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【摘 要】随新《环境保护法》的实施，国家环境保护政策日趋严格，对SCR烟气脱硝装置及锅炉的的安全稳定运行提出更高要求。本文根据SCR烟气脱硝装置的运行要求及电厂实际，分析了黔东电厂加装SCR烟气脱硝装置后对锅炉系统安全经经济运行的影响及采取的对策，为电厂提供信息指导。
【关键词】SCR；锅炉；影响；对策
前言
2012年1月1日实施的国家标准《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011中明确：自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉执行氮氧化物（以NO2计）排放限值为200mg/m3。为贯彻落实新《环增保护法》及国家“十二五”减排总量计划，2015年3月9日贵州省环境保护厅下发《关于进一步明确火电厂总量减排管理要求的通知》中指示：各火电企业要着力解决低温低负荷时段脱硝设施退出的问题，确保脱硝设施投运率达至90%以上，全年综合脱硝效率不低于75%。必须实现达标排放，氮氧化物排放浓度应控制在机组对应标准排放限值的80%以下。按要求：我厂氮氧化物排放浓度应控制在160mg/m3以下，预计2019年实现超低排放。
1、我厂SCR烟气脱硝简介
SCR 烟气脱硝是目前最成熟的烟气脱硝技术，它是一种炉后脱硝方法。该类技术通过将氨（NH3）作为还原剂喷入烟气中，在金属催化剂作用下，选择性地与烟气中的NOx发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，制成蜂窝式型，反应时通常要求烟气温度在320℃～420℃间。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，氮氧化物生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。
既要控制达标排放，又要保证锅炉安全稳定经济运行，同时由于市场原因入厂入炉煤质不稳定等客观因素，对机组运行人员提出了更高的要求。
2、对锅炉运行的影响
2.1对锅炉效率的影响
（1）热量损失。安装SCR脱硝系统后，锅炉烟道长度增加，散热表面积增加，热量损失增加。同时烟气通过脱硝系统后烟温会降低6℃左右，对锅炉效率将会产生一定的影响。
（2）空预器换热元件堵塞，排烟温度升高。NH3和SO3反应生成NH4HSO4（硫酸氢氨），NH4HSO4在温度180～200℃的环境中呈“鼻涕”状的粘性物结盐，其与烟气中的飞灰颗粒物极易粘附在空预器换热面上，使空预器换热元件脏污影响空预器的换热效果，造成排烟温度升高，锅炉效率降低。
（3）空预器漏风率增大。烟气通过SCR脱硝系统以后的前后烟风差压增加1kPa左右，为了使炉膛内部压力平衡，引风机的出力将有所增加，从而导致空预器内部烟气压力降低，使空预器烟/风压差增大，导致空预器漏风率增加，锅炉效率降低。
2.2对烟道阻力的影响
SCR脱硝装置使烟气阻力增加1kPa左右，而且蜂窝式催化剂容易积灰堵塞，且随着运行时间的增长，催化剂堵塞程度也越严重，将导致引风机的电耗增加，现在设计的SCR脱硝系统均不设计旁路系统，如果催化剂堵塞严重，将直接影响锅炉的安全、稳定运行。
2.3对空预器的影响
相比较来说，SCR脱硝装置对空预器的影响更为突出。主要原因是NH4HSO4的腐蚀性和黏结性。NH4HSO4于灰尘一起粘附在空预器的换热元件上，不仅降低换热效果，还将会在空预器的低温段产生低温腐蚀，同时造成空预器的积灰。SCR脱硝装置氨逃逸率超过设计值时将会造成大量的NH4HSO4生成，致使空预器严重堵塞，这将造成引风机电耗增加，一次风机母管压力波动大等情况。
另外，燃用高硫煤时，烟气中SO3含量较高，只要烟气中有0.05‰的SO3，烟气的露点即可提高到150℃以上。同时NH3和氮氧化物反应产物为H2和H2O，因此空预器的低温段就可能有硫酸溶液凝结在换热元件上，造成空预器的低温腐蚀。
3、预控措施
3.1减少SCR脱硝催化剂积灰
烟气中灰尘的含量与煤种的灰份、燃烧调整有很大关系，但影响脱硝催化剂积灰的因素还与省煤器输灰系统运行情况、脱硝吹灰器等有关。省煤器输灰系统不能正常工作，将会使大量的灰尘带入脱硝上层催化剂，即便加强脱硝系统吹灰仍不能避免蜂窝状催化剂的堵塞。由于脱硝装置的吹灰器能起到很好的作用。我厂设置脱硝声波吹灰器和蒸汽吹灰器。机组运行中，定期检查和试验声波吹灰器良好，确保可靠投入。当催化剂差压增大时，应及时投入蒸汽吹灰。在投运蒸汽时一定要充分的疏水，确保蒸汽有50℃过热度，否则会造成灰尘结块加剧堵塞催化剂和对催化剂造成水蚀，影响催化剂的使用寿命。机组停运期间，严格执行逢停必检制度，定期检查NH3喷口情况及催化剂积灰情况，并及时进行积灰人工清理。
3.2改造空预器传热元件
安装SCR脱硝工艺的空预器在防止起低温段腐蚀、积灰堵塞和清洗方面需要进行特殊设计。为防止由于空预器脏污使传热效果降低，或空预器堵塞导致被迫停炉事件的发生，空预器低温段传热元件应采用搪瓷表面传热元件。一方面是搪瓷表面可以隔离腐蚀物与金属接触，其表面光洁，易于清洗；另一方面是搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命命长。
3.3加强空预器吹灰
在运行过程中，空预器积灰结盐堵塞是在所难免的。我厂进行SCR脱硝系统改造后，在空预器原有两支冷端吹灰器的同时增加两支热端蒸汽吹灰器。通过增加空预器吹灰自动程控逻辑加强吹灰，尤其应加强空预器低温段的吹灰，同时通过外委专业吹灰厂家人员进行吹灰系统的运行维护。
3.4定期对空预器进行冲洗
增加空预器在线高压水碱洗装置，在必要情况下可保证在机组运行中投运在线高压水冲洗系统，及时清理积灰结盐。同时在机组停运等级检修期间，吊出空预器换热无件进行离线高压清洗，并对损坏元件进行更换。停机后进行空预器高压清洗时，有条件的话尽量采用自然风干方法，严禁启动引送風机进行强制通风干燥，防止炉内及烟道积灰被空气预热器金属表面水膜吸附造成二次污染。
3.5控制氨逃逸率
为减少脱硝装置运行时对锅炉的影响，控制NH4HSO4的生成量就显得尤为重要。生成NH4HSO4的反应速率主要与温度、烟气中氨气、SO3及水含量有关。对于实际运行的火电机组，锅炉烟气中SO3及水的含量无法控制。因此，必须严格控制氨的逃逸率。
（1）严格控制NH3的喷入量，防止NH3过量而造成氨逃逸，正常情况下应控制氨逃逸率不超过3ppm。
（2）保持催化剂的活性。SCR脱硝催化剂的寿命一般在5～6年，因此SCR脱硝装置运行一段时间后，催化剂活性会逐渐衰减，脱硝效率将会降低，氨逃逸率将会增加。
（3）加强脱硝装置的维护工作，确保脱硝进、出口氮氧化物数据的准确性，为运行人员提供可靠的调整依据。
（4）对每日的耗氨量进行比对，避免有过量喷氨情况。
3.6控制入口氮氧化物
（1）合理掺配煤质。燃煤挥发分直接影响氮氧化物的生成量。实验证明，挥发分越低在燃烧过程中越易生成氮氧化物。通过对入厂煤按热质、硫份、挥发份高低进行分区存放，根据机组负荷情况对磨煤机进行分仓分时段上煤，保证入炉煤质挥发份不低于12%，降低氮氧化物的生成量。
（2）在保证安全前提下，适当提高氧量运运行。经验证明，通过开大燃烧器上拱A、B风门开度进行煤粉燃烬补氧，同时适当增加总风量至（3.0～4.2）%氧量情况下，可保证煤粉燃烧充分燃烬，减少CO生成，降低炉内还原氛围，减少氮氧化物生成。
（3）通过对SCR脱硝装置后烟气分析试验确定脱硝入口不同NOx指标所对应的喷氨调整门开度，不定期进行优化调整。
（4）机组启动时特别是在机组升温、升压到机组并网间，应特别注意控制氮氧化物排放控制，此階段应尽量减少汽水工质浪费，高、低压旁路开度控制不宜过大，适当降低凝汽器真空，以达到减少燃料量的目的，从而减少氮氧化物的生成。
（5）有条件的可增加低氮燃烧器，尽量减少氮氧化物生成量。
3.7减少空预器漏风
空预器漏风量较大时使排烟温度大幅下降，特别是在冬季负荷较低时会使空预器堵塞恶化，使锅炉供养不足限制机组带负荷能力，强待负荷时会造成送风机失速及低负荷时造成引风机抢风，严重时造成被迫停炉，因此停炉后应对空预器密封片检查及进行更换。
3.8综合治理
（1）在冷端综合温度不能满足要求的情况下，送风再循环保持全开。
（2）投油稳燃期间，空预器连续吹灰。
（3）深度调峰期间，原则上保留高、中挥发分煤种的磨煤机运行，调整磨煤机及火嘴运行方式，尽可能控制入炉煤含硫量不高于9500mg/NM3。
（4）机组停运后，及时关闭主汽吹灰手动门，喷氨调门前、后手动门。
（5）机组停运后待炉内为负压状态时才能停运稀释风机。
（6）锅炉点火期间，应尽快将空预器吹灰汽源切换至主汽汽源，以保证空预器吹灰效果。
（7）我厂#2炉空预器堵塞较为严重，其主要原因为空预器漏风较大，如空预器堵塞严重的话排烟温度会升高，但我厂#2炉排烟温度一直偏低，造成送风经空预器到引风机入口短路，长时间就会加剧空预器堵塞及炉膛燃烧供氧不足，因此治理空预器漏风将会成为防止堵塞的关键。
4、结束语
SCR脱硝装置不可避免地对锅炉安全经济运行带来负面影响，比如效率降低、经济性下降、空预器堵塞、运行维护工作量增加、安全性降低等。所以我们要不断探究和充分考虑各种风险，确保锅炉安全、经济、环保运行。
参考文献：
[1]西安热工研究院 《火电厂SCR烟气脱硝技术》 中国电力出版社 2013.7
[2]孙克勤 钟秦 《火电厂烟气脱硝技术及工程应用》化学工业出版社 2007.2
[3]贵州黔东电力有限公司 《600MW火力发电机组集控运行规程》2018.12
作者简介：
王恩，男，贵州贵阳人，技师，主要从事火电厂集控运行工作。
（作者单位：贵州黔东电力有限公司） |
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发表于 2022-2-27 18:43:59