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为什么锅炉设置脱硝，怎么修复与排查方法？

发布日期:2024-11-20 21:11:49 更新时间:2024-11-22 01:54:06　浏览次数：3927  

一、脱硫

为什么锅炉设置脱硝，怎么修复与排查方法？

一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。

（1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。

其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。

（2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。

（3）半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。

目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。

下表为几种主要脱硫工艺的比较。

二、脱销

烟气脱销工艺可以分为湿法和干法两大类。

（1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NOx氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱销。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。

（2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。

无论是干法还是湿法，依据脱销反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。

目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。

SCR脱硝：

1、SCR脱销装置的工艺流程

前置高温高粉尘SCR脱硝工艺流程

2SCR脱硝工艺特点

2. 1催化剂

目前用于燃煤电厂SCR法烟气脱硝的催化剂主要有3种类型:蜂窝式、平板式和波纹板式。蜂窝式催化剂因其单位体积的有效表面积大,且达到相同脱硝效果所需的催化剂量较少而被广泛应用,市场占有率在60%～70%。

2. 2脱硝剂

脱硝剂一般采用尿素、纯氨或氨水。使用尿素最安全,但其投资、运行费用为三者中最高;纯氨的运行、投资费用最低,但其存储安全性要求较高;氨水介于两者之间。由于纯氨法应用广泛,贮运量小,有利于系统布置,同时鉴于国外的应用情况和电厂现有的管理水平,电厂脱硝工程大多采用纯氨系统。

为什么锅炉设置脱硝，怎么修复与排查方法？

锅炉烟气的两种脱硝技术简介

1、SCR（选择性催化还原脱硝）技术：

锅炉脱硝技术之SCR（选择性催化还原脱硝）技术

SCR是目前最成熟的烟气脱硝技术,它是一种炉后脱硝方法,最早由日本于 20世纪 60~70年代后期完成商业运行,是利用还原剂(NH3,尿素)在金属催化剂作用下,选择性地与 NOx反应生成 N2和H2O,而不是被 O2氧化,故称为“选择性”。

选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在 850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx分解成为N2和H2O,其反应公式如下:4NO+ 4NH3+O2→4N2+ 6H2O； NO+NO2+ 2NH3→2N2+ 3H2O；一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200℃～450℃的温度范围内有效进行,在NH3/NO= 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOx浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%～40%,对小型机组可达 80%。由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。

2、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术

锅炉脱硝技术之SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术

SNCR脱硝技术原理SNCR工艺以炉膛作为反应器，是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。

一般可获得30%~50%的NOx脱除率，所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能，且尿素是一般化学药品，运输存储简单安全、货源易得，而氨属于危险化学药品，SNCR一般采用尿素作为还原剂。选择性非催化还原（SNCR）脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂，喷入炉膛，该还原剂迅速热分解成NH3选择性地与烟气中的NOx反应生成N2、CO2、H2O等无害气体。SNCR脱硝工艺流程：将满足要求的尿素固体颗粒卸至尿素储料仓，由计量给料装置进入配液池，在加热的条件下，用工艺水将尿素固体颗粒配制成尿素溶液，经配料输送泵送至溶液储罐，储罐中的尿素溶液通过加压泵和输送管道送到炉前喷射系统，经布置在锅炉四周的雾化喷嘴喷入炉膛900~1100℃的温度区域。储罐输出的尿素溶液，可和工艺水混合配制成不同浓度的尿素溶液以满足锅炉不同负荷的要求；喷嘴可布置多层以满足不同温度区域的要求。适用范围：新建、扩建、改建机组或现役的旧机组，受场地限制，要求脱硝效率不太高的机组。SNCR工艺特点：以炉膛作为反应器，不需要催化剂，投资运行成本较低；脱硝效率中等，一般为30%--50%，与低氮燃烧技术组合效果更好，可达到70％的脱硝率；造成空气预热器和静电除尘器的堵塞和腐蚀比SCR低。

1.1锅炉热量损失增大

安装SCR脱硝系统后，锅炉的热量损失主要是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。

1.2空预器换热元件堵塞，使排烟温度升高

氨气和三氧化硫反应生成硫酸氢氨，硫酸氢氨在温度180～200℃的环境中呈“鼻涕”状的粘性物，因此在空预器高温段和低温段处烟气中的灰尘在该处容易和硫酸氢氨一块，极易粘附于空预器换热面上，使空预器换热元件脏污，空预器的换热效果变差，导致排烟温度升高，锅炉效率降低。

1.3空预器漏风率增大

烟气通过SCR脱硝系统以后的压降将增加500Pa左右，为了使炉膛内部压力平衡，吸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，使空预器风/烟压差增大，导致空预器漏风率增加，锅炉效率降低。

1.4对烟道阻力的影响

SCR脱硝装置使烟气阻力增加500Pa左右，而且对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，将导致吸风机的电耗增加。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。

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，主要原因是硫酸氢氨的腐蚀性和黏结性。硫酸氢氨与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脱硝装置氨逃逸率一般设计为≯3ppm，逃逸率超过设计值时将会造成大量的硫酸氢氨生成，致使空预器严重堵塞，这将造成吸风机电耗增加、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0.005%的SO3，烟气的露点即可提高到150℃以上。同时氨气和NOx反应产物为氮气和水，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。

减少SCR脱硝催化剂积灰情况，烟气中灰尘的含量与煤种的灰灰、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、脱硝装置所安装的吹灰器有关。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。

用于脱硝装置的吹灰器有声波和蒸汽吹灰两种方式。声波吹灰器在灰量较小时效果较为明显，并能彻底吹除边角的积灰，但灰量较大时耙式蒸汽吹灰器能起到很好的作用。当在投入蒸汽吹灰时，一定要充分的疏水，否则会造成灰尘结块堵塞催化剂或对催化剂造成水蚀，影响催化剂的使用寿命。

脱硝烟道入口导流板应设计为流线机翼型并尽可能偏向于炉前方向，这样可有效改善烟气分布流场，阻止较大灰分颗粒被烟气携带到催化剂蜂窝孔中造成催化剂蜂窝孔堵塞。

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