少磨损、堵灰等因素造成的催化剂寿命缩短，电厂应对烟道内部导流装置进行设计优化，改善烟气流场分布均匀性。

3.2 浓度场测试及分析

SCR 装置A、B 两侧反应器出口截面浓度场分布情况如图2 所示。可以看出，SCR 装置A、B 两侧出口NOx浓度分布极不均匀，而且均呈现中间区域浓度低、两边浓度高的趋势。整个截面平均浓度分别为28.07mg/m3、22.11mg/m3，最高浓度分别为57.18mg/m3、46.29mg/m3，最低浓度分别仅为7.15mg/m3、4.38mg/m3。经计算，两侧各位置NOx浓度与平均值的偏差为-74.53%—103.71%、-80.19%—109.36%。

图1 SCR 装置A、B 侧脱硝入口流场分布情况图

图2 SCR 装置A、B 侧脱硝出口NOx 浓度场分布情况图

SCR 装置A、B 两侧反应器出口各测孔的氨逃逸浓度测试结果如表2 所示。结果表明，两侧反应器出口大部分测孔的氨逃逸浓度均超过了2.28mg/m3的设计值，单孔最高浓度分别达到了8.81mg/m3、14.38mg/m3，截面平均值分别为4.21mg/m3、7.18mg/m3。高氨逃逸不仅增加了系统氨耗，也促使氨与烟气中的SO3反应形成高黏性的硫酸氢铵，极易在空预器冷端凝结[8，9]，这是造成空预器差压升高的直接原因。对比氨逃逸与NOx浓度分布可以看出，在NOx浓度均值低的测孔位置具有较高的氨逃逸浓度，因此推测通过调整各区域喷氨量可以适当降低出口氨逃逸浓度。

表2 SCR 装置A、B 侧出口氨逃逸浓度

3.3 催化剂检测

催化剂活性是评价催化剂性能、预估其使用寿命的关键指标。NOx最低排放控制浓度可用于脱硝运行指导和喷氨格栅调整。对新鲜催化剂和SCR 装置A、B 侧抽取的催化剂样品检测均在设计烟气条件下进行，即装置入口NOx浓度300mg/m3、SO2浓度1200mg/m3、含O2量4.82%、含湿量6%，结果如表3 所示。

与新鲜催化剂相比，SCR 装置A、B 反应器使用后的催化剂活性均明显下降，NOx最低排放控制浓度也显著升高，这可能与孔道堵塞和部分活性组分流失有关。1#机组催化剂的设计寿命为24 000h，寿命到期活性为30m/h。以活性较低的B 侧催化剂为例，虽然当前活性为32.80m/h，仍高于寿命到期值，但是由于催化剂实际投运时间不超过13 000h，其活性与设计使用时长17 000h 的催化剂活性接近，说明催化剂存在加速衰减情况。如果以当前条件继续运行，预估5000h 以后就需加装或更换催化剂。因此，电厂应根据机组实际情况，合理制定检修计划，提前进行催化剂选型，适时更换原有催化剂或加装备用层催化剂。

表3 新鲜催化剂和使用后的催化剂的活性测试结果

3.4 喷氨优化调整

根据催化剂检测结果，为使氨逃逸浓度降低至2.28mg/m3以下，脱硝出口NOx浓度应控制在35mg/m3以上。因此，以控制脱硝出口各测点位置NOx浓度不低于35mg/m3为目标，对脱硝入口喷氨格栅各支管氨气流量进行了优化调整，结果如图3 所示。调整后，SCR 装置A、B 两侧反应器出口截面NOx平均浓度分别为38.42mg/m3、41.68mg/m3，NOx浓度范围分别为32.64—54.19mg/m3、34.81—52.87mg/m3。经计算，A、B 两侧各位置NOx浓度与平均值的偏差为-15.04%—41.05%、-16.48%—26.85%，明显优于调整前结果。

图3 调整后SCR 装置A、B 侧脱硝出口NOx 浓度场分布情况图

喷氨格栅优化调整完成后，再次对SCR 装置A、B两侧反应器出口各测孔的氨逃逸浓度进行测试，结果如表4 所示。结果表明，两侧反应器出口所有测孔的氨逃逸浓度分别为1.21—2.19mg/m3、1.14—1.73mg/m3，截面平均浓度分别为1.70mg/m3、1.42mg/m3，优于设计值，解决了脱硝出口氨逃逸浓度高的问题，提升了机组运行的安全性和环保性。

表4 调整后SCR 装置A、B 两侧出口氨逃逸浓度

4 结语

通过对机组脱硝装置流场、NOx浓度场、氨逃逸及催化剂工艺特性等参数进行分析测试，掌握了300MW 工况下脱硝装置的运行特性。结果表明，流场分布偏差较高、喷氨分布不合理、催化剂活性下降是造成系统故障的主要原因。其中，SCR 装置A、B 侧入口各位置与平均流速的偏差均超过了标准±15%的推荐值，不仅降低了高流速区的脱硝效率，也增加了催化剂磨损和堵塞风险；喷氨分布不合理导致出口NOx浓度分布极不均匀，而且大部分位置的氨逃逸浓度均超过了2.28mg/m3的设计值；与新鲜催化剂相比，现役催化剂活性均明显下降，NOx最低排放控制浓度显著升高，而且催化剂存在快速衰减情况。通过优化调整喷氨格栅各支管氨气流量，可以显著改善出口NOx浓度分布，并降低氨逃逸浓度，提升机组运行的安全性和环保性。针对电厂脱硝装置现状，建议对反应器入口烟道导流及均流装置进行设计改造，提升反应器内部流速均匀性；合理制定检修计划，提前进行催化剂选型，及时更换原有催化剂或加装备用层催化剂。