火電廠煙氣脫硝裝置對鍋爐運行的影響

吳鴻飛

（貴州粵黔電力有限責任公司 貴州盤縣 553505）

火電廠煙氣脫硝裝置對鍋爐運行的影響

吳鴻飛

（貴州粵黔電力有限責任公司 貴州盤縣 553505）

現階段我國發電廠大多以燃煤發電為主，本文以火電廠的SCR煙氣脫硝系統為例，對火電廠煙氣脫硝裝置的使用對于鍋爐運行的影響進行分析，供相關人士參考。

火電廠；煙氣脫硝；運行影響

1 引言

近些年，經濟發展迅猛，我國大型火力燃煤電廠大量興建，無論是國家環保機構，還是各發電集團都越來越重視發電廠的煙氣脫硫處理。火電廠的SCR煙氣脫硝系統的應用，使火電廠煙氣SCR脫硝系統安全、穩定、高效的運行，降低NOx排放的措施，以達到國家的排放標準，同時減少NOx的排污費，避免煙氣再加熱消耗能量，節約了所需能量，降低了生產成本，適合推廣應用。

2 火電廠的SCR煙氣脫硝系統結構介紹

火電廠的SCR煙氣脫硝系統，包括鍋爐和省煤器，所述鍋爐的出口連接有省煤器，所述省煤器的出口連接脫硝器，所述脫硝器連接空預器，所述空預器的出口通過除塵器連接脫硫裝置，所述脫硫裝置的出口連接煙囪；所述空預器的空冷入口上連接有送風機，所述空預器的空冷出口連接至鍋爐；所述省煤器與脫硝器間的管路上連接有液氨存儲及卸料系統、以及監控系統。由于采用了上述結構，增設的脫硝器，可對鍋爐排除的煙氣進行脫硝處理，從而使得鍋爐排除的煙氣在催化劑的作用下，還原劑（液氨）與煙氣中的氮氧化物反應生成無害的氮和水，從而去除煙氣中的NOx。SCR煙氣脫硝系統結構如圖1所示。

3 對SCR脫硝法產生影響的性能因素分析

3.1 脫硝催化劑

在SCR脫硝法中，脫硝催化劑最為重要，它在整體脫硝裝置中的投資成本要占到總投資的40%以上。為火電廠鍋爐配備的一般為高溫催化劑，它的催化載體為TiO2，其中的主要成分包括了WO3、V2O5等金屬氧化物，它們占據了催化劑95%以上的成分比例。之所以選擇高溫催化劑是因為它的高脫硝效率和高反應溫度（400℃），對大型火電廠鍋爐而言，高溫催化劑幾乎是必不可少的脫硝反應元素。為了達到高溫催化劑的反應需求，要將SCR脫硝反應器安置于鍋爐的高溫空氣預熱器以及省煤器中間。如此設計的另一個原因還在于高溫空氣預熱器與省煤器所處區域也是煙氣含塵量最大的區域，所以為了避免粉塵對于催化劑性能的負面影響，一定要在此區域配備脫硝反應器以保護催化劑的脫硝性能。

圖1 SCR系統結構圖

3.2 煙氣的溫度

在SCR脫硝過程中，煙氣的溫度決定了催化還原反應的速率，對催化劑的活性也有很大影響。如果煙氣溫度能維持在350～390℃，那么催化劑的活性將達到最高水平。待到煙氣溫度下降到硫酸氫銨的露點溫度230℃時，所加入的NH3還原劑與煙氣中的SO2反應生成新的硫酸氫銨，它會被冷凝于催化劑中，此時的催化劑就會暫時失去活性。而如果煙氣溫度過高高于400℃時，NH3還原劑就會與O2反應最終生成NOx，這樣不利于脫硝效果的發揮。所以在火電廠鍋爐的燃用設計方面，必須將入口煙氣的溫度控制在320～390℃之間。

3.3 SO2與SO3之間的轉化率

SO2與SO3之間的轉化率是指當煙氣流經脫硝裝置被處理后，煙氣中兩種物質的轉化比率。在轉化過程中，V2O5催化劑是最關鍵的活性物質，它能表現出較為出色的脫硝效率。從化學轉化角度講，兩種氣體之間的轉化率與溫度相關，如果煙氣溫度降至220℃以下，而且附著水蒸氣，SO3就會與NH3還原劑反應生成硫酸氫銨，硫酸氫銨在經過沉積附著于催化劑表面后就會造成催化劑的堵塞。所以不但要保證煙氣脫硝反應過程中對溫度的控制（220～390℃），還要使SO2與SO3之間的轉化率小于1%。

4 實例探析SCR聯合脫硝裝置對鍋爐運行的影響

該鍋爐型號為HG-410/9.8-YW15，采用中間倉儲式制粉系統、單汽包自然循環、固態排渣、四角切圓噴燃、Π型布置，四周布置膜式水冷壁。鍋爐爐膛為正方形，尺寸為9980mm×9980mm，頂棚管標高39000mm，汽包中心線標高42600mm。

4.1 對冷灰斗的影響

該鍋爐配套有兩個冷灰斗，灰渣通過撈渣機、碎渣機進入灰溝，經沖灰噴嘴送入渣漿池，再通過渣漿泵打到脫水倉，經脫水后運到灰場。SCR聯合脫硝系統運行1a多后，在渣斗附近有較濃的氨味，冷灰斗與密封水接觸的邊緣有大量的積灰。SCR聯合脫硝系統采用的是墻式氣力霧化噴槍，稀釋后的尿素溶液經霧化后高速噴入爐膛，高速噴入的尿素液滴對爐膛內的局部煙氣形成較強的擾動和沖擊，從而加快了煙氣中飛灰的碰撞，促使飛灰間大顆粒的形成，同時由于噴入的尿素液滴溫度較低，液滴蒸發和尿素熱解過程均降低了煙氣接觸的溫度，部分來不及熱解的尿素晶體被飛灰包裹落入灰斗中，在灰斗遇到水后再慢慢溶解于水封水中。此外，由于沖灰水采用循環利用方式，補充水為循環水和部分工業水，從而導致水封用水的尿素溶液濃度逐漸升高，氨味也隨之越來越重。對冷灰斗與密封水接觸邊緣的積灰進行物相分析可知，積灰的主要成分是CaSO4和Ca（SO4）（H2O）2。由于飛灰之間碰撞的增加及局部煙溫的下降，為煙氣中SO2與CaO的反應提供了重要的條件，更多的CaSO4生成，落入灰斗的CaSO4增加，CaSO4在水中的溶解度很低，形成大量的結晶體，結晶體附在冷灰斗表面從而增加冷灰斗表面的粘附能力，使得越來越多的積灰形成，若不及時清理，最終會導致冷灰斗被徹底封死，鍋爐排渣功能失效。

4.2 對水冷壁的影響

SCR聯合系統連續投運半年后，發現在墻式氣力霧化噴嘴的下方水冷壁彎管的位置出現泄漏，影響鍋爐的安全生產。發生泄漏的水冷壁管表面有不規則的貝殼或橢圓形狀的大小坑，呈現潰瘍狀，但并沒有腐蝕產物的聚集，其表面顯現光滑狀。墻式噴槍的前進與退出主要由其配套的步進電機來控制，為了避免噴嘴的燒壞，在設計中采用噴嘴剛好與水冷壁平齊。墻式噴嘴的噴孔為扇形，水平布置，即噴射的角度與旋轉上升的煙氣垂直，由于步進電機的重量較大，導致墻式噴嘴的重心偏向電機一側，從而造成墻式噴槍略為上翹。若噴嘴出口附近有液滴，在重力的作用下液滴將沿著噴槍外壁面回流，最終滴漏到噴嘴下方的水冷壁管面上。與高溫的煙氣相比，噴槍表面的溫度低的多，液滴的蒸發相對較慢，當液滴慢慢聚集成大液滴時，在重力作用下，就沿著壁管回流從而滴漏到下方的水冷壁管壁面。尿素在高溫下分解生成NH3和HNCO，氰酸根（NCO-）是一種還原性酸根，對水冷壁管表面的鈍化膜會產生活化腐蝕從而破壞活化膜。尿素液滴在水冷壁上會吸收煙氣中的SO2、SO3以及飛灰中氯化物，使得水冷壁上尿素液滴中硫酸根離子和氯離子濃度升高，進一步破壞水冷壁表面上的保護膜，對鋼材產生腐蝕。此外尿素溶液液滴不斷滴漏蒸發，避免了尿素液滴中鐵離子濃度過高而導致水冷壁表面形成雙電層，不斷地從鋼材陰極吸引電子，從而使陽極不斷有電子向陰極移動，而陽極上的鐵離子也就不斷移入液滴中，腐蝕不斷加劇，最終導致管壁破裂而發生泄漏。因此要避免尿素溶液附著在水冷壁上，以免對鍋爐運行帶來隱患。

4.3 對空預器的影響

鍋爐采用立式、管式空氣預熱器，分兩級與省煤器交叉布置，上級為1個行程，下級為3個行程，管材為考登鋼。SCR聯合脫硝系統連續投運1a后，在檢修期間，對低溫空預器進行了檢查，發現煙道緊臨外包墻的區域，低溫段末級空預器腐蝕較為嚴重，而遠離外包墻區域的管段則腐蝕較為輕微。對管段內壁的垢樣進行分析，結果表明垢樣主要含有硫酸根、硝酸根、氯離子、銅離子、鐵離子、鈣離子、銨根離子等。離子分析結果如圖2所示。

圖2 腐蝕垢樣離子分析

從圖2可以看出，陽離子以NH4+和Ca2+所占比例最高，陰離子中以SO42-和Cl-所占比例最高。從前面的分析可知，當NOx控制在100mg/m3以下時，NH3逃逸在5mL/m3以內。逃逸的NH3能與煙氣中的SO3發生反應生成硫酸銨和硫酸氫銨，反應如下：

在空預器的運行溫度范圍內硫酸氫銨為干燥固體粉末，對空預器的影響較小，但其粘性很強，容易在空預器的冷端沉積，因此垢樣中有銨根離子。由于鍋爐燃料為低硫煤且SCR催化劑的用量不多（GHSV約為4200h-1），煙氣中的SO3含量較低，生成的硫酸氫銨并不多，因此測得的銨根離子濃度遠低于硫酸根離子的濃度。垢樣檢測中，硫酸根的含量最高，約占59%，其腐蝕嚴重的部位位于緊靠包墻的區域，由于散熱的影響，這部分區域的溫度較低，且為空預器冷端（進風口一側），更容易發生低溫腐蝕。一方面由于SO3的含量增加，酸露點溫度升高，另一方面由于SCR系統投運時噴入更多的水汽，水蒸氣的分壓力增加，也導致煙氣中的酸露點升高。大量的硫酸鹽、亞硫酸鹽的生成，使得積灰變得越來越緊密，積灰與管子內壁反應生成硫酸鐵和亞硫酸鐵，從而對管壁造成腐蝕。SCR系統的投運進一步加劇了空預器的腐蝕，因此需要加強吹灰并盡量控制NH3的逃逸。

5 結束語

現階段我國發電廠大多以燃煤發電為主，文章介紹了一種火電廠的SCR煙氣脫硝系統。可對各個系統進行精確有效的控制，使火電廠煙氣SCR脫硝系統安全、穩定、高效的運行，降低NOx排放的措施，以達到國家的排放標準，同時減少NOx的排污費，避免煙氣再加熱消耗能量，節約了所需能量，降低了生產成本，適合推廣應用。

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X773

A

1004-7344（2016）21-0096-02

2016-7-6

吳鴻飛（1974-），男，侗族，貴州盤縣人，助理工程師，大專，主要從事工作和研究方向為火電發電廠發電運行及600MW火電機組經濟運行，脫硫，脫銷，除塵環保運行方面。