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脱硝对空预器的影响


现代社会, 煤炭为国民经济带来发展的同时, 也带来了严重的环境污染。 近年来, 与燃煤有关的区域性和全球性的环境问题越来越突出, 燃煤火力发电装置排放 的主要污 染物粉尘、SO2、NOX 等对人类的生存环境构成直接危害。为更好地适 应“十二五”环境 保护工作的新要求, 环境保护部于 2011 年 7 月 18 日批准 并发布了《火电厂大气污染物 排放标准》(GB 13223-2011), 新标准代替原 有标准(GB13223-2003),于 2012 年 1 月 1 日起实施。 新标准区分现有和新 建火电建设项目, 分别规定了对应的排放控制要求: 对新建火电厂,规定了严 格的污染物排放限值;对现有火电厂,设置了两年半的达标排 放过渡期。因此, 无论是正在运行的,还是在建的火力发电机组,控制 SO2、NOX 的排放, 建设脱 硫脱硝装置均势在必行。 该法的优点是:由于使用了催化剂,故反应温度较低;净化率高,可达 85%以 上; 工艺设备紧凑,运行可靠;还原后的氮气放空,无二次污染。但也存在一 些明显的缺点: 由于烟气成分复杂,某些污染物可使催化剂中毒;高分散的粉 尘微粒可覆盖催化剂的表 面,使其活性下降;系统中存在一些未反应的 NH3 和 烟气中的 SO2 作用,生成易腐蚀和 堵塞设备的(NH4) 2SO4 和 NH4HSO4,同时还会 降低氨的利用率;投资与运行费用较高。 在高温高尘布置方式的工艺系统中,SCR 反应器布置在省煤器的下游、空气预热 器 和除尘装置的上游、烟气温度约为 350℃左右的位置。这种布置的优点是进 入反应器的烟气温度达到 280~420℃,多数催化剂在这个温度范围内有足够的 活性,烟气不需要再热即可获得较好的脱硝效果。但是,因催化剂 是在未经除 尘的烟气中工作, 寿命会受下列因素的影响: ① 烟气携带的飞灰中含有 Na、 K、 Ca、Si、As 等物质时,会使催化剂“中毒”或受 污染,从而降低催化剂的效能; ② 飞灰对催化剂反应器造成磨损; ③ 飞灰使催化剂反应器通道堵塞; ④ 烟 气温度过高,会使催化剂烧结,或使之再结晶而失效; ⑤ 烟气温度降低,NH3 会和 SO3 反应生成(NH4) 2SO4, 从而会堵塞催化反应器通道和空 气预热器; ⑥ 高 活性的催化剂会促使烟气中的 SO2 氧化成 SO3, 因此这种布置应避免采用高活性 的催化剂。 对于已有机组加装烟气脱硝的系统来说,由于烟道阻力损失、SCR 脱硝装置阻力 损 失和空预器阻力损失增大,造成引风机压头增大。SCR 脱硝装置反应器和增 加的烟道使 锅炉烟气侧阻力增加,从而增加引风机的功率和电耗。对于改造项 目, 由于设备空间和 场地条件的限制, 反应器无法布置在锅炉附近, 因采用 SCR 脱硝装置而增加的烟气阻力 有可能超出原有引风机的容量裕度,这时,必须增 加引风机的容量。 SCR 脱硝装置产生的烟气阻力包括烟气在烟道中的沿程阻力、 局部阻力和催化剂 本 身的阻力。催化剂在反应器中采用分层布置(一般为 2~3 层),对于反应 器中典型的设 计烟气流速 4~6m/s 和标准尺寸的催化剂模件, 每层催化剂的烟 气阻力约为 200Pa。采 用 SCR 脱硝装置,烟气侧阻力增加约为 1000Pa,引风 机裕度可能无法满足要求而被迫 改造。 SCR 烟气脱硝装置由于催化剂的存在,在 SCR 脱硝反应器中发生大量的化学反 应, 对再生式空预器产生影响的主要是生成的硫酸氢铵。烟气中部分 SO2 被催

化氧化为 SO3, 从脱硝反应器逃逸的部分氨与烟气中的 SO3 和 H2O 反应生成硫 酸氢铵,增加了空预器堵 塞和腐蚀的风险。 硫酸氢铵牢固粘附在空预器蓄热元件的表面上,使蓄热元件发生积灰。这些沉积 物 将减小空预器内流通截面积,从而引起空预器阻力的增加,同时降低空预器 换热元件的 效率。经验表明,传统的再生式空预器对硫酸氢铵结垢的反应非常 敏感。在增加了 SO3 转化率后,硫酸露点通常上升 5~10℃,预热器冷端受硫 酸腐蚀区范围将上升到 250~ 450mm,原有空气预热器的冷段高度就显得不够 了。为不影响机组的正常运行,就需要 对空气预热器进行改造。一般改造主要 包括空预器换热元件的更换(如用搪瓷镀层换热 元件代替普通碳钢或低合金钢 换热元件。 实际经验证明采用搪瓷镀层换热元件后硫酸氢 铵的结垢速率明显降 低。 此外,SCR 反应器内烟气流速约为 4~6m/s,势必形成一定程度的积灰。为保证 SCR 催化剂的催化效果,在 SCR 内配置的吹灰器将会把积灰吹入空预器,在空 预器内会形成 堵灰。而且加装 SCR 脱硝装置后,空预器段烟气负压增加较多, 漏风压差增加,通常空 预器漏风率增加 0.8%~1.5%。 此外,由于 SO2 的氧化,烟气中 SO3 的浓度大大增加,特别是对于燃烧高硫煤的 电 厂来说,这一问题更为突出。通常,烟气经过 SCR 后,SO3 的浓度会增加近 一倍,致使 烟气结露温度大大提升(烟气中水汽本身的结露温度是很低的,一 般约在 30~60℃, 但烟气中只要有 0.005%的三氧化硫,烟气结露温度即可高 达 150℃以上)。如果继续维 持原有排烟温度运行,SCR 反应器和空气预热器 等尾部烟道设备都会出现不同程度的结 露现象,继而开始出现堵灰。为了缓解 结露,机组运行被迫维持更高的排烟温度,使大 量热能无效地从烟囱流失,大 大降低了锅炉热效率,当机组处于较低负荷运行时,维持 排烟温度也将更难。


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