余熱鍋爐煙氣脫硝裝置技術改造后存在問題及對策

， ，

(中國石油 寧夏石化分公司， 寧夏 銀川 750021)

中國石油寧夏石化分公司2.6 Mt/a重油催化裂化裝置中有2臺燃燒式CO余熱鍋爐，該余熱鍋爐主要作用是利用再生煙氣的余熱，再加上部分助燃瓦斯，產生中壓過熱蒸汽，蒸汽壓力3.82 MPa、溫度450 ℃。除自產部分蒸汽外，該余熱鍋爐還對催化裂化裝置7個汽包的給水進行預熱，實現余熱利用。但在余熱鍋爐運行中，余熱鍋爐煙氣NOx排放量達600 mg/m3(以NO2計，干基)，超過了國家及地方環保標準的要求。同時鍋爐爐膛溫度超溫，排煙溫度偏高，鍋爐余熱利用效率偏低。為解決這些問題，寧夏石化分公司采用選擇性催化還原(SCR)工藝對2臺燃燒式CO余熱鍋爐進行脫硝技術改造。改造后煙氣排放量雖然達到了NOx質量濃度不大于50 mg/m3、氨逃逸量不大于3 mg/m3的環保指標，但余熱鍋爐同時產生了諸多其他問題。筆者對產生的問題進行了分析評價，并提出了有針對性的解決措施[1]。

1 SCR工藝簡介

SCR煙氣脫硝工藝是指在催化劑作用下，利用還原劑(氨氣或者尿素)有選擇性地與煙氣中的NOx進行反應生成無毒、無污染的氮氣和水。SCR工藝流程見圖1。

圖1 SCR工藝流程簡圖

經稀釋風預熱模塊預熱后的風與氨氣在氨/空氣混合器內充分混合，再與煙氣一起進入余熱鍋爐脫硝床層反應器，在SCR脫硝催化劑作用下，氨氣與煙氣中的NOx發生氧化還原反應，生成N2和H2O，脫硝后的煙氣繼續經高、低溫省煤器進行回收熱量，經換熱后從爐底排出余熱鍋爐[2-8]。

2 余熱鍋爐SCR脫硝技術改造措施

寧夏石化分公司2臺余熱鍋爐脫硝技術改造措施主要包括：①在余熱鍋爐蒸發器出口布置SCR脫硝設備，主要包括稀釋風預熱器、噴氨模塊和2個脫硝反應器模塊。②將原余熱鍋爐高溫省煤器模塊、低溫省煤器上模塊和低溫省煤器下模塊移位利舊使用，重新布置在SCR脫硝設備尾部。③為節約余熱鍋爐內部空間，取消了余熱鍋爐原前置低低溫過熱器，將原光管式低溫過熱器改造為翅片管式低溫過熱器，將原2組光管式蒸發器改造為1組翅片管式蒸發器，確保余熱鍋爐蒸發器的出口煙氣溫度控制在370 ℃，滿足SCR脫硝工藝要求。④在每臺余熱鍋爐上分別新增4臺用于支撐脫硝反應器的配套耙式蒸汽吹灰器以及1臺用于提供稀釋空氣的稀釋風機。⑤根據新的受熱面布置形式改造原余熱鍋爐的吹灰系統，單臺余熱鍋爐總共改造更新激波吹灰器56臺[9-11]。

3 SCR脫硝技術改造后存在問題及對策

3.1 脫硝床層下部高、低溫省煤器管束氨鹽結晶嚴重

檢修中發現脫硝床層下部高、低溫省煤器管束附有氨鹽結晶，省煤器底部存在大量催化劑灰塵(圖2)。分析認為，由于催化劑細粉使用量大，導致2臺余熱鍋爐高、低省煤器管束積灰增多，同時加劇了鍋

圖2 余熱鍋爐爐底積灰及高低溫省煤器管束氨鹽結晶現象

爐壓力上升的趨勢，檢修前爐膛壓力最高上升到3.54 kPa和3.06 kPa。此外，脫硝入口煙氣NOx質量濃度的設計值為600 mg/m3，而調節閥設計體積流量為0～52.03 m3/h，經換算可知調節閥設計體積流量比實際要求的脫硝入口煙氣NOx質量濃度小220 mg/m3，導致氨氣注入量不易控制。為保證煙氣脫硫裝置排放煙氣中NOx質量濃度在指標范圍內，將脫硝注氨量由初始的0.35 t/d增加至0.87 t/d，進一步加劇了脫硝床層下部高、低溫省煤器的氨鹽結晶情況。

解決措施：①在原注氨調節閥旁增加小流量調節閥，以便于控制注氨量。②使用高壓水槍對高、低溫省煤器管束及底部進行清洗，清洗后2臺余熱鍋爐爐膛壓力分別降為1.31 kPa和1.7 kPa。③將脫硝注氨系統投用到自動運行模式，單臺鍋爐出口NOx質量濃度設定為20 mg/m3，盡可能減小脫硝系統氨逃逸量。④優化脫硝床層處蒸汽吹灰頻次，當經過脫硝床層的煙氣壓降為0.16～0.2 kPa時，蒸汽吹灰每天1次。當煙氣壓降高于0.20 kPa時，增加蒸汽吹灰頻次[12]。

3.2 低溫省煤器下層模塊管束泄漏[13-14]

2臺余熱鍋爐脫硝技術改造后運行1 a分別發生低溫省煤器管束泄漏現象，漏進的水使管束外壁粘附的微小催化劑顆粒越積越厚，造成鍋爐受熱面吸熱效率下降[1]。低溫省煤器模塊切除后排煙溫度也上升20 ℃左右，分別達到217 ℃和227 ℃，脫硝床層處煙氣溫度上升到420 ℃左右。SCR技術需要的反應溫度為 320～420 ℃，此時脫硝效率可達90%，催化劑使用壽命一般為3 a[2]。當反應溫度較高時，催化劑會產生燒結及結晶現象。當反應溫度較低時，反應速率下降影響脫硝率，催化劑的活性會因硫酸氫銨在催化劑表面凝結堵塞催化劑的微孔而降低。原設計是當脫硝模塊進口溫度超過420 ℃采用三取二的聯鎖自保，噴氨中斷。當排煙溫度升高時煙氣脫硫洗滌塔耗水量也開始增加，嚴重影響下一步煙氣脫硫的運行。

余熱鍋爐脫硝設備正常運行時低溫省煤器進水溫度為142 ℃，排煙溫度超過173 ℃。經過換熱后，低溫省煤器管束的管壁溫度遠高于再生煙氣的露點溫度(一般為130～150 ℃)[9]，因此管束泄漏不屬于煙氣露點腐蝕。

通過檢修發現2臺鍋爐管束泄漏部位均在箱式省煤器現場組裝焊接的焊縫處，屬于焊接缺陷。為此，將泄漏管束割除堵漏并清洗后投用，經過脫硝床層后的煙氣溫度降為360 ℃，余熱鍋爐排煙溫度降到162 ℃左右，脫硝操作恢復正常。

3.3 過熱段支撐梁溫度過高

余熱鍋爐脫硝技術改造后重新開工初期鍋爐過熱段支撐梁的溫度為200 ℃左右，運行1 a后高溫過熱段支撐梁部分區域溫度超過400 ℃。分別對2臺鍋爐支撐梁配制吹掃風線進行吹掃降溫，但效果不佳。持續高溫會導致支撐梁變形和損壞，影響余熱鍋爐的安全運行。

通過檢修，將原過熱段支撐鋼梁外部隔熱襯里整體敲除，在支撐鋼梁側面和底面加密焊接防隔熱襯里脫落保溫釘。保溫釘間距由200 mm縮小為100 mm后，對橫梁底部支模并使用隔熱耐磨C1級襯里料重新制作襯里，襯里厚度90 mm。余熱鍋爐重新投入使用后，過熱段支撐梁溫度降到200 ℃左右。

3.4 脫硝催化劑失去活性

檢修中發現2層脫硝催化劑脫落造成氨逃逸，脫硝效果降低。分析認為，耙式蒸汽吹灰器運行過程中使用的中壓蒸汽壓力過高、執行機構振動大及卡澀故障較頻繁等原因導致分布管法蘭螺栓松動斷開，過量蒸汽直接將法蘭正下方的脫硝催化劑床層破壞，使催化劑失去活性。

為保證吹灰器的正常運行，在吹灰器蒸汽入口管上新增自立式減壓閥，使蒸汽壓力降低成為低壓蒸汽。同時對所有的耙式蒸汽吹灰器分布管法蘭的上、下螺栓進行點焊，保證不再發生法蘭脫開現象[15]。

3.5 氨逃逸表和熱電偶數據不實

在脫硝設備運行時，隨著注氨量的調整，氨逃逸表數值變化較大，且數值最高達10×10-6，不能真實反映實際煙氣中氨逃逸的數值。分析認為系安裝位置問題導致激光對射存在誤差，停爐進行激光抽取式改造，選擇準確的激光檢測位置后，注氨量與理論需氨量數值基本達到一致。

根據脫硝催化劑反應溫度與實際測量溫度數值存在差距分析判斷，此測點安裝位置只能檢測到爐內局部短路未換熱煙氣的溫度，將熱電偶長度由800 mm增加到1 200 mm，測量溫度恢復正常。

4 結語

隨著對化工裝置環保指標要求的提高，影響催化裂化裝置余熱鍋爐長周期、滿負荷安全運行的問題越來越集中在煙氣尾氣排放上。SCR脫硝技術是目前世界上應用最多，且最為有效的煙氣脫硝技術，在我國得到越來越廣泛的應用。文中所述的煙氣脫硝存在問題及其改造措施具有很好的借鑒意義，可廣泛應用于煙氣脫硝設備的設計和改造中。