某廠脫硝系統故障分析及處理措施

劉大利

（大唐保定熱電廠，河北 保定 071051）

某廠脫硝系統故障分析及處理措施

劉大利

（大唐保定熱電廠，河北 保定 071051）

通過對某廠脫硝催化劑失效情況進行分析，找出催化劑失效原因，為其他電廠總結出寶貴經驗。

脫硝 催化劑 環保

1 前言

某電廠鍋爐為東方鍋爐(集團)股份有限公司超高壓、自然循環汽包爐、單爐膛、一次中間再熱、單鍋筒型結構、四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼結構構架、懸吊結構、半露天布置燃煤鍋爐，采用低氮氧化物燃燒技術。

脫硝系統改于2013年9月開工建設，12月19日通過168試運。脫硝系統采用選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，鍋爐尾部煙道內設四組SCR反應器按照 2＋1層設計；催化劑選用催化劑廠家株式會社蜂窩式催化劑；SCR反應區布置在鍋爐高溫段空氣預熱器出口和省煤器之間，還原劑為尿素，尿素制取氨氣采用熱解工藝；催化劑采用聲波和蒸汽聯合吹掃方式。

脫硝系統投入運行不到一年，因環保指標達不到國家標準，停機進行檢查，發現脫硝系統催化劑失效。

2 脫硝系統簡介

2.1某廠機組脫硝系統工藝流程布置

為滿足催化劑最佳反應溫度要求，機組SCR反應器布置在高溫空氣空預器與省煤器之間，每側SCR反應區分為兩個室，中間布置一次風熱風道。高溫空氣空預器出口煙溫控制在300℃-350℃之間，煙氣通過高溫空氣空預器下喇叭口和均流板進入反應器

2.2某電廠機組脫硝系統部分設計參數：

燃煤收到基高位發熱值：20.99 MJ/kg

SCR入口煙塵濃度：40g/Nm3

SCR入口SO2濃度：4030 mg/Nm3

SCR入口NOX濃度：500 mg/Nm3

脫硝效率：>82%

NH3 逃逸率：3ppm

3 脫硝系統投運后運行情況及出現的問題

3.1運行中甲乙側氮氧化物參數存在偏差

該廠脫硝系統自投運以來甲乙側脫硝出口氮氧化物就存在偏差，2013年 12月月度平均值甲側為80 mg/Nm3、而乙側為115 mg/Nm3，兩側差值35 mg/Nm3。隨著運行時間的推移，脫硝甲乙兩側出口氮氧化物排放濃度偏差值越來越大，同時從2014年3月底，凈煙氣氮氧化物開始間斷性超標（超標幅度在5-10%左右）。期間電廠組織對尿素質量、尿素溶液濃度、噴槍、氮氧化物表計、氧量表計、噴氨格柵、吹灰系統、煤質、燃燒調整方式等進行了檢查，并對存在的問題采取了相應措施，雖然一定程度上抑制了氮氧化物超標排放情況，但始終沒有解決甲乙側脫硝出口氮氧化物偏差大的問題。

3.2吹灰器運行情況

脫硝系統投入后，聲波吹灰器連續運行。蒸汽吹灰每天白班吹灰一次。9月28日停機后檢查乙側催化劑堵灰嚴重，10月8日機組啟動后發現甲乙兩側出口氮氧化物偏差達95 mg/Nm3，采取增加蒸汽吹灰頻次，每班蒸汽吹灰一次，但氮氧化物偏差依舊未解決。

3.3機組爆管后催化劑檢查情況

該廠2013年1月5日乙側省煤器泄露一次（省煤器布置在催化劑下），停爐檢查未發現催化劑有異常。2014年6月24日因后包墻水冷壁管泄露停機檢修，停機后對催化劑區域情況進行了檢查，未發現有塌陷或堵塞、積灰現象。考慮到水冷壁管爆管后水蒸氣對催化劑的影響，7月份送催化劑樣品到催化劑廠家株式會社進行檢測。脫硝率72%正常（新試樣73%），檢測結論催化劑效率正常。

3.4機組停運后對催化劑的處理

2014年9月28 日，機組停備消缺，停備期間檢查發現SCR反應區催化劑有積灰堵塞現象，電廠采用真空吸灰裝置對催化劑進行了吸灰處理。10月8日投入運行，投運后發現脫硝裝置性能進一步下降，凈煙氣氮氧化物排放接近上限值，間斷性超標次數明顯增加。

2014年11月2 日，按照該省關于APEC期間保證空氣質量措施要求，機組停備。機組停運后打開SCR反應器發現催化劑層上鋼絲網上有塊狀積灰物（取樣送河北電科院化驗，含大量NH4HSO4），催化劑堵塞嚴重。電廠聯系催化劑廠家提供催化劑積灰處理辦法，按照催化劑廠家提供的吹灰指導手冊，組織人員將催化劑逐層取出，利用壓縮空氣（0.6Mpa）進行吹掃清理工作，期間催化劑廠家派專人到現場進行指導。清灰期間采取了塑料布包裹的防潮措施（見圖6）。11月13日機組啟動，脫硝投入運行后發現凈煙氣NOx排放超過200mg/Nm3，增大噴氨量和調整燃燒參數，氮氧化物依然沒有降低跡象，匯報河北公司后停機分析處理。3.5測試結果

11月2日機組停運后電廠取催化劑試樣送第三方進行檢測，部分項目檢測結果如下：

催化劑比表測試：固化端為43.42 m2/g、非固化端為53.87 m2/g

機械強度：軸向強度為1.628MPa、徑向壓強為：0.232MPa

催化劑堵塞堵塞率：13.99%

催化劑脫硝效率：79.2%

催化劑活性K0值：29Nm/h

氨逃逸率：18ppm

通過檢測結果，機組催化劑微觀比表面積為43.42m2/g，較正常值（波紋板式催化劑在50 m2/g左右）明顯減??；催化劑活性K0值為29 Nm/h，較出廠35 Nm/h明顯降低，已經不能滿足繼續使用條件。機組脫硝系統實際運行中熱解爐尿素溶液噴槍已調至最大值，但凈煙氣氮氧化物濃度遠大于排放限值。由此判斷催化劑性能降低或者部分失效

4 脫硝催化劑失效原因分析

4.1正常運行噴氨量過大，氨逃逸高

電廠聯系河北電研院分別測試了甲A、乙C、乙D三臺反應器的出口NOx濃度場，從測試結果看，甲A反應器出口NOx濃度分布較為均勻，乙側反應器出口部分位置的NOx濃度高，即實際出口NOx濃度分布情況較測試結果更差。經過甲、乙兩側脫硝出口氨逃逸測試結果看，乙側各個測孔的逃逸氨濃度均很高，范圍為34～62ppm，即乙側出口NOx濃度偏高并不是由于供氨量不足造成的；甲側的逃逸氨濃度相對較低，但是部分位置仍然超過了3ppm的設計要求；甲、乙兩側的逃逸氨濃度大大增加了空預器積灰堵塞以及腐蝕風險，嚴重影響了機組的安全穩定運行。同時，通過氨逃逸測試結果，可以推斷出反應器內部存在煙氣短路或者催化劑失活情況。但為保證環保指標要求，電廠不得不繼續采取加大噴氨量的方法來降低氮氧化物的排放，長期運行后形成了惡性循環。

4.2受熱面爆管影響

受熱面爆管機組事故停運時，依照原處理方式是保留引風機運行抽出爐內蒸汽，由于催化劑布置在鍋爐尾部豎井，尤其是水冷壁和過熱器爆管后，難免會有濕蒸汽通過催化劑，增加了催化劑粘結細灰的可能性，減少了催化劑本身的比表面積，降低了催化劑的活力。

4.3蒸汽吹灰過于頻繁

一般情況下，蒸汽吹灰作為聲波吹灰器的輔助，只有聲波吹灰器故障或發現催化劑積灰較嚴重時，才進行蒸汽吹灰。因為吹灰蒸汽的參數及吹灰部位的煙氣參數都不是很高，蒸汽進入和細灰混合，當氨逃逸率升高時，會大大增加硫酸氫銨的生成，生成的硫酸氫銨附著在催化劑表面，使催化劑的活力降低。

4.4停機檢修催化劑的吹掃方法不對

因為該催化劑的強度較低，采用壓縮空氣進行吹掃而不是采用負壓吸附，有可能造成催化劑小孔堵灰，減少了催化劑的比表面積。同時用壓縮空氣進行吹掃，降低了催化劑的強度，減少了催化劑的使用壽命。

4.5運行過程中催化劑入口煙溫較低

機組脫硝投運以來，鍋爐尾部煙道SCR反應區煙氣溫度甲側在330℃，乙側在310℃左右，低于催化劑最佳反應溫度（330～380℃）

4.6空預器風溫較低

機組脫硝系統SCR反應器布置在高溫管式預熱器與省煤器之間，而噴氨格柵布置在高溫預熱器前。由于機組運行時高溫預熱器風側進口風溫在200℃左右，管壁溫度低，為生成NH4HSO4創造了條件，煙氣中的SO3和噴入的氨在管式預熱器管壁上能形成NH4HSO4并附著在高溫預熱器管壁，導致煙氣側NH4HSO4與灰塵粘附在一起在管內壁上形成一層硬殼狀物質。附著在管壁的NH4HSO4隨著溫度場變化（升降負荷）發生脫落，碎片進入催化劑孔洞堵塞煙氣通道。形成積灰堵塞催化劑活性物質的微孔，減少催化劑微光比表面積，同時造成其他區域煙氣流速增大，導致催化劑層表面沖刷磨損嚴重，造成催化劑效能下降。

5 防止催化劑失效應采取的措施

二、機組正常運行時打開熱風再循環門（有暖風器的投入暖風器），提高進入高溫預熱器的風溫。

三、嚴格控制噴氨量，按照設計并依據SCR出口NOx濃度調整SCR脫硝系統噴氨量，嚴格控制氨逃逸不大于3%。如環保指標仍不合格，不應采取加大噴氨量的方法，應及時調整機組負荷和燃燒，降低機組負荷以減少脫硝系統的壓力。

四、設計時應考慮防止SCR反應區流場分布不均的情況，通過試驗拿出解決方案。

五、設計時考慮SCR反應器煙溫區域，防止低負荷時由于煙溫低生成硫酸氫銨附著物，并防止高負荷時燒壞催化劑。

六、設計應充分考慮聲波吹灰器的覆蓋范圍，防止有死角造成催化劑積灰堵塞、磨損。蒸汽吹灰作為輔助盡量不投入，只作定期試驗。

七、鍋爐受熱面爆管后的催化劑保護目前是個難點，各廠應做好防范措施防止爆管。

6 結論

該廠最后更換了全部催化劑，現運行良好。為防止催化劑失效造成不必要的損失，各廠應吸取經驗教訓，嚴格按照規程制度進行操作，同時加強缺陷處理，防止設備損壞、鍋爐爆管造成的催化劑失效。

TU723

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1007-6344（2015）02-0078-02

于超（1989.02）男 助理工程師 專業方向：建筑電氣