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摘要：在我国能源结构中，燃煤机组发电量约占总发电量的70%左右，原煤燃烧过程中产生大量污染物，如氮氧化物、二氧化硫等，对人体、环境和生态系统危害极大。十二五以来，为满足火电厂环保达标排放要求，我国多数火力发电厂完成了脱硝、脱硫、除尘等环保设施的改造。作为重要环保设施的脱硝系统在实际运行过程中，往往会由于多方面的因素，出现一些问题，影响火电厂安全生产以及烟尘达标排放。本文作者结合自己的工作经验对火电厂脱硝系统运行中出现的问题进行分析研究，进一步提出改进的方法，从而确保脱硝系统的正常运行，为整个电厂生产的正常运行提供有利的条件。
关键词：火电厂；脱硝系统；运行
0引言
目前，氮氧化物是我国的大气污染物主要是之一，给居民生活和生活环境带来危害，造成了严重的环境污染。同时当前环境问题备受社会的关注，我们控制好污染物的来源，减少对环境的污染。作为火电厂，一定要严格执行氮氧化物的排放标准，为环境污染做出贡献，所以火电厂脱硝系统的正常运行是必要的保证。只有通过不断的发现问题、解决问题，为脱硝系统的安全经济运行奠定基础。
1脱硝技术的概述
根据氮氧化物的生成机理和对氮氧化物排放量的要求，降低燃煤电厂锅炉氮氧化物排放量的方法主要有燃烧过程中脱硝和尾部烟气脱硝两大类方法。其中燃烧过程中脱硝又可根据其作用方法和机理的不同，分为燃烧控制技术和炉内喷射技术。燃烧控制技术通过改变燃烧条件及燃烧器结构，从而实现降低氮氧化物排放的目的，其技术应用广泛、简单、经济有效，但是其脱硝效率有一定的范围。具体方法有空气分级燃烧、低氧燃烧、烟气再循环、燃料分级燃烧、浓淡偏离燃烧及采用低NOx燃烧器等。炉内喷射脱硝技术是在炉膛上部喷射还原剂，将生成的氮氧化物还原成N2的方法，比较成熟的技术是喷氨法，这种方法又称为选择性非催化还原（SNCR）脱硝法。
尾部烟气脱硝很多，根据NOx具有氧化、还原和吸附等特性，分为湿法脱硝和干法脱硝。湿法脱硝有两类，一是单纯的湿法洗涤脱硝；另一类是利用已有的脱硫系统，进行适当改造或者改变调整运行条件，达到同时实现脱硫脱硝一体化的目的。干法脱硝技术应用较多，有使用催化剂的选择性催化还原方法（SCR）、电子束照射法和电晕发电等离子体脱硫脱硝一体化技术等。
大型火力发电厂一般采用低氮燃烧器分级燃烧+选择性催化还原脱硝技术（SCR）相结合的方法，降低锅炉燃烧过程中氮氧化物的生成，满足达标排放。脱硝系统采用液氨作为还原剂，在一定的烟气温度下（一般315-420℃之间），烟气通过催化剂板催化，氮氧化物被还原成N2 。
2火电厂脱硝系统运行常见问题的分析
脱硝系统是火电厂中重要的设备之一，其安全、稳定、可靠运行直接影响着运行机组的安全及环保达标排放。然而，在脱硝系统的运行过程中，由于一些原因的影响，使其经常会出现一些问题，较为常见的有以下几方面：
2.l氨系统泄漏
液氨管路的接口位置或者阀门的泄漏是氨区最为常见的问题之一，一旦液氨发生泄漏其所造成的危害是非常严重的。液氨是一种无色液体，有强烈刺激性气味。人体吸入液氨后，会造成呼吸道粘膜刺激和灼伤，重者会气管阻塞，引起窒息或肺气肿，造成人身伤亡事故。同时当液氨泄漏的剂量达到—定程度时，还会造成大面积的环境污染，并且还有可能引起恶性爆炸事故。导致液氨泄漏的主要原因有以下两个方面：其一，阀门管道质量不合格或是垫片质量不过关；其二，操作失误导致管路压力激增从而使承压器件损坏也会引起泄漏。
2.2氨区卸氨速度缓慢
通常情况下，液氨都是在库区外由槽车负责供应，在实际操作过程中，常常会出现卸氨速度较为缓慢的情况，这样不但会使操作时间延长，而且还会一定程度上增大卸氨操作的危险性。导致卸氨速度缓慢的具体原因如下：其一，卸氨人员操作不当，在氨罐内压力尚未处于平衡状态时便急于进行操作，这样一来便会造成氨罐内的压力逆止阀误动作，并且无法及时回位，从而导致卸氨速度缓慢；其二，设备自身问题。如管路气动门故障、压缩机不正常共组等等，这样便会导致气液无法正常分离和排气不畅，从而影响卸氨速度。
2.3脱硝系统烟气流场不均匀
引起这—故障的主要原因是脱硝系统烟道结构不合理，烟气分布不均、导流板设计不合理、导流板损坏、锅炉燃烧调整存在问题或者系统阻力变化，造成烟气流量分配不均等。致使各个部位的喷氨量无法适应反应所需的氨气量，严重影响了脱硝效率。
2.4脱硝系统催化剂工作失常
引起催化剂工作失常的主要原因如下：其一，催化剂板积灰严重，声波或蒸汽吹灰器效果不佳或发生故障，吹灰间隔时间长、频次少等，从而导致催化剂模块大面积覆灰，这样一来便会造成反应接触面减小，致使脱硝效率降低；其二，催化剂表面污染，在机组启动过程中或正常运行中，没有及时吹灰，或者锅炉长时间投油稳燃，灰尘或烟气中含有重金属，催化剂中毒，活力下降，甚至失效；其三，烟温低不具备投运条件，强行投运，硫酸氢铵粘附在催化剂表面而失效；烟温过高，超过脱硝安全运行范围，催化剂烧结。其四，锅炉受热面泄漏，机组停运不及时，大量水或者水蒸汽携带到催化剂区域，造成催化剂损坏。
2.5脱硝喷氨系统自动控制、调节性能差
引起这一故障问题的主要原因如下：其一，表计故障率高，脱硝系统CEMS、氧量表、烟气流量等表计故障率高；其二，表计安装位置不合理，取样点代表性差；其三，喷氨流量阀逻辑设置不合理，缺少机组负荷、脱硝入口氮氧化物等参数变化的前馈信号。其四，脱硝CEMS定期吹扫过程中数据锁定，造成调门调节失常或大幅度波动。
2.6脱硝效率下降
引起脱硝效率大幅度下降的主要原因如下：其一，没有根据烟道断面烟气分布情况调整喷氨量；其二，液氨品质问题，如杂质过多会直接影响脱硝效率；其三，设备自身故障，如分析器显示错误等等。
3改进火电厂脱硝系统运行的方法
在设计初期就要综合考虑整个发电系统的整体影响，充分与脱硫、除尘等系统配合，使整个发电系统达到最优；定期进行试验。测量入口烟气流速、调整喷氨阀门。通过定期试验找到隐藏于系统中的缺陷；增加入口支撑及易磨损部位的防磨措施。建立健全脱硝系统各设施的运行、检修规程等管理制度。定期检修维护各类设备及自控仪表等。具体的方法如下：
3.1脱硝出口加装烟气取样枪
一般的脱硝出口取样均在脱硝出口尾部水平烟道上，此处位置不能正确的反映催化剂各个部位的真实情况。而由于脱硝催化剂层烟道纵深有近9m，所以只用一般的采样枪无法对催化剂下部的烟气流场和烟气成分按照网格法进行细致的划分取样，不能正确地反映催化剂各个位置的使用情况，因此，需要在催化剂最底层加装多台取样枪。
3.2加装除湿机
托普索公司的说明书建议在停机检修期间，保持催化剂空间内
相对湿度低于70%，这样可保证催化剂内和表面的灰尘颗粒不会变硬和豁附。因为变硬的灰尘颗粒会堵塞催化剂表面及内部微孔，导致催化剂活性降低。机组停运后，尤其是雨季进行较长时间的大小修，催化剂层整体差压会上升较多。这时在催化剂底部通入热干燥风，再在催化剂上部覆盖防雨布，使催化剂部分的空间维持在干燥状态，保证了催化剂不受潮。
3.3定期试验
对入口烟气流速进行测量，对喷氨阀门进行调整。定期试验可以找到系统存在的隐性缺陷，比如说导流板损坏造成的流速不均等。烟道导流板加强，人口支撑采用防磨护板，各易磨损部位采用补强。
3.4加强脱硝系统热控设备管理，优化自动调整逻辑，提高自动投运可靠性。
热控专业要加强脱硝系统仪表的检查和维护，确保仪表可靠投入，测量值能实时准确反映烟气各参数。同时，要优化逻辑，在调节回路里，增加负荷变化、脱硝入口氮氧化物变化的前馈信号，做到及时调整。在脱硝入口、出口CEMS吹扫测量值锁定过程中，要保持调门锁定，CEMS锁定解除后，设置调门动作速率限制，保证调门平稳调节，不至于引起参数大幅度变化。
3.5脱硝改造时应考虑脱硝的投运温度
脱硝系统由于温度限制而不能在低负荷时正常投运，这与锅炉换
热面积有关。如果机组负荷较高，脱硝入口烟气温度仍然较低，无法满足脱硝投运条件时。此问题需要脱硝设计人吊与锅炉设计人员共同解决。
4 结语
通过本文的论述，我们认识到火电厂脱硝系统正常运行的重要意义以及如何有效的确保脱硝系统正常运行，从而保证火电厂生产不被影响。今后要不断地研究和探索，更好的运用控制脱硝系统，实现超低污染排放，为保护环境做出贡献。
5参考文献
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发表于 2022-2-27 18:31:11