600MW火電機(jī)組脫硝裝置分析

張紅剛

（黔東火電廠，貴州鎮(zhèn)遠(yuǎn) 557702）

600MW火電機(jī)組脫硝裝置分析

張紅剛

（黔東火電廠，貴州鎮(zhèn)遠(yuǎn) 557702）

為了可持續(xù)發(fā)展，適應(yīng)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，目前大多數(shù)火電廠都建設(shè)并投用了煙氣脫硝裝置。針對(duì)脫硝裝置投運(yùn)后可能帶來(lái)空氣預(yù)熱器的堵灰、腐蝕、漏風(fēng)增大、催化劑失效、板結(jié)等問題，本文進(jìn)行了詳細(xì)分析，并從設(shè)計(jì)安裝和運(yùn)行維護(hù)方面提出了預(yù)控措施。

可持續(xù)發(fā)展 脫硝改造 選擇性催化還原法 運(yùn)行穩(wěn)定 預(yù)控措施

為了可持續(xù)發(fā)展，適應(yīng)國(guó)家GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，黔東火電廠（2×600MW機(jī)組）在已經(jīng)建成的#1、#2機(jī)組上增加了煙氣脫硝裝置。#1機(jī)組脫硝系統(tǒng)于2013年12月改造完成并投運(yùn)，效果良好；#2機(jī)組脫硝系統(tǒng)改造于2014年6月改造完成并投運(yùn)。

1 脫硝設(shè)計(jì)思路

脫硝系統(tǒng)采用目前世界上最成熟和可靠的選擇性催化還原法（SCR）脫硝工藝，在典型煤種及摻燒煤種、鍋爐最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下省煤器出口煙氣量為2180000Nm3/h，煙氣中二氧化硫濃度按11000mg/Nm3，SCR裝置入口NOX濃度900mg/ Nm3、脫硝效率不小于85%。脫硝層數(shù)按2+1設(shè)置。氨逃逸濃度不大于2.28mg/m3。SO2/SO3轉(zhuǎn)化率小于1.0%。脫硝設(shè)備年運(yùn)行小時(shí)按5000h考慮。還原劑采用液氨。裝置服務(wù)壽命為30年。

2 脫硝改造實(shí)施方案

脫硝設(shè)備布置包括二部分。脫硝設(shè)施本體布置在鍋爐省煤器出口與空氣預(yù)熱器入口之間的高含塵區(qū)域；液氨儲(chǔ)存及氨氣制備設(shè)施（簡(jiǎn)稱氨區(qū)）集中布置在廠區(qū)東南部擴(kuò)建端處。因脫硝改造后可能帶來(lái)空氣預(yù)熱器的堵灰、腐蝕、漏風(fēng)增大等問題，本次脫硝改造工程同時(shí)對(duì)空氣預(yù)熱器也進(jìn)行了配套改造。空氣預(yù)熱器改造也分為兩部分，一是對(duì)空氣預(yù)熱器扇形板、弧形板、蓄熱元件進(jìn)行改造，加大上述部件尺寸；二是對(duì)空氣預(yù)熱器密封進(jìn)行改造，采用接觸式密封形式，減少空氣預(yù)熱器內(nèi)漏。

3 脫硝改造實(shí)施效果

應(yīng)用選擇性催化還原法（SCR）脫硝技術(shù)，可以有效降低煙氣中的N OX含量，取得良好的環(huán)保效果。改造前，省煤器出口N OX濃度900-1400mg/Nm3，對(duì)環(huán)境污染比較嚴(yán)重，改造后實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)顯示脫硝出口煙氣中NOX含量降至90～190mg/Nm3，脫硝效率在85%以上，效果明顯。詳細(xì)數(shù)據(jù)見表1：

4 脫硝裝置改造后可能出現(xiàn)的影響機(jī)組正常運(yùn)行的問題

增加脫硝系統(tǒng)后，改變了空氣預(yù)熱器以及整臺(tái)鍋爐的運(yùn)行工況，會(huì)帶來(lái)空氣預(yù)熱器的堵灰、腐蝕等問題，因此，必須對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行配套改造。另外，考慮機(jī)組啟停期間和低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間，煙氣變化對(duì)脫硝催化劑有諸多影響問題，本文對(duì)此進(jìn)行了詳細(xì)分析并制定了相關(guān)預(yù)控措施。

4.1 脫硝對(duì)鍋爐的影響

安裝SCR脫硝裝置會(huì)使鍋爐的散熱表面積增加和煙氣阻力增大，使鍋爐散熱量增加，影響鍋爐的熱效率，對(duì)空氣預(yù)熱器的換熱和鍋爐排煙溫度影響很小。

4.2 脫硝對(duì)空氣預(yù)熱器的影響

（1）對(duì)空氣預(yù)熱器產(chǎn)生影響的原因；黔東電廠現(xiàn)使用燃煤含硫量高達(dá)4%，煙氣中三氧化二硫含量較高，脫硝改造投運(yùn)后，隨著氨逃逸的產(chǎn)生，在煙氣中形成硫酸氫氨，低溫下結(jié)露后堵塞在空氣預(yù)熱器傳熱元件上。其反應(yīng)式如下：

SO3與煙氣中的水份生成硫酸。NH3與硫酸在酸性環(huán)境下主要形成N H4H S O4。

（2）硫酸氫氨對(duì)空氣預(yù)熱器運(yùn)行的影響；氣態(tài)或顆粒狀硫酸氫氨會(huì)隨著煙氣流經(jīng)預(yù)熱器，不會(huì)對(duì)預(yù)熱器產(chǎn)生影響。相反，液態(tài)硫酸氫氨捕捉飛灰能力極強(qiáng)，會(huì)與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合，附著于預(yù)熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，造成預(yù)熱器的腐蝕、堵灰等，進(jìn)而影響預(yù)熱器的換熱及機(jī)組的正常運(yùn)行。

表1

5 保證鍋爐設(shè)備正常運(yùn)行的預(yù)控措施

5.1 對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行配套改造

考慮到ABS區(qū)域的特定位置及相應(yīng)特性，在空氣預(yù)熱器的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)如冷端傳熱元件的高度選擇、材質(zhì)上以及清灰設(shè)施配置上提供了相應(yīng)的措施。本次脫硝裝置改造，同時(shí)對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行了配套改造，將原先冷端的兩層蓄熱元件全部拆除，更換為一層高度為950mm的搪瓷蓄熱元件并采用了易吹掃易清洗的大波紋換熱片，同時(shí)安裝了在線高壓沖洗裝置，以便及時(shí)在線沖洗，緩解積灰。

5.2 空氣預(yù)熱器運(yùn)行維護(hù)

安裝煙氣脫硝系統(tǒng)（SCR）后對(duì)運(yùn)行維護(hù)的要求如下：嚴(yán)格控制SCR出口NH3逃逸率，盡量控制在3ppm以下，這是保證空氣預(yù)熱器不堵灰的重要前提。在煙氣阻力上升30%左右時(shí)，投入空預(yù)器連續(xù)吹灰，必要時(shí)對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行在線清洗。在用高壓水不能有效緩解空氣預(yù)熱器堵灰時(shí)，可以在停爐階段用大流量水沖洗設(shè)備。

5.3 防止催化劑燒結(jié)現(xiàn)象發(fā)生

當(dāng)溫度上升至420℃時(shí)，會(huì)發(fā)生催化劑的燒結(jié)現(xiàn)象，受熱損壞通常導(dǎo)致催化劑局部表面積減少，從而引起催化劑失活。當(dāng)煙氣中含有高濃度易燃成分的時(shí)候，催化劑溫度將驟然提高并導(dǎo)致催化劑的損壞。因此在機(jī)組運(yùn)行中必須合理調(diào)整鍋爐燃燒工況，嚴(yán)格控制脫硝入口煙溫在420℃以下。

5.4 催化劑防堵灰措施

（1）選擇適宜的煙速，煙速控制在14-16m/s；（2）合理吹灰。采用聲波吹灰器和蒸汽吹灰結(jié)合進(jìn)行吹灰。（3）為了避免由于硫酸氫氨聚集引起的催化劑暫時(shí)失活，要求連續(xù)運(yùn)行時(shí)脫硝入口煙溫高于硫酸氫氨的露點(diǎn)溫度320℃。（4）對(duì)氨噴入系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，降低氨泄漏，減少硫酸氫氨的生成量。

5.5 脫硝煙道內(nèi)部防磨措施

對(duì)脫硝煙道內(nèi)部易于磨損的部位進(jìn)行有效的防磨施工。對(duì)彎頭內(nèi)壁、導(dǎo)流板部位迎風(fēng)面進(jìn)行防磨噴涂施工，對(duì)脫硝煙道內(nèi)部支撐桿進(jìn)行防磨（在迎風(fēng)面加焊防磨角鐵，再加防磨層）。

6 結(jié)語(yǔ)

本文根據(jù)黔東火電廠#1、2機(jī)組脫硝裝置改造設(shè)計(jì)說(shuō)明書和施工過(guò)程中以及投運(yùn)后出現(xiàn)的一些問題，進(jìn)行了歸納總結(jié)，希望對(duì)火電廠脫硝裝置改造施工和運(yùn)行維護(hù)提供一些參考，以期后續(xù)脫硝裝置改造和運(yùn)行維護(hù)更加完善。

張紅剛（1975—），男，山西晉城人，鍋爐輔機(jī)檢修技師。