论火电厂脱硝系统的安装及维护

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摘要:煤、石油、天然气等化石燃料的燃烧会产生二氧化碳（CO2）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和颗粒物等污染物，其中燃煤燃烧产生的污染物最为严重，是我国目前大气污染物的主要来源。

目前，我国的发电机组绝大多数为燃煤机组，而以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是制约电力工业发展的一个重要因素。其中氮氧化物（NOx）是继粉尘和硫氧化物（SOx）之后燃煤电站环保治理的重点，因此根据相关环境法律法规的要求，需要在燃煤锅炉尾部加装脱硝装置。烟气脱硝应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）及SNCR/SCR联合技术，由于高的还原率及技术的广泛使用，选择性催化还原（SCR）已成为目前国内外电站烟气脱硝的主流技术。但在安装及运行维护中有很多漏洞和问题存在。

本文介绍了大唐国际临汾热电关于脱硝安装、维护以及催化剂选用中所出现问题的解决方案，并在此基础上重点分析基建过程中脱硝系统的建设方案。

关键词：氮氧化物，SCR，基建安装，系统，运行维护，常见问题

中图分类号：TB857+.3 文献标识码：A 文章编号：

一 绪论

1.1选题背景和意义

为防止锅炉内燃煤燃烧后产生过多的氮氧化物污染环境，应进行脱硝处理将氮氧化物还原为无污染产物。统计数据显示，我国氮氧化物排放量最大的是火电行业，占到38%左右。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6％，约占全国氮氧化物排放量的35％～40％。据专家预测，随着国民经济发展、人口增长和城市化进程的加快，中国氮氧化物排放量将继续增长。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。

烟气脱硝（SCR）已成为各大火电厂重要研究课题之一，但在脱硝运行及维护方面欠缺经验，现在以大唐国际临汾热电有限责任公司脱硝系统作为研究基础，对脱硝基建及维护做出研究。

1.2 国内外研究现状

SCR工艺是目前大规模投入商业应用并能满足最严厉的环保排放要求的脱硝工艺，NOx脱除率能够达到90％以上[3]。具有无副产物、不形成二次污染, 装置结构简单, 运行可靠, 便于维护等优点，因而得到了广泛应用。SCR脱硝系统最早在20世纪70年代晚期日本的工业锅炉机组和电站机组中得到应用，在欧洲和美国，SCR脱硝系统也得到了十分广泛的应用。我国SCR技术研究开始于上世纪90年代。早在1995年台中电厂5～8号4x550MW机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的1～6号6x600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。典型的燃煤电厂SCR烟气脱硝系统采用氨（NH3）作为还原介质，主要由供氨与喷氨系统、催化剂（反应塔）、烟气管道与控制系统等组成[4]。在催化剂及氧气存在的条件下，NOx与还原剂发生反应，被分解成无害的氮气和水。其基本的反应方程式为：

可以作为还原剂的有NH3，CO，H2，还有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作为还原剂对NOx的脱除效率是最高的[5]。

1.3 主要研究内容

本论文的主要内容是深入探讨并分析电站脱硝系统的安装及其维护。在研究本公司脱硝系统近2年的运行经验基础上，总结电站脱硝系统维护的特点及难点，侧重分析电站脱硝系统常见的问题，以及预防和解决方案。

二 山西大唐国际临汾热电脱硝系统介绍

2.1SCR法烟气脱硝的选型

2.1.1SCR法烟气脱硝的技术要求

（1） 采用选择性催化还原脱硝（SCR）工艺。

（2） SCR烟气脱硝系统采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。

（3） 设置SCR反应器烟气旁路。

（4） 脱硝装置处理100%烟气量，防止催化剂金属中毒。

（5） SCR反应器采用蜂窝式催化剂。

（6）火灾报警及消防控制系统纳入全厂火灾报警和消防控制系统。

（7） 反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。

（8） SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨。全厂2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系；液氨蒸发采用蒸汽加热方式。

（9） 氨区公用系统的控制系统采用PLC控制系统，机组侧烟气脱硝装置的控制系统接入各台机组DCS。

（10） 烟气脱硝系统的公用系统按全厂2台锅炉设计。

（11） 在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：NOx、O2、差压等。

（12） 氨区带电的所有设备均应防爆防腐蚀，以提高控制系统的可靠性。

（13） 在锅炉正常负荷范围内烟气脱硝效率均不低于75%。

（14） NH3逃逸量应控制在3ppm以下，SO2向SO3的氧化率小于1%。

（15） 脱硝装置可用率不小于98%，寿命为30年。

（16）脱硝装置系统，包括进口烟道、出口烟道及反应器本体总阻力应小于900Pa。

SCR烟气脱硝系统采用氨气（NH3）作为还原介质，国外较多使用无水液氨。基本原理是把符合要求的氨气喷入到烟道中，与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的NOx（主要是NO、NO2）发生化学反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O）。

2.1.2临汾热电脱硝系统选型条件

表1－2 煤质分析资料

灰成份分析表

锅炉点火及助燃用油，采用0号轻柴油，油质的特性数据见下表1-3：

表1-3 油质的特性数据表

表1－4脱硝系统入口烟气参数

表1-5锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态，干基，6％含氧量）

2.1.2.1临汾热电脱硝催化剂性能及要求

设计基本条件

每台锅炉配置2台SCR反应器；

烟气垂直向下通过催化块层；

反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰。

在反应器第一层催化剂的上部条件是：

速度最大偏差：平均值的±10%

温度最大偏差：平均值的±10℃

氨氮摩尔比的最大偏差：平均值的±5%

烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）：±10°

催化剂的物理化学特性

选用钒钛钨催化剂，主要成分有二氧化钛（TiO2）、五氧化二钒（V2O5）、三氧化钨（WO3）等；

针对电厂锅炉特点，催化剂设计应考虑采取防堵塞和防中毒的技术措施；

催化剂的型式：蜂窝式。

催化剂应整体成型；

催化剂节距一般应大于8.0mm；

催化剂壁厚一般应大于1.0mm。

催化剂的性能

催化剂能在锅炉任何正常的负荷下运行；

催化剂能满足烟气温度不高于400℃的情况下长期运行，同时能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏；

在达到要求的脱硝效率同时，能有效防止锅炉飞灰在催化剂中发生粘污、堵塞及中毒现象发生。

催化剂化学寿命大于24000运行小时，机械寿命大于50000小时，并可再生利用。

根据设计条件优化设计催化剂，使其在任何工况条件下满足脱硝效率达到75%以上，氨的逃逸率控制在3ppm以内，SO2氧化生成SO3的转化率控制在1%以内。

对蜂窝式催化剂，催化剂的上端部采取耐磨措施。

催化剂设计应考虑燃料中含有的任何微量元素可能导致的催化剂中毒。并说明所采取防止催化剂中毒的有效措施。

在加装新的催化剂之前，催化剂体积应满足性能保证中关于脱硝效率和氨的逃逸率等的要求。预留加装催化剂的空间（一层）。

催化剂模块设计

催化剂应采用模块化、标准化设计。催化剂各层模块一般应规格统一、具有互换性以减少更换催化剂的时间。

催化剂模块必须设计有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命；

每层催化剂层都应安装可拆卸的测试块，每8个模块至少应有1个测试块，均匀布置。

2.1.2.2催化剂

三SCR脱硝系统维护

3.1SCR反应区易发缺陷1

缺陷内容：临汾热电于5月份停炉检修，对脱硝反应区进行检查时发现大面积支撑柱、反应区墙壁磨损。

缺陷描述：检查中发现反应区A/B两侧主支撑柱迎风侧磨损成菱形；斜拉辅助支撑靠近风道底部迎风面完全磨损，管子仅剩半根，完全丧失支撑作用。

墙壁磨损穿孔：

缺陷分析：锅炉炉膛到脱硝岛入口处横截面积突然减小，呈类似喇叭口形状。根据Q=SV，烟气总量一定，当烟气经过横截面积较小部位时流速将增快。当烟气流速在9-40m/s范围内时，磨损与烟气流速的3.3-4次方成正比。因此脱硝反应区内磨损情况要比锅炉内严重的多。我厂2号机组2012年7月停炉检查时亦有此问题出现。

解决方案：脱硝反应区基建过程中或机组大小修时，将脱硝内支撑柱迎风面加不锈钢防磨瓦（或宽角铁）；脱硝内壁做防磨处理。大小修时进行检查并做好记录。

3.2SCR反应区易发缺陷2

缺陷内容：SCR反应区内导流板严重磨损

缺陷描述：SCR反应区内大量导流板磨损，特别是导流板中间部位，上下部已全部磨光。

缺陷分析：由脱硝反应区到导流板处横截面积突然大量减小，约为原面积的1/3，烟气流速进一步加快。

根据公式：E=Cημω3τ

E-管壁表面磨损量，g/m3

ω-灰粒速度，可近视等于烟气速度，m/s

μ-烟气流含尘粒浓度g/m3

η-灰粒撞击在圆管表面的撞击率

τ-烟气流含尘粒浓度，作用的时间

C-引入比例系数，与灰粒的磨损性能、金属材料抗磨性能、受热面结果有关系

由以上分析可知，导流板处的烟气磨损量为SCR反应区入口的27倍。

解决方案：基建期间将导流板迎风侧及表面做防磨处理，适当调整导流板处横截面积（设计允许范围内）。大小修定期检查，补损坏及掉落的防磨材料。

3.3SCR反应区易发缺陷3

缺陷内容：2号机组2012年5月-2012年7月期间，液氨平均消耗量突然开始增大，且呈逐渐增强趋势。

缺陷描述：临汾热电2号机组7月份停炉检修，在SCR反应区A/B侧检查中，发现部分喷氨管道磨损泄漏，喷嘴破裂，致使大量氨气在未到达反映位置时压力已经突然骤减。为达到烟气脱硝标准，只能大量投入液氨。

缺陷分析：首先液氨具有较强腐蚀性，对管道内部的腐蚀十分严重。由于脱硝反应区在脱硫之前，有部分氨气与烟气中SOX反应，生成硫酸氢铵。硫酸氢铵易潮解。易溶于水，几乎不溶于乙醇、丙酮和吡啶，其水溶液呈强酸性。当喷氨管道内较为湿润时，对管道本身腐蚀性极大。

其次喷氨管道及喷嘴位于导流板正上方，此处烟气流速极快，高速烟气直接对喷氨管道及喷嘴进行冲刷，成为加速喷氨管道磨损的另一大元凶。

处理方案：

基建过程中加装稀释风除湿设施，尽可能减少混合气体中的含水量；

保证液氨、氨气纯度；

基建或机组检修时再喷氨管道迎风侧加装防磨护瓦，保护管道；

机组大小修时定期更换喷氨管道防磨瓦，并做好记录。

3.4SCR反应区易发缺陷4

缺陷内容：脱硝反应区内催化剂局部损坏，并呈逐渐扩大趋势。

缺陷描述：脱硝反应区分上下2层催化剂，部分催化剂顶端出现破损现象，经过一段时间运行，破损范围明显增大。

缺陷分析：杂物及大块积灰掉落可导致催化剂顶端局部损坏，当催化剂顶部损坏时，部分催化剂碎块堵塞原催化剂内部通道，对烟气起到了阻挡作用。烟气在阻挡区域附近形成涡流，对附近催化剂外壁产生吹损，长时间运行后破损区域必然逐渐增大。

解决方案：基建期间在催化剂顶端增加保护网。运行过程中经常对催化剂进行检查，如发现损坏及时进行更换。若条件不允许更换，应立即对催化剂顶部用钢板进行封堵，防止催化剂损坏进一步扩大。

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