加装选择性催化还原脱硝装置对锅炉设备的影响分析

时间：2024-07-28

郭永华

(江苏徐塘发电有限责任公司，江苏邳州 221300)

0 引言

目前，火电厂因其NOx排放量大且相对集中，同时较其他分散源容易控制，成为国家控制NOx的首选目标。目前，300MW以上的锅炉必须加装脱硝装置，本文结合江苏徐塘发电有限责任公司(以下简称徐塘发电公司)300 MW燃煤机组脱硝技术改造工程，分析选择性催化还原(SCR)脱硝装置对锅炉设备的影响。

1 脱硝装置对锅炉本体的影响

目前，SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器出口和空气预热器进口之间，给锅炉本体总体布置、尾部烟道、锅炉钢结构带来了影响，必须进行相应的调整。

1.1 对锅炉房总体布置的影响

在徐塘发电公司锅炉房加装SCR脱硝装置时，为了减少烟气侧阻力和预留足够的布置空间，空气预热器布置在省煤器下方，Π型反应器布置在省煤器和空气预热器后侧、一次风机和送风机上方。这样布置适应性强，便于设备安装和布置，施工相对简单，但存在的问题是，烟道转弯较多，烟气侧需要装设较多的导流板，该方案烟气侧阻力比空气预热器拖后布置方案要大一些。

1.2 对尾部烟道的影响

(1)烟道的变化主要表现在走向变化及负压变化引起原设计改变方面。由于技术改造前省煤器出口处三向膨胀量和加装SCR后的三向膨胀量不一样，且省煤器出口走向由正下方改为斜上方，需要重新布置金属膨胀节和安装吊点。原设计采用纵向金属膨胀节，现改为水平布置。水平走向布置上层烟道，吊点容易选择;催化剂后水平走向的下层烟道和空气预热器进口对接烟道，由于吊架较大，施工空间狭小，吊点难以设置。

(2)负压变化引起的影响主要是烟道阻力损失、SCR脱硝装置阻力损失及空气预热器阻力损失增大，从而造成引风机压头增大。压头增加会对烟道产生一定影响:在省煤器出口至SCR脱硝装置入口范围内，烟道压力与炉膛承受压力基本一致，对烟道强度没有影响;在SCR脱硝装置出口至空气预热器进口范围内，烟道压力与原省煤器出口压力相比，增加了部分烟道压损和SCR催化剂压损，烟道设计压力相应提高约1.0 kPa(脱硝SCR反应器设计压损低于1.0 kPa)，对烟道强度有一定影响，需要增强加强肋;在空气预热器出口范围内，烟道设计压力提高约1.5 kPa，烟道强度需重新计算并增加加强肋，锅炉范围内的质量增加约100 t。

(3)热量损失。老机组改造后加装SCR脱硝装置，因场地限制造成烟道长度增加，进而带来热量损失;烟气经过脱硝装置后烟温会降低2℃左右，会对锅炉效率产生一定影响。

1.3 对锅炉钢结构的影响

锅炉设备的增加会引起钢架结构的变化，加装SCR脱硝装置后需要另设钢架，支撑SCR装置的钢架自成支撑体系。原锅炉柱体不变，在送风机处增加4排钢柱支撑SCR设备。另外，在布置SCR设备后，平台楼梯和原锅炉各层平台对接连通楼梯增加，使得钢架质量增加，需要仔细核算荷载。

1.4 未设旁路和灰斗

设置旁路的SCR脱硝装置存在旁路挡板密封和积灰问题，而且需增加密封风装置，投资、运行和维护费用较高，考虑机组每年启、停在10次以下，催化剂使用温度范围较宽，故取消旁路，简化了SCR脱硝装置。另外，SCR反应器未设置灰斗，仅对进入空气预热器的SCR反应器出口烟道的走向与角度进行适当优化设计，SCR吹灰器吹出的积灰直接进入空气预热器。

2 对空气预热器的影响

由于装设SCR脱硝装置后，氨与NOx的反应不完全，会有少量的氨逃逸进入空气预热器。在150～230℃，氨与烟气中的 SO3和 H2O反应形成NH4HSO4，会对空气预热器冷段和中温段形成强烈腐蚀，同时造成空气预热器积灰。氨的逃逸率低于1×10－6，堵塞现象不明显;若氨逃逸率增加到2×10－6，空气预热器运行半年后阻力增加约30%;若氨逃逸率增加到3×10－6，空气预热器运行半年后阻力增加约50%，对引风机和送风机造成很大影响。所以，装设SCR装置的锅炉，空气预热器需要进行必要的改造，在设计和运行上都要改变相应的技术措施。

(1)需要修改原空气预热器传热元件的高度和波形配置。采用高吹灰通透性的波纹板，合并传统的冷段和中温段，使其冷段传热元件高度增加，约增加15%的换热面积;原传热元件由3层改为2层，总体高度由原来1880 mm改为1950 mm，保证NH4HSO4全部在该层内完成凝结和固化，避免在两层传热元件之间产生积聚。同时，传热元件内部气流通道为局部密闭型，可提高吹灰深度。

(2)空气预热器转子等结构需做局部修改。为防止空气预热器腐蚀，冷段采用搪瓷表面换热元件，其使用寿命不低于5万h。因为NH4HSO4具有很强的黏结性，会迅速黏附在传热元件表面并吸附大量飞灰，从而造成堵灰，使空气预热器严重堵塞。搪瓷元件可以隔断腐蚀物和金属接触，而且具有表面光洁(容易清洗)、稳定性好、耐磨损、寿命长等特点，故采用搪瓷换热元件。

(3)空气预热器吹灰器采用双介质，增加了高压冲洗水系统。运行时采用蒸汽吹灰，停机清洗采用高压水。热段需增加1台蒸汽吹灰器，吹灰次数比原来增加。建立空气预热器压差台账，定期分析;严格控制氨逃逸率低于3×10－6，防止空气预热器堵塞、腐蚀。

(4)安装SCR脱硝装置后，空气预热器必须进行改造，由于施工空间狭窄，热段元件可以现场安装，冷段元件必须吊装完成;另外，空气预热器改造后重量发生较大变化，吊装难度增大。

(5)由于热段采用波纹板，虽然能保证吹灰和清洗效果，但造成换热性能降低。为保证排烟温度基本稳定，必须追加热段换热面积，造成传热元件高度增加。另外，因为加装SCR脱硝装置使烟气阻力增加1.0 kPa左右，为了使炉膛内部压力平衡，引风机的出力比原来有所增加，从而使空气预热器内部烟气压力降低，空气预热器风侧和烟气侧的压差增大，导致空气预热器漏风率增加约1%，锅炉效率降低。

3 对静电除尘器的影响

脱硝装置对静电除尘器的影响既有正面的也有负面的，逃逸的氨气与烟气中灰尘混合，一定程度上可以降低灰尘的比电阻，有利于提高除尘效率;另一方面，生成的NH4HSO4可能将灰尘黏附在静电除尘器的极板或极线上，使其与烟气隔离，将影响后续的灰尘荷电;另外，NH4HSO4还有一定的腐蚀作用。

4 对引风机的影响

氨逃逸量相对于烟气量较少，对引风机的危害可忽略，但因增加SCR脱硝装置和空气预热器改造，烟气侧阻力增加约1.0～1.2 kPa，加上该机组取消了脱硫增压风机，设计单位应根据机组实际运行情况，综合脱硫原净烟气压差情况对引风机进行改造。徐塘发电公司把原来的静叶可调轴流式风机改成了双级动叶可调轴流式风机。

(1)为了防止脱硝催化剂压差增大而造成引风机功耗增加，对于无旁路运行的SCR脱硝装置，尤其是蜂窝式催化剂，运行中一定要加强监视催化剂压差，制订严格的吹灰方案，防止因催化剂堵塞而导致锅炉停运。

(2)对于加装SCR脱硝装置的机组，因为SCR脱硝装置的压差会逐渐增大，烟道阻力会增加，造成引风机的运行不稳定，易发生失速和喘振，平时要注意引风机的运行情况，监视其电流、振动、进出口压力参数。