煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行分析

井 振，逄立新，劉權(quán)新

（中國石油撫順石化公司， 遼寧 撫順 113000）

煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行分析

井 振，逄立新，劉權(quán)新

（中國石油撫順石化公司， 遼寧 撫順 113000）

對煤粉鍋爐煙氣脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在的問題進(jìn)行了剖析，重點(diǎn)介紹了鍋爐脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)時所采取的技術(shù)保證措施。

煤粉鍋爐；煙氣脫硫脫硝；達(dá)標(biāo)運(yùn)行；分析

某公司熱電廠現(xiàn)有5臺煤粉鍋爐新建或改造了脫硫脫硝裝置，具體情況為：新建 10-12# 3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐，脫硫裝置采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝，2012年9月投用；脫硝裝置采用選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，2014年5月投用。改造8-9# 2臺WGZ410/9.8-16鍋爐，脫硫裝置采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫工藝，分別于2014年12月和2015年4月投用；脫硝裝置采用低氮燃燒技術(shù)+選擇性催化還原（SCR）脫硝工藝，2014年12月和2015年4月投用。

1 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在的問題

1.1 鍋爐煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)及相關(guān)要求

國家環(huán)保部2011年最新頒布的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）中規(guī)定：“自2014年7月1日起，現(xiàn)有（2003年12月31日前建成投產(chǎn)或通過建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書審批的）火力發(fā)電鍋爐二氧化硫、氮氧化物（以NO2計(jì)）、煙塵排放標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行100、100、30 mg/Nm3的規(guī)定”。

國家環(huán)保部《2009-2010年全國污染防治工作要點(diǎn)》的通知第九款中明確指出，“2015年年底前，現(xiàn)役機(jī)組全部完成脫硝改造”?！笆濉币?guī)劃綱要中將氮氧化物首次列入約束性指標(biāo)體系，要求減少10%。

1.2 鍋爐脫硫裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在的主要問題

10-12# 3臺鍋爐脫硫裝置已投用30個月，從現(xiàn)場實(shí)際運(yùn)行情況看，主要存在以下問題：

1.2.1 脫硫裝置出口SO2超標(biāo)

運(yùn)行中在脫硫裝置入口煙氣SO2指標(biāo)高于2 600 mg/Nm3時，脫硫裝置出口煙氣 SO2指標(biāo)超出 100 mg/Nm3。

1.2.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏

2014年9月份以來，11#爐吸收塔塔體先后出現(xiàn)4次泄漏，2014年11月份，12#爐吸收塔塔體出現(xiàn)1次泄漏。處理不及時，會造成吸收塔塔壁大面積泄漏，造成脫硫裝置停運(yùn)。

1.2.3 脫硫裝置吸收塔起泡溢流

吸收塔出現(xiàn)起泡溢流后，吸收塔運(yùn)行液位被迫降低，脫硫反應(yīng)氧化效果不能保證，漿液中亞硫酸鹽含量逐漸增高，致使?jié){液品質(zhì)惡化。漿液起泡嚴(yán)重時，石膏排除泵入口漿液泡沫增加，泵出口壓力降低，無法正常排除石膏，致使?jié){液密度逐漸上升，液位難以控制，循環(huán)漿液泵入口壓力下降、氣泡增多，導(dǎo)致循環(huán)漿液泵的出力下降、影響脫硫效率，嚴(yán)重時可能導(dǎo)致泵的氣蝕。漿液溢流到煙道后，煙道積灰逐漸嚴(yán)重，煙道阻力增加，影響鍋爐的安全運(yùn)行。進(jìn)入引風(fēng)機(jī)殼體，造成吸風(fēng)機(jī)停運(yùn)，鍋爐停爐。

1.2.4 熱工儀表指示不準(zhǔn)

脫硫裝置運(yùn)行以來，多次出現(xiàn)吸收塔密度計(jì)、pH計(jì)、及液位計(jì)指示不準(zhǔn)的情況，容易造成崗位人員對吸收塔運(yùn)行情況的誤判斷，給脫硫裝置長周期平穩(wěn)運(yùn)行帶來安全隱患。

1.3 鍋爐脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在的主要問題

10-12# 鍋爐脫硝裝置已投用12個月，從現(xiàn)場實(shí)際運(yùn)行情況看，主要存在以下問題：

（1）脫硝裝置噴氨量大

鍋爐運(yùn)行中，在脫硝入口煙氣 NOx指標(biāo)400～500 mg/Nm3情況下，通過提高氨氣壓力至0.3～0.35 MPa、開調(diào)節(jié)閥旁路措施增大噴氨量，可以保證脫硝出口NOx指標(biāo)控制在100 mg/Nm3以下。根據(jù)氨區(qū)消耗量標(biāo)定，單臺爐平均噴氨量達(dá) 100 kg/h左右，遠(yuǎn)超設(shè)計(jì)值55 kg/h。

（2）液氨罐區(qū)不能保持氨壓穩(wěn)定

因?yàn)榫彌_罐前氨氣自力式調(diào)節(jié)閥壓力不穩(wěn)定，自動漂移，造成氨氣壓力下降，影響脫硝出口指標(biāo)。

（3）氨區(qū)卸車采用金屬軟管連接卸車，存在安全隱患。

（4）無法實(shí)現(xiàn)自動噴氨，適應(yīng)鍋爐負(fù)荷變化能力差。

（5）氨逃逸率表準(zhǔn)確性差，數(shù)據(jù)對生產(chǎn)調(diào)整無指導(dǎo)價值。

2 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在問題分析

2.1 鍋爐脫硫裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在問題分析

2.1.1 脫硫裝置出口SO2超標(biāo)原因分析

3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐，設(shè)計(jì)煤種含硫量為0.84%，脫硫裝置入口煙氣SO2指標(biāo)設(shè)計(jì)值為3002 mg/Nm3。分析發(fā)現(xiàn)，出口煙氣SO2超標(biāo)主要發(fā)生在兩種情況下：

（1）燃煤品種發(fā)生變化，硫含量超出1%時，脫硫裝置入口煙氣SO2超出設(shè)計(jì)值，超出了脫硫裝置的處理能力。硫含量最大達(dá)到 2.06%，入口煙氣SO2指標(biāo)達(dá)4 644 mg/Nm3時。

（2）入口煙氣SO2雖未超出設(shè)計(jì)值，但增加速度較快，脫硫裝置的生產(chǎn)調(diào)節(jié)能力跟不上變化值，主要是啟動漿液循環(huán)泵滯后，造成短時間超標(biāo)。

2.1.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏原因分析

由于吸收塔內(nèi)部防腐鱗片局部涂抹的不均勻，防腐鱗片養(yǎng)護(hù)時間不夠，在吸收塔長時間運(yùn)行中，塔內(nèi)防腐鱗片有局部脫硫現(xiàn)象，吸收塔內(nèi)的漿液具有酸性，造成脫硫吸收塔塔壁酸腐蝕泄漏。

2.1.3 脫硫裝置吸收塔溢流原因分析

（1）鍋爐在運(yùn)行過程中因投油、燃燒不充分，未燃盡成份（主要是飛灰中的部分碳顆粒或焦油）隨鍋爐尾部煙氣進(jìn)入吸收塔，造成吸收塔漿液有機(jī)物含量增加；

（2）鍋爐后部除塵器運(yùn)行狀況不佳，煙氣粉塵濃度超標(biāo)，含有大量惰性物質(zhì)的雜質(zhì)進(jìn)入吸收塔后，致使吸收塔漿液重金屬含量增高。重金屬離子增多引起漿液表面張力增加，從而使?jié){液表面起泡；

（3）脫硫用石灰石中含過量MgO（起泡劑），與硫酸根離子反應(yīng)參生大量泡沫；

（4）脫硫裝置脫水系統(tǒng)或廢水處理系統(tǒng)不能正常投入，致使吸收塔漿液品質(zhì)逐漸惡化；

（5）運(yùn)行過程中出現(xiàn)氧化風(fēng)機(jī)突然跳閘，吸收塔漿液氣液平衡被破壞，致使吸收塔漿液大量溢流。

（6）脫硫入口煙氣 SO2濃度超過吸收塔設(shè)計(jì)值，造成吸收塔pH值下降過快，脫硫漿液處理不了過多的SO2，使塔內(nèi)氣體增加，產(chǎn)生冒泡現(xiàn)象。

2.1.4 熱工儀表指示不準(zhǔn)原因分析

脫硫裝置表計(jì)指示不準(zhǔn)，主要是因?yàn)榫S護(hù)不及時，未按照要求及時檢驗(yàn)及更換。

2.2 鍋爐脫硝裝置存在問題分析

2.2.1 脫硝裝置噴氨量大原因分析

（1）催化劑活性降低造成噴氨量大。

在催化劑外委檢測報(bào)告中，反應(yīng)煙溫在360 ℃以上時，脫硝效率才可達(dá)到80%。催化劑活性對SCR系統(tǒng)脫硝效率具有重要的影響，它是催化劑壽命最直觀的反映。催化劑活性直接影響到煙氣NOX是否達(dá)標(biāo)排放，同時對NH3逃逸率的影響也很大，直接關(guān)系到氨逃逸量是否超標(biāo)，是否在下游空預(yù)器等設(shè)備上產(chǎn)生積鹽等問題。催化劑活性指標(biāo)對催化劑的壽命管理及催化劑的更換計(jì)劃有很強(qiáng)的指導(dǎo)意義，催化劑活性指標(biāo)也是運(yùn)行優(yōu)化與調(diào)整的依據(jù)。

（2）催化劑設(shè)計(jì)裝填量偏小。

調(diào)試單位現(xiàn)場測量到現(xiàn)燃用煤種煙氣量達(dá)到 60萬 Nm3/h而脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)煙氣量為44萬Nm3/h，相差較大，催化劑設(shè)計(jì)裝填量也是按設(shè)計(jì)煙氣量計(jì)算，在現(xiàn)運(yùn)行工況下存在空間速率高，反應(yīng)面積不夠，煙氣在催化劑表面反應(yīng)時間少，反應(yīng)不完全的情況。

（3）噴氨格柵噴嘴有部分堵塞，造成氨氣進(jìn)入煙道后混合不均勻，部分未參與反應(yīng)；

（4）耙式蒸汽吹灰器吹灰效果不佳，導(dǎo)致催化劑堵塞，難以反應(yīng)。

2.2.2 液氨罐區(qū)不能保持氨壓穩(wěn)定原因分析

在氨區(qū)正常運(yùn)行時，自力式調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)緩沖罐入口壓力的靈活性明顯不足。自立式調(diào)節(jié)閥為隔膜式調(diào)節(jié)閥，室外布置，頻繁使用調(diào)節(jié)卡澀，閥內(nèi)皮圈老化泄漏，特別是在冬季寒冷的氣候下，熱脹冷縮加大了調(diào)整難度。定壓后經(jīng)常超出定壓值，需經(jīng)常性調(diào)整。

2.2.3 氨區(qū)卸車采用金屬軟管卸車危險性分析

卸車金屬軟管使用中易鼓包、打折，一旦出現(xiàn)問題極易引起液氨大量泄漏，引發(fā)人員中毒、爆炸事故，已被國家禁止使用，安全性、恒壓性差，存在較大安全隱患。

2.2.4 10-12# 3臺HG-460/9.8-YM21型鍋爐無法實(shí)現(xiàn)自動噴氨原因分析

該爐噴氨調(diào)節(jié)閥動作信號與燃煤量關(guān)聯(lián)，DCS上燃料量取值點(diǎn)為甲乙側(cè)稱重式給煤機(jī)給量之和。直吹式鍋爐可實(shí)現(xiàn)自動噴氨，噴氨量與燃煤量成比例關(guān)系。現(xiàn)煤粉爐為中儲倉式制粉，噴入爐膛煤粉量無計(jì)量手段，無法實(shí)現(xiàn)自動噴氨。

3 煤粉鍋爐脫硫脫硝裝置達(dá)標(biāo)存在問題整改措施

3.1 鍋爐脫硫裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在問題整改措施

3.1.1 脫硫裝置出口SO2超標(biāo)整改措施

（1）加強(qiáng)燃煤品種、成分分析管理，打好提前量，科學(xué)配煤摻燒，配備燃煤硫含量快速檢測儀表，將入爐燃煤硫含量嚴(yán)格控制在1%以下。

（2）進(jìn)行技術(shù)改造，根據(jù)吸收塔漿液密度計(jì)、pH計(jì)數(shù)據(jù)變化聯(lián)動漿液循環(huán)泵，消除滯后現(xiàn)象。

3.1.2 鍋爐脫硫裝置吸收塔泄漏整改措施

加強(qiáng)對脫硫吸收塔塔體的檢查，脫硫吸收塔發(fā)生泄漏后，及時聯(lián)系檢修進(jìn)行封堵處理，防止腐蝕面擴(kuò)大。待停爐后，對塔內(nèi)防腐鱗片重新涂抹，對堵漏的地方進(jìn)行徹底修補(bǔ)。

3.1.3 脫硫裝置吸收塔起泡溢流整改措施

（1）調(diào)整吸收塔液位。確定合理的吸收塔運(yùn)行液位,減小漿液溢流量,防止?jié){液進(jìn)入吸收塔入口煙道。

（2）控制漿液和廢水品質(zhì)，并將石灰組分(如MgO、SiO2等)控制在要求范圍內(nèi),同時,加強(qiáng)吸收塔漿液、廢水、石灰石漿液、石灰石粉和石膏的化學(xué)分析工作,有效監(jiān)控脫硫系統(tǒng)運(yùn)行狀況,發(fā)現(xiàn)漿液品質(zhì)有惡化趨勢應(yīng)及時采取處理措施。

（3）在鍋爐投油或除塵裝置出現(xiàn)故障時，脫硫運(yùn)行人員應(yīng)積極采取措施，加強(qiáng)廢水排放、進(jìn)行漿液置換，盡量保證吸收塔漿液品質(zhì)質(zhì)量。

（4）當(dāng)脫硫吸收塔入口 SO2濃度超過設(shè)計(jì)值時，及時聯(lián)系值長，降低鍋爐負(fù)荷，減少SO2入口濃度，保證吸收塔的處理能力。

（5）根據(jù)需要，從吸收塔排水坑不定期加入脫硫?qū)Ｓ孟輨?/p>

（6）停運(yùn)1臺漿液循環(huán)泵以減小吸收塔內(nèi)部漿液的擾動。

（7）降低排除石膏時的吸收塔漿液密度，加大石膏排除量，保證新鮮漿液的不斷補(bǔ)入。

（8）堅(jiān)持脫硫廢水的排放，保證吸收塔內(nèi)漿液的品質(zhì)。

（9）運(yùn)行過程中要注意氧化風(fēng)機(jī)的運(yùn)行狀況，保證備用設(shè)備處于良好的備用狀態(tài)，一旦運(yùn)行風(fēng)機(jī)出現(xiàn)問題停運(yùn)，及時啟動備用設(shè)備。

3.1.4 熱工儀表指示不準(zhǔn)整改措施

加強(qiáng)日常維護(hù)保養(yǎng)，及時更換可靠性高的產(chǎn)品。

3.1.5 脫硫裝置廢水產(chǎn)生量相對較少

廢水處理裝置運(yùn)行負(fù)荷率相對較低，設(shè)計(jì)時可采用集中或聯(lián)合廢水處理，減少一次性設(shè)備投資和運(yùn)行費(fèi)用。

3.2 鍋爐脫硝裝置達(dá)標(biāo)運(yùn)行存在問題整改措施

3.2.1 脫硝裝置噴氨量大整改措施

10-12#爐脫硝裝置設(shè)計(jì)催化劑采用日立造船的進(jìn)口板式催化劑，型號為NOxNON-700。每層催化劑共有36個模塊，每個模塊重量560 kg，每層催化劑共重20.160 t、36.9 m3。脫硝反應(yīng)器設(shè)計(jì)為二加一形式，即有三層催化劑床層，正常情況下裝填兩層催化劑。在現(xiàn)有條件下再增加一層板式催化劑，加強(qiáng)催化劑吹灰管理，保證噴氨噴嘴暢通，可以解決噴氨量大問題。從脫硝催化劑設(shè)計(jì)選型方面，8-9#爐選用蜂窩式催化劑，使用效果優(yōu)于10-12#爐板式催化劑。

在脫硝工藝路線選擇方面，8-9#爐選用的低氮燃燒器+SCR工藝明顯比10-12#爐單獨(dú)的SCR工藝脫硝效果更好。2015年1季度8-9#爐氮氧化物（以NO2計(jì)）合格率為99.12%，高于10-12#爐的合格率為 90.27%。8-9#爐液氨耗量 42.79 kg/h，遠(yuǎn)低于10-12#爐的液氨耗量98 kg/h。

3.2.2 液氨罐區(qū)不能保持氨壓穩(wěn)定整改措施

將自力式調(diào)節(jié)閥更換為氣動調(diào)節(jié)閥。

3.2.3 氨區(qū)卸車采用金屬軟管連卸車整改措施

將卸車金屬軟管更換為鶴臂機(jī)。

3.2.4 無法實(shí)現(xiàn)自動噴氨整改措施

進(jìn)行技術(shù)改造，以脫硝入口NOX值及供風(fēng)量為關(guān)聯(lián)參數(shù)，實(shí)現(xiàn)噴氨量自動控制。目前WGZ410/ 9.8 -16鍋爐已實(shí)現(xiàn)，運(yùn)行效果良好。

3.2.5 氨逃逸率表整改措施

加強(qiáng)日常維護(hù)保養(yǎng)，及時更換可靠性高的產(chǎn)品。

4 結(jié)束語

裝置正常運(yùn)行時煙氣實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放，偶爾出現(xiàn)短時超標(biāo)現(xiàn)象,2015年1季度二氧化硫、氮氧化物（以NO2計(jì)）、煙塵排放合格率分別達(dá)到99.79%、92.5%、99.79%。

［1］ GB13223-2011 火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[S].

［2］ DL/T296-2011 火電廠煙氣脫硝技術(shù)導(dǎo)則[S].

［3］ DL/T5196-2004火力發(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程[S].

［4］范從振. 鍋爐原理［M］.北京： 水利電力出版社.

Analysis on Normal Operation of Flue Gas Desulfurization and Denitrification Device of Pulverized Coal Boiler

JING Zhen，PANG Li-xin，LIU Quan-xin
（PetroChina Fushun Petrochemical Company, Liaoning Fushun 113000，China)

Existing problems in the operation of flue gas desulfurization and denitrification device of the pulverized coal boiler were analyzed, and the technical measures to ensure normal operation of the device were introduced.

Pulverized coal boiler; Flue gas desulfurization and denitrification; Standard operation; Analysis

X 933

A

1671-0460（2015）08-1918-03

2015-06-15

井振（1972-），男，遼寧撫順人，高級工程師，1994年畢業(yè)于浙江大學(xué)電廠熱能動力專業(yè)，研究方向：熱電廠生產(chǎn)運(yùn)行及工藝技術(shù)管理工作。E-mail：jingzhen@petrochina.com.cn。