劉大利

（大唐保定熱電廠，河北 保定 071051）

某廠脫硝系統(tǒng)故障分析及處理措施

劉大利

（大唐保定熱電廠，河北 保定 071051）

通過對(duì)某廠脫硝催化劑失效情況進(jìn)行分析，找出催化劑失效原因，為其他電廠總結(jié)出寶貴經(jīng)驗(yàn)。

脫硝 催化劑 環(huán)保

1 前言

某電廠鍋爐為東方鍋爐(集團(tuán))股份有限公司超高壓、自然循環(huán)汽包爐、單爐膛、一次中間再熱、單鍋筒型結(jié)構(gòu)、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼結(jié)構(gòu)構(gòu)架、懸吊結(jié)構(gòu)、半露天布置燃煤鍋爐，采用低氮氧化物燃燒技術(shù)。

脫硝系統(tǒng)改于2013年9月開工建設(shè)，12月19日通過168試運(yùn)。脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，鍋爐尾部煙道內(nèi)設(shè)四組SCR反應(yīng)器按照 2＋1層設(shè)計(jì)；催化劑選用催化劑廠家株式會(huì)社蜂窩式催化劑；SCR反應(yīng)區(qū)布置在鍋爐高溫段空氣預(yù)熱器出口和省煤器之間，還原劑為尿素，尿素制取氨氣采用熱解工藝；催化劑采用聲波和蒸汽聯(lián)合吹掃方式。

脫硝系統(tǒng)投入運(yùn)行不到一年，因環(huán)保指標(biāo)達(dá)不到國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)，停機(jī)進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)催化劑失效。

2 脫硝系統(tǒng)簡(jiǎn)介

2.1某廠機(jī)組脫硝系統(tǒng)工藝流程布置

為滿足催化劑最佳反應(yīng)溫度要求，機(jī)組SCR反應(yīng)器布置在高溫空氣空預(yù)器與省煤器之間，每側(cè)SCR反應(yīng)區(qū)分為兩個(gè)室，中間布置一次風(fēng)熱風(fēng)道。高溫空氣空預(yù)器出口煙溫控制在300℃-350℃之間，煙氣通過高溫空氣空預(yù)器下喇叭口和均流板進(jìn)入反應(yīng)器

2.2某電廠機(jī)組脫硝系統(tǒng)部分設(shè)計(jì)參數(shù)：

燃煤收到基高位發(fā)熱值：20.99 MJ/kg

SCR入口煙塵濃度：40g/Nm3

SCR入口SO2濃度：4030 mg/Nm3

SCR入口NOX濃度：500 mg/Nm3

脫硝效率：>82%

NH3 逃逸率：3ppm

3 脫硝系統(tǒng)投運(yùn)后運(yùn)行情況及出現(xiàn)的問題

3.1運(yùn)行中甲乙側(cè)氮氧化物參數(shù)存在偏差

該廠脫硝系統(tǒng)自投運(yùn)以來甲乙側(cè)脫硝出口氮氧化物就存在偏差，2013年 12月月度平均值甲側(cè)為80 mg/Nm3、而乙側(cè)為115 mg/Nm3，兩側(cè)差值35 mg/Nm3。隨著運(yùn)行時(shí)間的推移，脫硝甲乙兩側(cè)出口氮氧化物排放濃度偏差值越來越大，同時(shí)從2014年3月底，凈煙氣氮氧化物開始間斷性超標(biāo)（超標(biāo)幅度在5-10%左右）。期間電廠組織對(duì)尿素質(zhì)量、尿素溶液濃度、噴槍、氮氧化物表計(jì)、氧量表計(jì)、噴氨格柵、吹灰系統(tǒng)、煤質(zhì)、燃燒調(diào)整方式等進(jìn)行了檢查，并對(duì)存在的問題采取了相應(yīng)措施，雖然一定程度上抑制了氮氧化物超標(biāo)排放情況，但始終沒有解決甲乙側(cè)脫硝出口氮氧化物偏差大的問題。

3.2吹灰器運(yùn)行情況

脫硝系統(tǒng)投入后，聲波吹灰器連續(xù)運(yùn)行。蒸汽吹灰每天白班吹灰一次。9月28日停機(jī)后檢查乙側(cè)催化劑堵灰嚴(yán)重，10月8日機(jī)組啟動(dòng)后發(fā)現(xiàn)甲乙兩側(cè)出口氮氧化物偏差達(dá)95 mg/Nm3，采取增加蒸汽吹灰頻次，每班蒸汽吹灰一次，但氮氧化物偏差依舊未解決。

3.3機(jī)組爆管后催化劑檢查情況

該廠2013年1月5日乙側(cè)省煤器泄露一次（省煤器布置在催化劑下），停爐檢查未發(fā)現(xiàn)催化劑有異常。2014年6月24日因后包墻水冷壁管泄露停機(jī)檢修，停機(jī)后對(duì)催化劑區(qū)域情況進(jìn)行了檢查，未發(fā)現(xiàn)有塌陷或堵塞、積灰現(xiàn)象?？紤]到水冷壁管爆管后水蒸氣對(duì)催化劑的影響，7月份送催化劑樣品到催化劑廠家株式會(huì)社進(jìn)行檢測(cè)。脫硝率72%正常（新試樣73%），檢測(cè)結(jié)論催化劑效率正常。

3.4機(jī)組停運(yùn)后對(duì)催化劑的處理

2014年9月28 日，機(jī)組停備消缺，停備期間檢查發(fā)現(xiàn)SCR反應(yīng)區(qū)催化劑有積灰堵塞現(xiàn)象，電廠采用真空吸灰裝置對(duì)催化劑進(jìn)行了吸灰處理。10月8日投入運(yùn)行，投運(yùn)后發(fā)現(xiàn)脫硝裝置性能進(jìn)一步下降，凈煙氣氮氧化物排放接近上限值，間斷性超標(biāo)次數(shù)明顯增加。

2014年11月2 日，按照該省關(guān)于APEC期間保證空氣質(zhì)量措施要求，機(jī)組停備。機(jī)組停運(yùn)后打開SCR反應(yīng)器發(fā)現(xiàn)催化劑層上鋼絲網(wǎng)上有塊狀積灰物（取樣送河北電科院化驗(yàn)，含大量NH4HSO4），催化劑堵塞嚴(yán)重。電廠聯(lián)系催化劑廠家提供催化劑積灰處理辦法，按照催化劑廠家提供的吹灰指導(dǎo)手冊(cè)，組織人員將催化劑逐層取出，利用壓縮空氣（0.6Mpa）進(jìn)行吹掃清理工作，期間催化劑廠家派專人到現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行指導(dǎo)。清灰期間采取了塑料布包裹的防潮措施（見圖6）。11月13日機(jī)組啟動(dòng)，脫硝投入運(yùn)行后發(fā)現(xiàn)凈煙氣NOx排放超過200mg/Nm3，增大噴氨量和調(diào)整燃燒參數(shù)，氮氧化物依然沒有降低跡象，匯報(bào)河北公司后停機(jī)分析處理。3.5測(cè)試結(jié)果

11月2日機(jī)組停運(yùn)后電廠取催化劑試樣送第三方進(jìn)行檢測(cè)，部分項(xiàng)目檢測(cè)結(jié)果如下：

催化劑比表測(cè)試：固化端為43.42 m2/g、非固化端為53.87 m2/g

機(jī)械強(qiáng)度：軸向強(qiáng)度為1.628MPa、徑向壓強(qiáng)為：0.232MPa

催化劑堵塞堵塞率：13.99%

催化劑脫硝效率：79.2%

催化劑活性K0值：29Nm/h

氨逃逸率：18ppm

通過檢測(cè)結(jié)果，機(jī)組催化劑微觀比表面積為43.42m2/g，較正常值（波紋板式催化劑在50 m2/g左右）明顯減??；催化劑活性K0值為29 Nm/h，較出廠35 Nm/h明顯降低，已經(jīng)不能滿足繼續(xù)使用條件。機(jī)組脫硝系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行中熱解爐尿素溶液噴槍已調(diào)至最大值，但凈煙氣氮氧化物濃度遠(yuǎn)大于排放限值。由此判斷催化劑性能降低或者部分失效

4 脫硝催化劑失效原因分析

4.1正常運(yùn)行噴氨量過大，氨逃逸高

電廠聯(lián)系河北電研院分別測(cè)試了甲A、乙C、乙D三臺(tái)反應(yīng)器的出口NOx濃度場(chǎng)，從測(cè)試結(jié)果看，甲A反應(yīng)器出口NOx濃度分布較為均勻，乙側(cè)反應(yīng)器出口部分位置的NOx濃度高，即實(shí)際出口NOx濃度分布情況較測(cè)試結(jié)果更差。經(jīng)過甲、乙兩側(cè)脫硝出口氨逃逸測(cè)試結(jié)果看，乙側(cè)各個(gè)測(cè)孔的逃逸氨濃度均很高，范圍為34～62ppm，即乙側(cè)出口NOx濃度偏高并不是由于供氨量不足造成的；甲側(cè)的逃逸氨濃度相對(duì)較低，但是部分位置仍然超過了3ppm的設(shè)計(jì)要求；甲、乙兩側(cè)的逃逸氨濃度大大增加了空預(yù)器積灰堵塞以及腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)重影響了機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行。同時(shí)，通過氨逃逸測(cè)試結(jié)果，可以推斷出反應(yīng)器內(nèi)部存在煙氣短路或者催化劑失活情況。但為保證環(huán)保指標(biāo)要求，電廠不得不繼續(xù)采取加大噴氨量的方法來降低氮氧化物的排放，長(zhǎng)期運(yùn)行后形成了惡性循環(huán)。

4.2受熱面爆管影響

受熱面爆管機(jī)組事故停運(yùn)時(shí)，依照原處理方式是保留引風(fēng)機(jī)運(yùn)行抽出爐內(nèi)蒸汽，由于催化劑布置在鍋爐尾部豎井，尤其是水冷壁和過熱器爆管后，難免會(huì)有濕蒸汽通過催化劑，增加了催化劑粘結(jié)細(xì)灰的可能性，減少了催化劑本身的比表面積，降低了催化劑的活力。

4.3蒸汽吹灰過于頻繁

一般情況下，蒸汽吹灰作為聲波吹灰器的輔助，只有聲波吹灰器故障或發(fā)現(xiàn)催化劑積灰較嚴(yán)重時(shí)，才進(jìn)行蒸汽吹灰。因?yàn)榇祷艺羝膮?shù)及吹灰部位的煙氣參數(shù)都不是很高，蒸汽進(jìn)入和細(xì)灰混合，當(dāng)氨逃逸率升高時(shí)，會(huì)大大增加硫酸氫銨的生成，生成的硫酸氫銨附著在催化劑表面，使催化劑的活力降低。

4.4停機(jī)檢修催化劑的吹掃方法不對(duì)

因?yàn)樵摯呋瘎┑膹?qiáng)度較低，采用壓縮空氣進(jìn)行吹掃而不是采用負(fù)壓吸附，有可能造成催化劑小孔堵灰，減少了催化劑的比表面積。同時(shí)用壓縮空氣進(jìn)行吹掃，降低了催化劑的強(qiáng)度，減少了催化劑的使用壽命。

4.5運(yùn)行過程中催化劑入口煙溫較低

機(jī)組脫硝投運(yùn)以來，鍋爐尾部煙道SCR反應(yīng)區(qū)煙氣溫度甲側(cè)在330℃，乙側(cè)在310℃左右，低于催化劑最佳反應(yīng)溫度（330～380℃）

4.6空預(yù)器風(fēng)溫較低

機(jī)組脫硝系統(tǒng)SCR反應(yīng)器布置在高溫管式預(yù)熱器與省煤器之間，而噴氨格柵布置在高溫預(yù)熱器前。由于機(jī)組運(yùn)行時(shí)高溫預(yù)熱器風(fēng)側(cè)進(jìn)口風(fēng)溫在200℃左右，管壁溫度低，為生成NH4HSO4創(chuàng)造了條件，煙氣中的SO3和噴入的氨在管式預(yù)熱器管壁上能形成NH4HSO4并附著在高溫預(yù)熱器管壁，導(dǎo)致煙氣側(cè)NH4HSO4與灰塵粘附在一起在管內(nèi)壁上形成一層硬殼狀物質(zhì)。附著在管壁的NH4HSO4隨著溫度場(chǎng)變化（升降負(fù)荷）發(fā)生脫落，碎片進(jìn)入催化劑孔洞堵塞煙氣通道。形成積灰堵塞催化劑活性物質(zhì)的微孔，減少催化劑微光比表面積，同時(shí)造成其他區(qū)域煙氣流速增大，導(dǎo)致催化劑層表面沖刷磨損嚴(yán)重，造成催化劑效能下降。

5 防止催化劑失效應(yīng)采取的措施

二、機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)打開熱風(fēng)再循環(huán)門（有暖風(fēng)器的投入暖風(fēng)器），提高進(jìn)入高溫預(yù)熱器的風(fēng)溫。

三、嚴(yán)格控制噴氨量，按照設(shè)計(jì)并依據(jù)SCR出口NOx濃度調(diào)整SCR脫硝系統(tǒng)噴氨量，嚴(yán)格控制氨逃逸不大于3%。如環(huán)保指標(biāo)仍不合格，不應(yīng)采取加大噴氨量的方法，應(yīng)及時(shí)調(diào)整機(jī)組負(fù)荷和燃燒，降低機(jī)組負(fù)荷以減少脫硝系統(tǒng)的壓力。

四、設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)考慮防止SCR反應(yīng)區(qū)流場(chǎng)分布不均的情況，通過試驗(yàn)?zāi)贸鼋鉀Q方案。

五、設(shè)計(jì)時(shí)考慮SCR反應(yīng)器煙溫區(qū)域，防止低負(fù)荷時(shí)由于煙溫低生成硫酸氫銨附著物，并防止高負(fù)荷時(shí)燒壞催化劑。

六、設(shè)計(jì)應(yīng)充分考慮聲波吹灰器的覆蓋范圍，防止有死角造成催化劑積灰堵塞、磨損。蒸汽吹灰作為輔助盡量不投入，只作定期試驗(yàn)。

七、鍋爐受熱面爆管后的催化劑保護(hù)目前是個(gè)難點(diǎn)，各廠應(yīng)做好防范措施防止爆管。

6 結(jié)論

該廠最后更換了全部催化劑，現(xiàn)運(yùn)行良好。為防止催化劑失效造成不必要的損失，各廠應(yīng)吸取經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，嚴(yán)格按照規(guī)程制度進(jìn)行操作，同時(shí)加強(qiáng)缺陷處理，防止設(shè)備損壞、鍋爐爆管造成的催化劑失效。

TU723

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1007-6344（2015）02-0078-02

于超（1989.02）男 助理工程師 專業(yè)方向：建筑電氣