600MW火电机组脱硝装置分析

张红刚

（黔东火电厂，贵州镇远 557702）

600MW火电机组脱硝装置分析

张红刚

（黔东火电厂，贵州镇远 557702）

为了可持续发展，适应《火电厂大气污染物排放标准》，目前大多数火电厂都建设并投用了烟气脱硝装置。针对脱硝装置投运后可能带来空气预热器的堵灰、腐蚀、漏风增大、催化剂失效、板结等问题，本文进行了详细分析，并从设计安装和运行维护方面提出了预控措施。

可持续发展 脱硝改造 选择性催化还原法 运行稳定 预控措施

为了可持续发展，适应国家GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，黔东火电厂（2×600MW机组）在已经建成的#1、#2机组上增加了烟气脱硝装置。#1机组脱硝系统于2013年12月改造完成并投运，效果良好；#2机组脱硝系统改造于2014年6月改造完成并投运。

1 脱硝设计思路

脱硝系统采用目前世界上最成熟和可靠的选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，在典型煤种及掺烧煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下省煤器出口烟气量为2180000Nm3/h，烟气中二氧化硫浓度按11000mg/Nm3，SCR装置入口NOX浓度900mg/ Nm3、脱硝效率不小于85%。脱硝层数按2+1设置。氨逃逸浓度不大于2.28mg/m3。SO2/SO3转化率小于1.0%。脱硝设备年运行小时按5000h考虑。还原剂采用液氨。装置服务寿命为30年。

2 脱硝改造实施方案

脱硝设备布置包括二部分。脱硝设施本体布置在锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间的高含尘区域；液氨储存及氨气制备设施（简称氨区）集中布置在厂区东南部扩建端处。因脱硝改造后可能带来空气预热器的堵灰、腐蚀、漏风增大等问题，本次脱硝改造工程同时对空气预热器也进行了配套改造。空气预热器改造也分为两部分，一是对空气预热器扇形板、弧形板、蓄热元件进行改造，加大上述部件尺寸；二是对空气预热器密封进行改造，采用接触式密封形式，减少空气预热器内漏。

3 脱硝改造实施效果

应用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，可以有效降低烟气中的N OX含量，取得良好的环保效果。改造前，省煤器出口N OX浓度900-1400mg/Nm3，对环境污染比较严重，改造后实时数据显示脱硝出口烟气中NOX含量降至90～190mg/Nm3，脱硝效率在85%以上，效果明显。详细数据见表1：

4 脱硝装置改造后可能出现的影响机组正常运行的问题

增加脱硝系统后，改变了空气预热器以及整台锅炉的运行工况，会带来空气预热器的堵灰、腐蚀等问题，因此，必须对空气预热器进行配套改造。另外，考虑机组启停期间和低负荷运行时间，烟气变化对脱硝催化剂有诸多影响问题，本文对此进行了详细分析并制定了相关预控措施。

4.1 脱硝对锅炉的影响

安装SCR脱硝装置会使锅炉的散热表面积增加和烟气阻力增大，使锅炉散热量增加，影响锅炉的热效率，对空气预热器的换热和锅炉排烟温度影响很小。

4.2 脱硝对空气预热器的影响

（1）对空气预热器产生影响的原因；黔东电厂现使用燃煤含硫量高达4%，烟气中三氧化二硫含量较高，脱硝改造投运后，随着氨逃逸的产生，在烟气中形成硫酸氢氨，低温下结露后堵塞在空气预热器传热元件上。其反应式如下：

SO3与烟气中的水份生成硫酸。NH3与硫酸在酸性环境下主要形成N H4H S O4。

（2）硫酸氢氨对空气预热器运行的影响；气态或颗粒状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。相反，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。

表1

5 保证锅炉设备正常运行的预控措施

5.1 对空气预热器进行配套改造

考虑到ABS区域的特定位置及相应特性，在空气预热器的结构设计如冷端传热元件的高度选择、材质上以及清灰设施配置上提供了相应的措施。本次脱硝装置改造，同时对空气预热器进行了配套改造，将原先冷端的两层蓄热元件全部拆除，更换为一层高度为950mm的搪瓷蓄热元件并采用了易吹扫易清洗的大波纹换热片，同时安装了在线高压冲洗装置，以便及时在线冲洗，缓解积灰。

5.2 空气预热器运行维护

安装烟气脱硝系统（SCR）后对运行维护的要求如下：严格控制SCR出口NH3逃逸率，尽量控制在3ppm以下，这是保证空气预热器不堵灰的重要前提。在烟气阻力上升30%左右时，投入空预器连续吹灰，必要时对空气预热器进行在线清洗。在用高压水不能有效缓解空气预热器堵灰时，可以在停炉阶段用大流量水冲洗设备。

5.3 防止催化剂烧结现象发生

当温度上升至420℃时，会发生催化剂的烧结现象，受热损坏通常导致催化剂局部表面积减少，从而引起催化剂失活。当烟气中含有高浓度易燃成分的时候，催化剂温度将骤然提高并导致催化剂的损坏。因此在机组运行中必须合理调整锅炉燃烧工况，严格控制脱硝入口烟温在420℃以下。

5.4 催化剂防堵灰措施

（1）选择适宜的烟速，烟速控制在14-16m/s；（2）合理吹灰。采用声波吹灰器和蒸汽吹灰结合进行吹灰。（3）为了避免由于硫酸氢氨聚集引起的催化剂暂时失活，要求连续运行时脱硝入口烟温高于硫酸氢氨的露点温度320℃。（4）对氨喷入系统进行优化调整，降低氨泄漏，减少硫酸氢氨的生成量。

5.5 脱硝烟道内部防磨措施

对脱硝烟道内部易于磨损的部位进行有效的防磨施工。对弯头内壁、导流板部位迎风面进行防磨喷涂施工，对脱硝烟道内部支撑杆进行防磨（在迎风面加焊防磨角铁，再加防磨层）。

6 结语

本文根据黔东火电厂#1、2机组脱硝装置改造设计说明书和施工过程中以及投运后出现的一些问题，进行了归纳总结，希望对火电厂脱硝装置改造施工和运行维护提供一些参考，以期后续脱硝装置改造和运行维护更加完善。

张红刚（1975—），男，山西晋城人，锅炉辅机检修技师。