火电厂烟气脱硝装置对锅炉运行的影响

2016-08-09吴鸿飞

大科技 2016年21期

关键词：预器省煤器水冷壁

吴鸿飞

（贵州粤黔电力有限责任公司贵州盘县 553505）

火电厂烟气脱硝装置对锅炉运行的影响

吴鸿飞

（贵州粤黔电力有限责任公司贵州盘县 553505）

现阶段我国发电厂大多以燃煤发电为主，本文以火电厂的SCR烟气脱硝系统为例，对火电厂烟气脱硝装置的使用对于锅炉运行的影响进行分析，供相关人士参考。

火电厂；烟气脱硝；运行影响

1 引言

近些年，经济发展迅猛，我国大型火力燃煤电厂大量兴建，无论是国家环保机构，还是各发电集团都越来越重视发电厂的烟气脱硫处理。火电厂的SCR烟气脱硝系统的应用，使火电厂烟气SCR脱硝系统安全、稳定、高效的运行，降低NOx排放的措施，以达到国家的排放标准，同时减少NOx的排污费，避免烟气再加热消耗能量，节约了所需能量，降低了生产成本，适合推广应用。

2 火电厂的SCR烟气脱硝系统结构介绍

火电厂的SCR烟气脱硝系统，包括锅炉和省煤器，所述锅炉的出口连接有省煤器，所述省煤器的出口连接脱硝器，所述脱硝器连接空预器，所述空预器的出口通过除尘器连接脱硫装置，所述脱硫装置的出口连接烟囱；所述空预器的空冷入口上连接有送风机，所述空预器的空冷出口连接至锅炉；所述省煤器与脱硝器间的管路上连接有液氨存储及卸料系统、以及监控系统。由于采用了上述结构，增设的脱硝器，可对锅炉排除的烟气进行脱硝处理，从而使得锅炉排除的烟气在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。SCR烟气脱硝系统结构如图1所示。

3 对SCR脱硝法产生影响的性能因素分析

3.1 脱硝催化剂

在SCR脱硝法中，脱硝催化剂最为重要，它在整体脱硝装置中的投资成本要占到总投资的40%以上。为火电厂锅炉配备的一般为高温催化剂，它的催化载体为TiO2，其中的主要成分包括了WO3、V2O5等金属氧化物，它们占据了催化剂95%以上的成分比例。之所以选择高温催化剂是因为它的高脱硝效率和高反应温度（400℃），对大型火电厂锅炉而言，高温催化剂几乎是必不可少的脱硝反应元素。为了达到高温催化剂的反应需求，要将SCR脱硝反应器安置于锅炉的高温空气预热器以及省煤器中间。如此设计的另一个原因还在于高温空气预热器与省煤器所处区域也是烟气含尘量最大的区域，所以为了避免粉尘对于催化剂性能的负面影响，一定要在此区域配备脱硝反应器以保护催化剂的脱硝性能。

图1 SCR系统结构图

3.2 烟气的温度

在SCR脱硝过程中，烟气的温度决定了催化还原反应的速率，对催化剂的活性也有很大影响。如果烟气温度能维持在350～390℃，那么催化剂的活性将达到最高水平。待到烟气温度下降到硫酸氢铵的露点温度230℃时，所加入的NH3还原剂与烟气中的SO2反应生成新的硫酸氢铵，它会被冷凝于催化剂中，此时的催化剂就会暂时失去活性。而如果烟气温度过高高于400℃时，NH3还原剂就会与O2反应最终生成NOx，这样不利于脱硝效果的发挥。所以在火电厂锅炉的燃用设计方面，必须将入口烟气的温度控制在320～390℃之间。

3.3 SO2与SO3之间的转化率

SO2与SO3之间的转化率是指当烟气流经脱硝装置被处理后，烟气中两种物质的转化比率。在转化过程中，V2O5催化剂是最关键的活性物质，它能表现出较为出色的脱硝效率。从化学转化角度讲，两种气体之间的转化率与温度相关，如果烟气温度降至220℃以下，而且附着水蒸气，SO3就会与NH3还原剂反应生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在经过沉积附着于催化剂表面后就会造成催化剂的堵塞。所以不但要保证烟气脱硝反应过程中对温度的控制（220～390℃），还要使SO2与SO3之间的转化率小于1%。

4 实例探析SCR联合脱硝装置对锅炉运行的影响

该锅炉型号为HG-410/9.8-YW15，采用中间仓储式制粉系统、单汽包自然循环、固态排渣、四角切圆喷燃、Π型布置，四周布置膜式水冷壁。锅炉炉膛为正方形，尺寸为9980mm×9980mm，顶棚管标高39000mm，汽包中心线标高42600mm。

4.1 对冷灰斗的影响

该锅炉配套有两个冷灰斗，灰渣通过捞渣机、碎渣机进入灰沟，经冲灰喷嘴送入渣浆池，再通过渣浆泵打到脱水仓，经脱水后运到灰场。SCR联合脱硝系统运行1a多后，在渣斗附近有较浓的氨味，冷灰斗与密封水接触的边缘有大量的积灰。SCR联合脱硝系统采用的是墙式气力雾化喷枪，稀释后的尿素溶液经雾化后高速喷入炉膛，高速喷入的尿素液滴对炉膛内的局部烟气形成较强的扰动和冲击，从而加快了烟气中飞灰的碰撞，促使飞灰间大颗粒的形成，同时由于喷入的尿素液滴温度较低，液滴蒸发和尿素热解过程均降低了烟气接触的温度，部分来不及热解的尿素晶体被飞灰包裹落入灰斗中，在灰斗遇到水后再慢慢溶解于水封水中。此外，由于冲灰水采用循环利用方式，补充水为循环水和部分工业水，从而导致水封用水的尿素溶液浓度逐渐升高，氨味也随之越来越重。对冷灰斗与密封水接触边缘的积灰进行物相分析可知，积灰的主要成分是CaSO4和Ca（SO4）（H2O）2。由于飞灰之间碰撞的增加及局部烟温的下降，为烟气中SO2与CaO的反应提供了重要的条件，更多的CaSO4生成，落入灰斗的CaSO4增加，CaSO4在水中的溶解度很低，形成大量的结晶体，结晶体附在冷灰斗表面从而增加冷灰斗表面的粘附能力，使得越来越多的积灰形成，若不及时清理，最终会导致冷灰斗被彻底封死，锅炉排渣功能失效。

4.2 对水冷壁的影响

SCR联合系统连续投运半年后，发现在墙式气力雾化喷嘴的下方水冷壁弯管的位置出现泄漏，影响锅炉的安全生产。发生泄漏的水冷壁管表面有不规则的贝壳或椭圆形状的大小坑，呈现溃疡状，但并没有腐蚀产物的聚集，其表面显现光滑状。墙式喷枪的前进与退出主要由其配套的步进电机来控制，为了避免喷嘴的烧坏，在设计中采用喷嘴刚好与水冷壁平齐。墙式喷嘴的喷孔为扇形，水平布置，即喷射的角度与旋转上升的烟气垂直，由于步进电机的重量较大，导致墙式喷嘴的重心偏向电机一侧，从而造成墙式喷枪略为上翘。若喷嘴出口附近有液滴，在重力的作用下液滴将沿着喷枪外壁面回流，最终滴漏到喷嘴下方的水冷壁管面上。与高温的烟气相比，喷枪表面的温度低的多，液滴的蒸发相对较慢，当液滴慢慢聚集成大液滴时，在重力作用下，就沿着壁管回流从而滴漏到下方的水冷壁管壁面。尿素在高温下分解生成NH3和HNCO，氰酸根（NCO-）是一种还原性酸根，对水冷壁管表面的钝化膜会产生活化腐蚀从而破坏活化膜。尿素液滴在水冷壁上会吸收烟气中的SO2、SO3以及飞灰中氯化物，使得水冷壁上尿素液滴中硫酸根离子和氯离子浓度升高，进一步破坏水冷壁表面上的保护膜，对钢材产生腐蚀。此外尿素溶液液滴不断滴漏蒸发，避免了尿素液滴中铁离子浓度过高而导致水冷壁表面形成双电层，不断地从钢材阴极吸引电子，从而使阳极不断有电子向阴极移动，而阳极上的铁离子也就不断移入液滴中，腐蚀不断加剧，最终导致管壁破裂而发生泄漏。因此要避免尿素溶液附着在水冷壁上，以免对锅炉运行带来隐患。

4.3 对空预器的影响

锅炉采用立式、管式空气预热器，分两级与省煤器交叉布置，上级为1个行程，下级为3个行程，管材为考登钢。SCR联合脱硝系统连续投运1a后，在检修期间，对低温空预器进行了检查，发现烟道紧临外包墙的区域，低温段末级空预器腐蚀较为严重，而远离外包墙区域的管段则腐蚀较为轻微。对管段内壁的垢样进行分析，结果表明垢样主要含有硫酸根、硝酸根、氯离子、铜离子、铁离子、钙离子、铵根离子等。离子分析结果如图2所示。

图2 腐蚀垢样离子分析

从图2可以看出，阳离子以NH4+和Ca2+所占比例最高，阴离子中以SO42-和Cl-所占比例最高。从前面的分析可知，当NOx控制在100mg/m3以下时，NH3逃逸在5mL/m3以内。逃逸的NH3能与烟气中的SO3发生反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，反应如下：

在空预器的运行温度范围内硫酸氢铵为干燥固体粉末，对空预器的影响较小，但其粘性很强，容易在空预器的冷端沉积，因此垢样中有铵根离子。由于锅炉燃料为低硫煤且SCR催化剂的用量不多（GHSV约为4200h-1），烟气中的SO3含量较低，生成的硫酸氢铵并不多，因此测得的铵根离子浓度远低于硫酸根离子的浓度。垢样检测中，硫酸根的含量最高，约占59%，其腐蚀严重的部位位于紧靠包墙的区域，由于散热的影响，这部分区域的温度较低，且为空预器冷端（进风口一侧），更容易发生低温腐蚀。一方面由于SO3的含量增加，酸露点温度升高，另一方面由于SCR系统投运时喷入更多的水汽，水蒸气的分压力增加，也导致烟气中的酸露点升高。大量的硫酸盐、亚硫酸盐的生成，使得积灰变得越来越紧密，积灰与管子内壁反应生成硫酸铁和亚硫酸铁，从而对管壁造成腐蚀。SCR系统的投运进一步加剧了空预器的腐蚀，因此需要加强吹灰并尽量控制NH3的逃逸。