煤粉锅炉烟气脱硫脱硝装置达标运行分析

井 振，逄立新，刘权新

（中国石油抚顺石化公司， 辽宁 抚顺 113000）

煤粉锅炉烟气脱硫脱硝装置达标运行分析

井 振，逄立新，刘权新

（中国石油抚顺石化公司， 辽宁 抚顺 113000）

对煤粉锅炉烟气脱硫脱硝装置达标运行存在的问题进行了剖析，重点介绍了锅炉脱硫脱硝装置达标时所采取的技术保证措施。

煤粉锅炉；烟气脱硫脱硝；达标运行；分析

某公司热电厂现有5台煤粉锅炉新建或改造了脱硫脱硝装置，具体情况为：新建 10-12# 3台HG-460/9.8-YM21型锅炉，脱硫装置采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，2012年9月投用；脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，2014年5月投用。改造8-9# 2台WGZ410/9.8-16锅炉，脱硫装置采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，分别于2014年12月和2015年4月投用；脱硝装置采用低氮燃烧技术+选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，2014年12月和2015年4月投用。

1 煤粉锅炉脱硫脱硝装置达标运行存在的问题

1.1 锅炉烟气排放标准及相关要求

国家环保部2011年最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定：“自2014年7月1日起，现有（2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的）火力发电锅炉二氧化硫、氮氧化物（以NO2计）、烟尘排放标准执行100、100、30 mg/Nm3的规定”。

国家环保部《2009-2010年全国污染防治工作要点》的通知第九款中明确指出，“2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造”。“十二五”规划纲要中将氮氧化物首次列入约束性指标体系，要求减少10%。

1.2 锅炉脱硫装置达标运行存在的主要问题

10-12# 3台锅炉脱硫装置已投用30个月，从现场实际运行情况看，主要存在以下问题：

1.2.1 脱硫装置出口SO2超标

运行中在脱硫装置入口烟气SO2指标高于2 600 mg/Nm3时，脱硫装置出口烟气 SO2指标超出 100 mg/Nm3。

1.2.2 锅炉脱硫装置吸收塔泄漏

2014年9月份以来，11#炉吸收塔塔体先后出现4次泄漏，2014年11月份，12#炉吸收塔塔体出现1次泄漏。处理不及时，会造成吸收塔塔壁大面积泄漏，造成脱硫装置停运。

1.2.3 脱硫装置吸收塔起泡溢流

吸收塔出现起泡溢流后，吸收塔运行液位被迫降低，脱硫反应氧化效果不能保证，浆液中亚硫酸盐含量逐渐增高，致使浆液品质恶化。浆液起泡严重时，石膏排除泵入口浆液泡沫增加，泵出口压力降低，无法正常排除石膏，致使浆液密度逐渐上升，液位难以控制，循环浆液泵入口压力下降、气泡增多，导致循环浆液泵的出力下降、影响脱硫效率，严重时可能导致泵的气蚀。浆液溢流到烟道后，烟道积灰逐渐严重，烟道阻力增加，影响锅炉的安全运行。进入引风机壳体，造成吸风机停运，锅炉停炉。

1.2.4 热工仪表指示不准

脱硫装置运行以来，多次出现吸收塔密度计、pH计、及液位计指示不准的情况，容易造成岗位人员对吸收塔运行情况的误判断，给脱硫装置长周期平稳运行带来安全隐患。

1.3 锅炉脱硝装置达标运行存在的主要问题

10-12# 锅炉脱硝装置已投用12个月，从现场实际运行情况看，主要存在以下问题：

（1）脱硝装置喷氨量大

锅炉运行中，在脱硝入口烟气 NOx指标400～500 mg/Nm3情况下，通过提高氨气压力至0.3～0.35 MPa、开调节阀旁路措施增大喷氨量，可以保证脱硝出口NOx指标控制在100 mg/Nm3以下。根据氨区消耗量标定，单台炉平均喷氨量达 100 kg/h左右，远超设计值55 kg/h。

（2）液氨罐区不能保持氨压稳定

因为缓冲罐前氨气自力式调节阀压力不稳定，自动漂移，造成氨气压力下降，影响脱硝出口指标。

（3）氨区卸车采用金属软管连接卸车，存在安全隐患。

（4）无法实现自动喷氨，适应锅炉负荷变化能力差。

（5）氨逃逸率表准确性差，数据对生产调整无指导价值。

2 煤粉锅炉脱硫脱硝装置达标运行存在问题分析

2.1 锅炉脱硫装置达标运行存在问题分析

2.1.1 脱硫装置出口SO2超标原因分析

3台HG-460/9.8-YM21型锅炉，设计煤种含硫量为0.84%，脱硫装置入口烟气SO2指标设计值为3002 mg/Nm3。分析发现，出口烟气SO2超标主要发生在两种情况下：

（1）燃煤品种发生变化，硫含量超出1%时，脱硫装置入口烟气SO2超出设计值，超出了脱硫装置的处理能力。硫含量最大达到 2.06%，入口烟气SO2指标达4 644 mg/Nm3时。

（2）入口烟气SO2虽未超出设计值，但增加速度较快，脱硫装置的生产调节能力跟不上变化值，主要是启动浆液循环泵滞后，造成短时间超标。

2.1.2 锅炉脱硫装置吸收塔泄漏原因分析

由于吸收塔内部防腐鳞片局部涂抹的不均匀，防腐鳞片养护时间不够，在吸收塔长时间运行中，塔内防腐鳞片有局部脱硫现象，吸收塔内的浆液具有酸性，造成脱硫吸收塔塔壁酸腐蚀泄漏。

2.1.3 脱硫装置吸收塔溢流原因分析

（1）锅炉在运行过程中因投油、燃烧不充分，未燃尽成份（主要是飞灰中的部分碳颗粒或焦油）随锅炉尾部烟气进入吸收塔，造成吸收塔浆液有机物含量增加；

（2）锅炉后部除尘器运行状况不佳，烟气粉尘浓度超标，含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔后，致使吸收塔浆液重金属含量增高。重金属离子增多引起浆液表面张力增加，从而使浆液表面起泡；

（3）脱硫用石灰石中含过量MgO（起泡剂），与硫酸根离子反应参生大量泡沫；

（4）脱硫装置脱水系统或废水处理系统不能正常投入，致使吸收塔浆液品质逐渐恶化；

（5）运行过程中出现氧化风机突然跳闸，吸收塔浆液气液平衡被破坏，致使吸收塔浆液大量溢流。

（6）脱硫入口烟气 SO2浓度超过吸收塔设计值，造成吸收塔pH值下降过快，脱硫浆液处理不了过多的SO2，使塔内气体增加，产生冒泡现象。

2.1.4 热工仪表指示不准原因分析

脱硫装置表计指示不准，主要是因为维护不及时，未按照要求及时检验及更换。

2.2 锅炉脱硝装置存在问题分析

2.2.1 脱硝装置喷氨量大原因分析

（1）催化剂活性降低造成喷氨量大。

在催化剂外委检测报告中，反应烟温在360 ℃以上时，脱硝效率才可达到80%。催化剂活性对SCR系统脱硝效率具有重要的影响，它是催化剂寿命最直观的反映。催化剂活性直接影响到烟气NOX是否达标排放，同时对NH3逃逸率的影响也很大，直接关系到氨逃逸量是否超标，是否在下游空预器等设备上产生积盐等问题。催化剂活性指标对催化剂的寿命管理及催化剂的更换计划有很强的指导意义，催化剂活性指标也是运行优化与调整的依据。

（2）催化剂设计装填量偏小。

调试单位现场测量到现燃用煤种烟气量达到 60万 Nm3/h而脱硝系统设计烟气量为44万Nm3/h，相差较大，催化剂设计装填量也是按设计烟气量计算，在现运行工况下存在空间速率高，反应面积不够，烟气在催化剂表面反应时间少，反应不完全的情况。

（3）喷氨格栅喷嘴有部分堵塞，造成氨气进入烟道后混合不均匀，部分未参与反应；

（4）耙式蒸汽吹灰器吹灰效果不佳，导致催化剂堵塞，难以反应。

2.2.2 液氨罐区不能保持氨压稳定原因分析

在氨区正常运行时，自力式调节阀调节缓冲罐入口压力的灵活性明显不足。自立式调节阀为隔膜式调节阀，室外布置，频繁使用调节卡涩，阀内皮圈老化泄漏，特别是在冬季寒冷的气候下，热胀冷缩加大了调整难度。定压后经常超出定压值，需经常性调整。

2.2.3 氨区卸车采用金属软管卸车危险性分析

卸车金属软管使用中易鼓包、打折，一旦出现问题极易引起液氨大量泄漏，引发人员中毒、爆炸事故，已被国家禁止使用，安全性、恒压性差，存在较大安全隐患。

2.2.4 10-12# 3台HG-460/9.8-YM21型锅炉无法实现自动喷氨原因分析

该炉喷氨调节阀动作信号与燃煤量关联，DCS上燃料量取值点为甲乙侧称重式给煤机给量之和。直吹式锅炉可实现自动喷氨，喷氨量与燃煤量成比例关系。现煤粉炉为中储仓式制粉，喷入炉膛煤粉量无计量手段，无法实现自动喷氨。

3 煤粉锅炉脱硫脱硝装置达标存在问题整改措施

3.1 锅炉脱硫装置达标运行存在问题整改措施

3.1.1 脱硫装置出口SO2超标整改措施

（1）加强燃煤品种、成分分析管理，打好提前量，科学配煤掺烧，配备燃煤硫含量快速检测仪表，将入炉燃煤硫含量严格控制在1%以下。

（2）进行技术改造，根据吸收塔浆液密度计、pH计数据变化联动浆液循环泵，消除滞后现象。

3.1.2 锅炉脱硫装置吸收塔泄漏整改措施

加强对脱硫吸收塔塔体的检查，脱硫吸收塔发生泄漏后，及时联系检修进行封堵处理，防止腐蚀面扩大。待停炉后，对塔内防腐鳞片重新涂抹，对堵漏的地方进行彻底修补。

3.1.3 脱硫装置吸收塔起泡溢流整改措施

（1）调整吸收塔液位。确定合理的吸收塔运行液位,减小浆液溢流量,防止浆液进入吸收塔入口烟道。

（2）控制浆液和废水品质，并将石灰组分(如MgO、SiO2等)控制在要求范围内,同时,加强吸收塔浆液、废水、石灰石浆液、石灰石粉和石膏的化学分析工作,有效监控脱硫系统运行状况,发现浆液品质有恶化趋势应及时采取处理措施。

（3）在锅炉投油或除尘装置出现故障时，脱硫运行人员应积极采取措施，加强废水排放、进行浆液置换，尽量保证吸收塔浆液品质质量。

（4）当脱硫吸收塔入口 SO2浓度超过设计值时，及时联系值长，降低锅炉负荷，减少SO2入口浓度，保证吸收塔的处理能力。

（5）根据需要，从吸收塔排水坑不定期加入脱硫专用消泡剂。

（6）停运1台浆液循环泵以减小吸收塔内部浆液的扰动。

（7）降低排除石膏时的吸收塔浆液密度，加大石膏排除量，保证新鲜浆液的不断补入。

（8）坚持脱硫废水的排放，保证吸收塔内浆液的品质。

（9）运行过程中要注意氧化风机的运行状况，保证备用设备处于良好的备用状态，一旦运行风机出现问题停运，及时启动备用设备。

3.1.4 热工仪表指示不准整改措施

加强日常维护保养，及时更换可靠性高的产品。

3.1.5 脱硫装置废水产生量相对较少

废水处理装置运行负荷率相对较低，设计时可采用集中或联合废水处理，减少一次性设备投资和运行费用。

3.2 锅炉脱硝装置达标运行存在问题整改措施

3.2.1 脱硝装置喷氨量大整改措施

10-12#炉脱硝装置设计催化剂采用日立造船的进口板式催化剂，型号为NOxNON-700。每层催化剂共有36个模块，每个模块重量560 kg，每层催化剂共重20.160 t、36.9 m3。脱硝反应器设计为二加一形式，即有三层催化剂床层，正常情况下装填两层催化剂。在现有条件下再增加一层板式催化剂，加强催化剂吹灰管理，保证喷氨喷嘴畅通，可以解决喷氨量大问题。从脱硝催化剂设计选型方面，8-9#炉选用蜂窝式催化剂，使用效果优于10-12#炉板式催化剂。

在脱硝工艺路线选择方面，8-9#炉选用的低氮燃烧器+SCR工艺明显比10-12#炉单独的SCR工艺脱硝效果更好。2015年1季度8-9#炉氮氧化物（以NO2计）合格率为99.12%，高于10-12#炉的合格率为 90.27%。8-9#炉液氨耗量 42.79 kg/h，远低于10-12#炉的液氨耗量98 kg/h。

3.2.2 液氨罐区不能保持氨压稳定整改措施

将自力式调节阀更换为气动调节阀。

3.2.3 氨区卸车采用金属软管连卸车整改措施

将卸车金属软管更换为鹤臂机。

3.2.4 无法实现自动喷氨整改措施

进行技术改造，以脱硝入口NOX值及供风量为关联参数，实现喷氨量自动控制。目前WGZ410/ 9.8 -16锅炉已实现，运行效果良好。

3.2.5 氨逃逸率表整改措施

加强日常维护保养，及时更换可靠性高的产品。

4 结束语

装置正常运行时烟气实现达标排放，偶尔出现短时超标现象,2015年1季度二氧化硫、氮氧化物（以NO2计）、烟尘排放合格率分别达到99.79%、92.5%、99.79%。

［1］ GB13223-2011 火电厂大气污染物排放标准[S].

［2］ DL/T296-2011 火电厂烟气脱硝技术导则[S].

［3］ DL/T5196-2004火力发电厂烟气脱硫设计技术规程[S].

［4］范从振. 锅炉原理［M］.北京： 水利电力出版社.

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，辽宁抚顺人，高级工程师，1994年毕业于浙江大学电厂热能动力专业，研究方向：热电厂生产运行及工艺技术管理工作。E-mail：jingzhen@petrochina.com.cn。