煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達標運行分析

井 振，逄立新，劉權新

（中國石油撫順石化公司， 遼寧 撫順 113000）

煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達標運行分析

井 振，逄立新，劉權新

（中國石油撫順石化公司， 遼寧 撫順 113000）

對煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達標運行存在的問題進行了剖析，重點介紹了鍋爐脫硫脫硝裝置達標時所采取的技術保證措施。

煤粉鍋爐；煙氣脫硫脫硝；達標運行；分析

某公司熱電廠現有5臺煤粉鍋爐新建或改造了脫硫脫硝裝置，具體情況為：新建 10-12# 3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐，脫硫裝置采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝，2012年9月投用；脫硝裝置采用選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，2014年5月投用。改造8-9# 2臺WGZ410/9.8-16鍋爐，脫硫裝置采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝，分別于2014年12月和2015年4月投用；脫硝裝置采用低氮燃燒技術+選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，2014年12月和2015年4月投用。

1 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達標運行存在的問題

1.1 鍋爐煙氣排放標準及相關要求

國家環保部2011年最新頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）中規定：“自2014年7月1日起，現有（2003年12月31日前建成投產或通過建設項目環境影響報告書審批的）火力發電鍋爐二氧化硫、氮氧化物（以NO2計）、煙塵排放標準執行100、100、30 mg/Nm3的規定”。

國家環保部《2009-2010年全國污染防治工作要點》的通知第九款中明確指出，“2015年年底前，現役機組全部完成脫硝改造”。“十二五”規劃綱要中將氮氧化物首次列入約束性指標體系，要求減少10%。

1.2 鍋爐脫硫裝置達標運行存在的主要問題

10-12# 3臺鍋爐脫硫裝置已投用30個月，從現場實際運行情況看，主要存在以下問題：

1.2.1 脫硫裝置出口SO2超標

運行中在脫硫裝置入口煙氣SO2指標高于2 600 mg/Nm3時，脫硫裝置出口煙氣 SO2指標超出 100 mg/Nm3。

1.2.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏

2014年9月份以來，11#爐吸收塔塔體先后出現4次泄漏，2014年11月份，12#爐吸收塔塔體出現1次泄漏。處理不及時，會造成吸收塔塔壁大面積泄漏，造成脫硫裝置停運。

1.2.3 脫硫裝置吸收塔起泡溢流

吸收塔出現起泡溢流后，吸收塔運行液位被迫降低，脫硫反應氧化效果不能保證，漿液中亞硫酸鹽含量逐漸增高，致使漿液品質惡化。漿液起泡嚴重時，石膏排除泵入口漿液泡沫增加，泵出口壓力降低，無法正常排除石膏，致使漿液密度逐漸上升，液位難以控制，循環漿液泵入口壓力下降、氣泡增多，導致循環漿液泵的出力下降、影響脫硫效率，嚴重時可能導致泵的氣蝕。漿液溢流到煙道后，煙道積灰逐漸嚴重，煙道阻力增加，影響鍋爐的安全運行。進入引風機殼體，造成吸風機停運，鍋爐停爐。

1.2.4 熱工儀表指示不準

脫硫裝置運行以來，多次出現吸收塔密度計、pH計、及液位計指示不準的情況，容易造成崗位人員對吸收塔運行情況的誤判斷，給脫硫裝置長周期平穩運行帶來安全隱患。

1.3 鍋爐脫硝裝置達標運行存在的主要問題

10-12# 鍋爐脫硝裝置已投用12個月，從現場實際運行情況看，主要存在以下問題：

（1）脫硝裝置噴氨量大

鍋爐運行中，在脫硝入口煙氣 NOx指標400～500 mg/Nm3情況下，通過提高氨氣壓力至0.3～0.35 MPa、開調節閥旁路措施增大噴氨量，可以保證脫硝出口NOx指標控制在100 mg/Nm3以下。根據氨區消耗量標定，單臺爐平均噴氨量達 100 kg/h左右，遠超設計值55 kg/h。

（2）液氨罐區不能保持氨壓穩定

因為緩沖罐前氨氣自力式調節閥壓力不穩定，自動漂移，造成氨氣壓力下降，影響脫硝出口指標。

（3）氨區卸車采用金屬軟管連接卸車，存在安全隱患。

（4）無法實現自動噴氨，適應鍋爐負荷變化能力差。

（5）氨逃逸率表準確性差，數據對生產調整無指導價值。

2 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達標運行存在問題分析

2.1 鍋爐脫硫裝置達標運行存在問題分析

2.1.1 脫硫裝置出口SO2超標原因分析

3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐，設計煤種含硫量為0.84%，脫硫裝置入口煙氣SO2指標設計值為3002 mg/Nm3。分析發現，出口煙氣SO2超標主要發生在兩種情況下：

（1）燃煤品種發生變化，硫含量超出1%時，脫硫裝置入口煙氣SO2超出設計值，超出了脫硫裝置的處理能力。硫含量最大達到 2.06%，入口煙氣SO2指標達4 644 mg/Nm3時。

（2）入口煙氣SO2雖未超出設計值，但增加速度較快，脫硫裝置的生產調節能力跟不上變化值，主要是啟動漿液循環泵滯后，造成短時間超標。

2.1.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏原因分析

由于吸收塔內部防腐鱗片局部涂抹的不均勻，防腐鱗片養護時間不夠，在吸收塔長時間運行中，塔內防腐鱗片有局部脫硫現象，吸收塔內的漿液具有酸性，造成脫硫吸收塔塔壁酸腐蝕泄漏。

2.1.3 脫硫裝置吸收塔溢流原因分析

（1）鍋爐在運行過程中因投油、燃燒不充分，未燃盡成份（主要是飛灰中的部分碳顆?；蚪褂停╇S鍋爐尾部煙氣進入吸收塔，造成吸收塔漿液有機物含量增加；

（2）鍋爐后部除塵器運行狀況不佳，煙氣粉塵濃度超標，含有大量惰性物質的雜質進入吸收塔后，致使吸收塔漿液重金屬含量增高。重金屬離子增多引起漿液表面張力增加，從而使漿液表面起泡；

（3）脫硫用石灰石中含過量MgO（起泡劑），與硫酸根離子反應參生大量泡沫；

（4）脫硫裝置脫水系統或廢水處理系統不能正常投入，致使吸收塔漿液品質逐漸惡化；

（5）運行過程中出現氧化風機突然跳閘，吸收塔漿液氣液平衡被破壞，致使吸收塔漿液大量溢流。

（6）脫硫入口煙氣 SO2濃度超過吸收塔設計值，造成吸收塔pH值下降過快，脫硫漿液處理不了過多的SO2，使塔內氣體增加，產生冒泡現象。

2.1.4 熱工儀表指示不準原因分析

脫硫裝置表計指示不準，主要是因為維護不及時，未按照要求及時檢驗及更換。

2.2 鍋爐脫硝裝置存在問題分析

2.2.1 脫硝裝置噴氨量大原因分析

（1）催化劑活性降低造成噴氨量大。

在催化劑外委檢測報告中，反應煙溫在360 ℃以上時，脫硝效率才可達到80%。催化劑活性對SCR系統脫硝效率具有重要的影響，它是催化劑壽命最直觀的反映。催化劑活性直接影響到煙氣NOX是否達標排放，同時對NH3逃逸率的影響也很大，直接關系到氨逃逸量是否超標，是否在下游空預器等設備上產生積鹽等問題。催化劑活性指標對催化劑的壽命管理及催化劑的更換計劃有很強的指導意義，催化劑活性指標也是運行優化與調整的依據。

（2）催化劑設計裝填量偏小。

調試單位現場測量到現燃用煤種煙氣量達到 60萬 Nm3/h而脫硝系統設計煙氣量為44萬Nm3/h，相差較大，催化劑設計裝填量也是按設計煙氣量計算，在現運行工況下存在空間速率高，反應面積不夠，煙氣在催化劑表面反應時間少，反應不完全的情況。

（3）噴氨格柵噴嘴有部分堵塞，造成氨氣進入煙道后混合不均勻，部分未參與反應；

（4）耙式蒸汽吹灰器吹灰效果不佳，導致催化劑堵塞，難以反應。

2.2.2 液氨罐區不能保持氨壓穩定原因分析

在氨區正常運行時，自力式調節閥調節緩沖罐入口壓力的靈活性明顯不足。自立式調節閥為隔膜式調節閥，室外布置，頻繁使用調節卡澀，閥內皮圈老化泄漏，特別是在冬季寒冷的氣候下，熱脹冷縮加大了調整難度。定壓后經常超出定壓值，需經常性調整。

2.2.3 氨區卸車采用金屬軟管卸車危險性分析

卸車金屬軟管使用中易鼓包、打折，一旦出現問題極易引起液氨大量泄漏，引發人員中毒、爆炸事故，已被國家禁止使用，安全性、恒壓性差，存在較大安全隱患。

2.2.4 10-12# 3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐無法實現自動噴氨原因分析

該爐噴氨調節閥動作信號與燃煤量關聯，DCS上燃料量取值點為甲乙側稱重式給煤機給量之和。直吹式鍋爐可實現自動噴氨，噴氨量與燃煤量成比例關系?，F煤粉爐為中儲倉式制粉，噴入爐膛煤粉量無計量手段，無法實現自動噴氨。

3 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達標存在問題整改措施

3.1 鍋爐脫硫裝置達標運行存在問題整改措施

3.1.1 脫硫裝置出口SO2超標整改措施

（1）加強燃煤品種、成分分析管理，打好提前量，科學配煤摻燒，配備燃煤硫含量快速檢測儀表，將入爐燃煤硫含量嚴格控制在1%以下。

（2）進行技術改造，根據吸收塔漿液密度計、pH計數據變化聯動漿液循環泵，消除滯后現象。

3.1.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏整改措施

加強對脫硫吸收塔塔體的檢查，脫硫吸收塔發生泄漏后，及時聯系檢修進行封堵處理，防止腐蝕面擴大。待停爐后，對塔內防腐鱗片重新涂抹，對堵漏的地方進行徹底修補。

3.1.3 脫硫裝置吸收塔起泡溢流整改措施

（1）調整吸收塔液位。確定合理的吸收塔運行液位,減小漿液溢流量,防止漿液進入吸收塔入口煙道。

（2）控制漿液和廢水品質，并將石灰組分(如MgO、SiO2等)控制在要求范圍內,同時,加強吸收塔漿液、廢水、石灰石漿液、石灰石粉和石膏的化學分析工作,有效監控脫硫系統運行狀況,發現漿液品質有惡化趨勢應及時采取處理措施。

（3）在鍋爐投油或除塵裝置出現故障時，脫硫運行人員應積極采取措施，加強廢水排放、進行漿液置換，盡量保證吸收塔漿液品質質量。

（4）當脫硫吸收塔入口 SO2濃度超過設計值時，及時聯系值長，降低鍋爐負荷，減少SO2入口濃度，保證吸收塔的處理能力。

（5）根據需要，從吸收塔排水坑不定期加入脫硫專用消泡劑。

（6）停運1臺漿液循環泵以減小吸收塔內部漿液的擾動。

（7）降低排除石膏時的吸收塔漿液密度，加大石膏排除量，保證新鮮漿液的不斷補入。

（8）堅持脫硫廢水的排放，保證吸收塔內漿液的品質。

（9）運行過程中要注意氧化風機的運行狀況，保證備用設備處于良好的備用狀態，一旦運行風機出現問題停運，及時啟動備用設備。

3.1.4 熱工儀表指示不準整改措施

加強日常維護保養，及時更換可靠性高的產品。

3.1.5 脫硫裝置廢水產生量相對較少

廢水處理裝置運行負荷率相對較低，設計時可采用集中或聯合廢水處理，減少一次性設備投資和運行費用。

3.2 鍋爐脫硝裝置達標運行存在問題整改措施

3.2.1 脫硝裝置噴氨量大整改措施

10-12#爐脫硝裝置設計催化劑采用日立造船的進口板式催化劑，型號為NOxNON-700。每層催化劑共有36個模塊，每個模塊重量560 kg，每層催化劑共重20.160 t、36.9 m3。脫硝反應器設計為二加一形式，即有三層催化劑床層，正常情況下裝填兩層催化劑。在現有條件下再增加一層板式催化劑，加強催化劑吹灰管理，保證噴氨噴嘴暢通，可以解決噴氨量大問題。從脫硝催化劑設計選型方面，8-9#爐選用蜂窩式催化劑，使用效果優于10-12#爐板式催化劑。

在脫硝工藝路線選擇方面，8-9#爐選用的低氮燃燒器+SCR工藝明顯比10-12#爐單獨的SCR工藝脫硝效果更好。2015年1季度8-9#爐氮氧化物（以NO2計）合格率為99.12%，高于10-12#爐的合格率為 90.27%。8-9#爐液氨耗量 42.79 kg/h，遠低于10-12#爐的液氨耗量98 kg/h。

3.2.2 液氨罐區不能保持氨壓穩定整改措施

將自力式調節閥更換為氣動調節閥。

3.2.3 氨區卸車采用金屬軟管連卸車整改措施

將卸車金屬軟管更換為鶴臂機。

3.2.4 無法實現自動噴氨整改措施

進行技術改造，以脫硝入口NOX值及供風量為關聯參數，實現噴氨量自動控制。目前WGZ410/ 9.8 -16鍋爐已實現，運行效果良好。

3.2.5 氨逃逸率表整改措施

加強日常維護保養，及時更換可靠性高的產品。

4 結束語

裝置正常運行時煙氣實現達標排放，偶爾出現短時超標現象,2015年1季度二氧化硫、氮氧化物（以NO2計）、煙塵排放合格率分別達到99.79%、92.5%、99.79%。

［1］ GB13223-2011 火電廠大氣污染物排放標準[S].

［2］ DL/T296-2011 火電廠煙氣脫硝技術導則[S].

［3］ DL/T5196-2004火力發電廠煙氣脫硫設計技術規程[S].

［4］范從振. 鍋爐原理［M］.北京： 水利電力出版社.

Analysis on Normal Operation of Flue Gas Desulfurization and Denitrification Device of Pulverized Coal Boiler

JING Zhen，PANG Li-xin，LIU Quan-xin
（PetroChina Fushun Petrochemical Company, Liaoning Fushun 113000，China)

Existing problems in the operation of flue gas desulfurization and denitrification device of the pulverized coal boiler were analyzed, and the technical measures to ensure normal operation of the device were introduced.

Pulverized coal boiler; Flue gas desulfurization and denitrification; Standard operation; Analysis

X 933

A

1671-0460（2015）08-1918-03

2015-06-15

井振（1972-），男，遼寧撫順人，高級工程師，1994年畢業于浙江大學電廠熱能動力專業，研究方向：熱電廠生產運行及工藝技術管理工作。E-mail：jingzhen@petrochina.com.cn。