垃圾焚烧发电烟道内白色晶状物研究与分析

垃圾焚烧发电烟道内白色晶状物研究与分析

李永进李鹏

天津泰环再生资源利用有限公司 天津市 300300

摘要：垃圾焚烧发电厂检修过程中发现，焚烧余热炉出口尾部烟道顶棚、侧壁等位置集中出现大量白色结晶物，通过实验室化验分析得知该结晶物主要成分90%以上为氯化铵，对氯化铵结晶产生的机理以及带来的影响进行了研究。结果表明:烟道内氯化铵开始发生结晶的温度为175~340℃，它是烟气净化设备SNCR系统在脱销过程中伴随的产物;氯化铵结晶的夹杂不但会导致飞灰附着能力增强、造成设备堵塞，还会严重腐蚀烟道受热壁面等部位;对此提出日常运行过程中的预防和控制措施等建议。

关键词：氯化铵氨逃逸腐蚀

近年来，垃圾焚烧发电行业已成为城市生活垃圾处理的主要手段，城市生活垃圾中主要成分以化工制品居多，在焚烧过程中是造成环境污染的主要原因。随着环保部门及自身企业对排放标准的不断提高，全面实施超低排放和节能改造，在运行过程中出现了一系列新的问题。例如由于脱硝系统出口氮氧化物排放质量浓度限值的降低，对喷氨系统的运行状态提出了更高的要求，也增加了后续设备稳定运行的难度。

我厂在停机检查过程中发现，在尾部烟道顶棚、侧壁及管束表面存在大量白色晶体的沉积与板结，三级、二级过热器下部灰斗存在板结、堵塞情况。本文从垃圾焚烧发电厂烟道内白色结晶的实际情况出发，通过实验室化验、结晶机理研究、现场运行控制等对白色结晶物进行全面分析与研究，为垃圾焚烧发电厂的安全稳定运行提供理论依据。

1、白色结晶情况

图1为白色结晶物照片。该结晶物为长度3mm左右的细长杆状多面体晶体结构，多层晶体密集堆积并粘结在一起，厚度可达10mm以上。在尾部烟道附近存在大量白色结晶物，说明有相当一部分结晶物在延期流速低的区域沉积下来，且处于清灰设备的盲区，导致结晶物的去除效果下降。图2中靠近烟道侧墙管屏表面的结晶物底层呈黄色，并附着一层黑色腐蚀产物，表明结晶物对烟道内部管屏
表面产生了一定的腐蚀。

图1

图2

2、白色结晶实验分析

取我厂尾部烟道结晶物进行成分分析，结果见表1。由表1可见:尾部烟道壁面结晶物中氯化铵的质量分数为95.56%;结晶物在450℃时的灼烧减量高达99.05%。

由实验室分析结果可以得知:我厂尾部烟道内的结晶物主要成分为氯化铵，烟气通过尾部烟道在合适的温度区间内，其中的氯化铵大量沉积。

3 氯化铵结晶机理

3.1氯化铵结晶反应机理

生活垃圾燃烧过程会排放出氯化氢等污染气体，烟气中氯化氢质量浓度初始值约为400mg/m³。脱硝系统在运行过程中会喷入氨气作为还原剂，由于喷氨不均、流场不均等原因，不可避免的会出现氨逃逸现象。脱硝系统出口氨逃逸质量浓度均值在5.28mg/m左右。氯化氢和氨气在340℃时开始发生化合反应生成氯化铵，随着氯化氢及氨逃逸量的变化而变化。

3.2氯化铵结晶原因及位置

根据我厂运行的实际情况，并基于对氯化铵结晶反应机理的研究，烟道内氯化铵开始发生结晶的温度为175~340℃。该温度区间为尾部烟道至半干反应塔之间，包含了过热器管屏、保护蒸发器管屏、省煤器管屏等重要汽水管道。

烟气中氨逃逸质量浓度和氯化氢质量浓度较低时，氯化铵结晶温度也会降低；烟气中氨逃逸质量浓度和氯化氢质量浓度较高时，氯化铵结晶温度也会升高，且在尾部烟道顶棚、侧壁及人孔们等烟气流速低、温度低的部位发生大量氯化铵结晶沉积现象，影响机组和设备的安全稳定运行。

由于氯化铵易吸潮，烟道内的氯化铵晶体会发生多层堆积、板结的现象。氯化铵晶体的吸湿点一般在湿度76%左右，当晶体周围气体相对湿度大于吸湿点时，氯化铵晶体就会发生吸潮并板结。垃圾焚烧烟气中的水分含量较高，相对湿度也会达到较高值，促进了氯化铵晶体的吸潮和板结。吸潮后的氯化铵晶体腐蚀性较强，会对烟道壁面、管屏等部位产生较强的腐蚀作用，长期运行会大幅降低机组设备运行的安全性和可靠性。

4 运行维护对策

了解了氯化铵的生成机理之后，我们应当在运行维护过程中采取一下措施，减少其生成。

4.1合理制定环保指标

垃圾焚烧发电厂在超低排放过程中，烟气中的污染物排放水平大幅下降，且在运行过程中留有充分的余量，以应对机组负荷、垃圾换料的变化。然而，在实际运行过程中，出现部分电厂污染物排放浓度监测数据低于检出限和监测下限。因此，长期维持较低的烟气污染物排放量浓度，对机组正常运行不利，且影响一旦产生就较难消除。

因此，为保证机组运行的经济性和稳定性，稳定运行工况下推荐污染物排放质量浓度指标约为标准指标的80%以下为宜。

4.2

优化脱硝系统喷氨分布

对于SNCR脱硝系统而言，氨水的喷入量和分布是非常重要的。喷氨不足时会直接导致氮氧化物排放质量浓度的升高，喷氨过量时又会因增加氨逃逸，喷氨不均、喷入点温度场不符，可同时引起氮氧化物排放质量浓度和氯化铵等副产物的增加。因此，对SNCR脱硝系统进行喷入点的选择、温度场的精准、喷氨分布对保证垃圾焚烧发电厂正常运行有重要意义。

在机组负荷变动或脱硝系统氮氧化物质量浓度变动较大时，应及时调整喷入点位置，建立喷入点随炉膛温度的变化来进行选择性喷入，保证氨水喷入点处于最佳反应温度场。

4.3定期检测氨逃逸质量浓度

目前，在线氨逃逸质量浓度监测装置在实际应用过程中的数据可靠性普遍较差，因此定期进行氨逃逸化学法采样与分析测试试验十分必要。建议依据火电厂烟气SNCR脱硝系统运行技术规范(DL/T335-2010)每季度开展一次氨逃逸质量浓度检测，确保氨逃逸在合理范围内，减少因此带来的硫酸氢铵、氯化铵等结晶物堵塞问题。在进行氨逃逸质量浓度检测时，应在烟道平面上选取多个平均分布的采样点进行采样分析，最终结果取平均值。

4.4优化监控系统

运行过程中，SNCR脱硝系统喷氨量主要依据总排烟口烟气自动监控系统(continuousemissionmonitoringsystemCEMS)的氮氧化物质量浓度监测数据进行实时调整。因此，CEMS的准确性对脱硝系统的运行效果尤为重要。在条件允许的情况下，增加CEMS的烟气前端采样的方式，对比引风机出口的CEMS监测数据偏差。

除此之外，在日常运行维护之余，应定期对CEMS监测数据的有效性进行比对监测或数据审核，及时解决CEMS日常运行过程中可能存在的问题。

4.5降低炉膛出口氮氧化物质量浓度

采用高效SNCR+SCR、烟气再循环、改善燃烧与空气混合情况等方式来抑制氮氧化物的生成，可使氮氧化物减排量减少50%左右。

4.6保证烟道保温效果

由于氯化铵结晶沉积温度为175~340℃，因此在烟道漏风或设备温度较低处，极易发生结晶沉积现象。机组正常运行过程中，应保证烟道等设备的保温效果，避免局部温度过低而使氯化铵结晶大量沉积，在冬季运行过程中应尤其注意。

5 结论

1)垃圾焚烧发电厂，烟气排放指标中氮氧化物排放限值的控制，氨逃逸质量浓度的增加，带来了后续设备堵塞、氯化铵结晶沉积等问题，严重影响了机组的正常稳定运行。

2)垃圾焚烧发电厂烟道内发生的氯化铵结晶问题，主要是脱硝系统喷氨不均或喷氨过量导致的氨逃逸质量浓度严重超标所致。

3)建议垃圾焚烧发电厂合理制定环保指标，定期进行脱硝系统喷氨优化调整，定期人工检测氨逃逸质量浓度，优化监控系统，降低炉膛出口氮氧化物质量浓度，保证烟道保温效果等。