某厂脱硝系统故障分析及处理措施

2015-04-10刘大利

四川水泥 2015年2期

关键词：积灰吹灰预热器

刘大利

（大唐保定热电厂，河北保定 071051）

某厂脱硝系统故障分析及处理措施

刘大利

（大唐保定热电厂，河北保定 071051）

通过对某厂脱硝催化剂失效情况进行分析，找出催化剂失效原因，为其他电厂总结出宝贵经验。

脱硝催化剂环保

1 前言

某电厂锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司超高压、自然循环汽包炉、单炉膛、一次中间再热、单锅筒型结构、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢结构构架、悬吊结构、半露天布置燃煤锅炉，采用低氮氧化物燃烧技术。

脱硝系统改于2013年9月开工建设，12月19日通过168试运。脱硝系统采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，锅炉尾部烟道内设四组SCR反应器按照 2＋1层设计；催化剂选用催化剂厂家株式会社蜂窝式催化剂；SCR反应区布置在锅炉高温段空气预热器出口和省煤器之间，还原剂为尿素，尿素制取氨气采用热解工艺；催化剂采用声波和蒸汽联合吹扫方式。

脱硝系统投入运行不到一年，因环保指标达不到国家标准，停机进行检查，发现脱硝系统催化剂失效。

2 脱硝系统简介

2.1某厂机组脱硝系统工艺流程布置

为满足催化剂最佳反应温度要求，机组SCR反应器布置在高温空气空预器与省煤器之间，每侧SCR反应区分为两个室，中间布置一次风热风道。高温空气空预器出口烟温控制在300℃-350℃之间，烟气通过高温空气空预器下喇叭口和均流板进入反应器

2.2某电厂机组脱硝系统部分设计参数：

燃煤收到基高位发热值：20.99 MJ/kg

SCR入口烟尘浓度：40g/Nm3

SCR入口SO2浓度：4030 mg/Nm3

SCR入口NOX浓度：500 mg/Nm3

脱硝效率：>82%

NH3 逃逸率：3ppm

3 脱硝系统投运后运行情况及出现的问题

3.1运行中甲乙侧氮氧化物参数存在偏差

该厂脱硝系统自投运以来甲乙侧脱硝出口氮氧化物就存在偏差，2013年 12月月度平均值甲侧为80 mg/Nm3、而乙侧为115 mg/Nm3，两侧差值35 mg/Nm3。随着运行时间的推移，脱硝甲乙两侧出口氮氧化物排放浓度偏差值越来越大，同时从2014年3月底，净烟气氮氧化物开始间断性超标（超标幅度在5-10%左右）。期间电厂组织对尿素质量、尿素溶液浓度、喷枪、氮氧化物表计、氧量表计、喷氨格栅、吹灰系统、煤质、燃烧调整方式等进行了检查，并对存在的问题采取了相应措施，虽然一定程度上抑制了氮氧化物超标排放情况，但始终没有解决甲乙侧脱硝出口氮氧化物偏差大的问题。

3.2吹灰器运行情况

脱硝系统投入后，声波吹灰器连续运行。蒸汽吹灰每天白班吹灰一次。9月28日停机后检查乙侧催化剂堵灰严重，10月8日机组启动后发现甲乙两侧出口氮氧化物偏差达95 mg/Nm3，采取增加蒸汽吹灰频次，每班蒸汽吹灰一次，但氮氧化物偏差依旧未解决。

3.3机组爆管后催化剂检查情况

该厂2013年1月5日乙侧省煤器泄露一次（省煤器布置在催化剂下），停炉检查未发现催化剂有异常。2014年6月24日因后包墙水冷壁管泄露停机检修，停机后对催化剂区域情况进行了检查，未发现有塌陷或堵塞、积灰现象。考虑到水冷壁管爆管后水蒸气对催化剂的影响，7月份送催化剂样品到催化剂厂家株式会社进行检测。脱硝率72%正常（新试样73%），检测结论催化剂效率正常。

3.4机组停运后对催化剂的处理

2014年9月28 日，机组停备消缺，停备期间检查发现SCR反应区催化剂有积灰堵塞现象，电厂采用真空吸灰装置对催化剂进行了吸灰处理。10月8日投入运行，投运后发现脱硝装置性能进一步下降，净烟气氮氧化物排放接近上限值，间断性超标次数明显增加。

2014年11月2 日，按照该省关于APEC期间保证空气质量措施要求，机组停备。机组停运后打开SCR反应器发现催化剂层上钢丝网上有块状积灰物（取样送河北电科院化验，含大量NH4HSO4），催化剂堵塞严重。电厂联系催化剂厂家提供催化剂积灰处理办法，按照催化剂厂家提供的吹灰指导手册，组织人员将催化剂逐层取出，利用压缩空气（0.6Mpa）进行吹扫清理工作，期间催化剂厂家派专人到现场进行指导。清灰期间采取了塑料布包裹的防潮措施（见图6）。11月13日机组启动，脱硝投入运行后发现净烟气NOx排放超过200mg/Nm3，增大喷氨量和调整燃烧参数，氮氧化物依然没有降低迹象，汇报河北公司后停机分析处理。3.5测试结果

11月2日机组停运后电厂取催化剂试样送第三方进行检测，部分项目检测结果如下：

催化剂比表测试：固化端为43.42 m2/g、非固化端为53.87 m2/g

机械强度：轴向强度为1.628MPa、径向压强为：0.232MPa

催化剂堵塞堵塞率：13.99%

催化剂脱硝效率：79.2%

催化剂活性K0值：29Nm/h

氨逃逸率：18ppm

通过检测结果，机组催化剂微观比表面积为43.42m2/g，较正常值（波纹板式催化剂在50 m2/g左右）明显减小；催化剂活性K0值为29 Nm/h，较出厂35 Nm/h明显降低，已经不能满足继续使用条件。机组脱硝系统实际运行中热解炉尿素溶液喷枪已调至最大值，但净烟气氮氧化物浓度远大于排放限值。由此判断催化剂性能降低或者部分失效

4 脱硝催化剂失效原因分析

4.1正常运行喷氨量过大，氨逃逸高

电厂联系河北电研院分别测试了甲A、乙C、乙D三台反应器的出口NOx浓度场，从测试结果看，甲A反应器出口NOx浓度分布较为均匀，乙侧反应器出口部分位置的NOx浓度高，即实际出口NOx浓度分布情况较测试结果更差。经过甲、乙两侧脱硝出口氨逃逸测试结果看，乙侧各个测孔的逃逸氨浓度均很高，范围为34～62ppm，即乙侧出口NOx浓度偏高并不是由于供氨量不足造成的；甲侧的逃逸氨浓度相对较低，但是部分位置仍然超过了3ppm的设计要求；甲、乙两侧的逃逸氨浓度大大增加了空预器积灰堵塞以及腐蚀风险，严重影响了机组的安全稳定运行。同时，通过氨逃逸测试结果，可以推断出反应器内部存在烟气短路或者催化剂失活情况。但为保证环保指标要求，电厂不得不继续采取加大喷氨量的方法来降低氮氧化物的排放，长期运行后形成了恶性循环。

4.2受热面爆管影响

受热面爆管机组事故停运时，依照原处理方式是保留引风机运行抽出炉内蒸汽，由于催化剂布置在锅炉尾部竖井，尤其是水冷壁和过热器爆管后，难免会有湿蒸汽通过催化剂，增加了催化剂粘结细灰的可能性，减少了催化剂本身的比表面积，降低了催化剂的活力。

4.3蒸汽吹灰过于频繁

一般情况下，蒸汽吹灰作为声波吹灰器的辅助，只有声波吹灰器故障或发现催化剂积灰较严重时，才进行蒸汽吹灰。因为吹灰蒸汽的参数及吹灰部位的烟气参数都不是很高，蒸汽进入和细灰混合，当氨逃逸率升高时，会大大增加硫酸氢铵的生成，生成的硫酸氢铵附着在催化剂表面，使催化剂的活力降低。

4.4停机检修催化剂的吹扫方法不对

因为该催化剂的强度较低，采用压缩空气进行吹扫而不是采用负压吸附，有可能造成催化剂小孔堵灰，减少了催化剂的比表面积。同时用压缩空气进行吹扫，降低了催化剂的强度，减少了催化剂的使用寿命。

4.5运行过程中催化剂入口烟温较低

机组脱硝投运以来，锅炉尾部烟道SCR反应区烟气温度甲侧在330℃，乙侧在310℃左右，低于催化剂最佳反应温度（330～380℃）

4.6空预器风温较低

机组脱硝系统SCR反应器布置在高温管式预热器与省煤器之间，而喷氨格栅布置在高温预热器前。由于机组运行时高温预热器风侧进口风温在200℃左右，管壁温度低，为生成NH4HSO4创造了条件，烟气中的SO3和喷入的氨在管式预热器管壁上能形成NH4HSO4并附着在高温预热器管壁，导致烟气侧NH4HSO4与灰尘粘附在一起在管内壁上形成一层硬壳状物质。附着在管壁的NH4HSO4随着温度场变化（升降负荷）发生脱落，碎片进入催化剂孔洞堵塞烟气通道。形成积灰堵塞催化剂活性物质的微孔，减少催化剂微光比表面积，同时造成其他区域烟气流速增大，导致催化剂层表面冲刷磨损严重，造成催化剂效能下降。