摘要：随着国家对环保要求越来越严格，为满足国家及河南省政府最新《火电厂大气污染物排放标准》中对NOx排放浓度（不超过50mg/Nm3）的要求，我公司于2015年先后对3、4号机组300MW燃煤锅炉进行了烟气脱硝工程改造。主要采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺技术。改造投运后传热元件发生强烈的腐蚀和积灰，引起空预器严重堵塞，且恶化速度较快，进入冬季环境温度下降及低负荷时特别明显。空预器差压达到3.6Kpa，加大了锅炉设备安全运行的风险性，只能被迫限负荷至270MW以下运行。下面以我公司3、4号燃煤机组为例，对烟气采用SCR法脱硝后空预器堵塞的成因进行分析。
关键词：脱硝；选择性催化还原（SCR）；空预器堵塞；氨逃逸
1、空预器堵塞情况
大唐洛阳首阳山发电有限责任公司2×300MW 锅炉为东方锅炉厂设计制造的DGl025／18.2 —Ⅱ6 型锅炉，锅炉为亚临界、一次中间再热、单炉膛、自然循环汽包锅炉。采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉为全悬吊钢构架，炉顶为大罩壳，整体成倒U 型布置。空预器为容克式再生三分仓立式逆流，烟气进口额定温度：390℃，出口额定温度：144.3℃；一次风进口额定温度：20℃，出口额定温度：351.7℃；二次风进口额定温度：38℃，出口额定温度：341.7℃。3、4号炉增设烟气脱硝系统，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不低于80%，脱硝还原剂采用氨蒸汽。
燃煤锅炉炉膛内烟气中的SO2约有0.5%～1.0%被氧化成SO3。加装SCR系统后，催化剂在把N0x，还原成N2的同时，将约1.0%的SO2：氧化成SO3。在空预器换热元件表面，SCR反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨气（NH3）、SO3及水
蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：
NH3+SO3+H20——NH4HSO4 2NH3+S03+H20 ——（NH4）2S04
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度（通常要求SCR出口不大于3ppm）时，主要生成硫酸氢氨。在150～220℃温度区间，硫酸氢氨是一种高粘性液态物质（如右图1所示），容易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，严重影响流通换热能力和增大了空预器的阻力，同时再次加剧腐蚀与堵灰。
2、空预器堵塞原因分析：
2.1）燃料硫分过高
机组在运行过程之中，尽量控制Sar<1%。燃用高硫煤时，SO3生成量增大。流经空预器烟气的SO3浓度增大，SO3与烟气中的NH3反应量增大。另外含硫量大，使烟气露点温度升高，当空预期温度低于或接近烟气露点时，硫酸蒸汽会在换热面上凝结。
2.2）氨逃逸过高
随着国家对环保排放指标参数的要求越来越严格，在运行过程之中为避免超排，保持较高的脱硝效率。导致氨逃逸量偏大，一般规定氨逃逸不超过3μL/L。烟气脱硝装置运行过程中，除了极端工况造成短时间内过量喷氨外，当喷氨系统设计不当、烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时，也会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过大。不同程度的氨逃逸是造成空预器堵塞的主要原因。
对于烟气脱硝装置，除通过氨喷射系统、导流系统、混合系统的设计提高烟气流场的分布均匀性外，日常运行过程中，还需严格控制喷氨量，防止过度喷氨，并定期对喷氨系统的喷氨流量平衡调整，防止局部喷氨过大造成氨逃逸升高。
2.3）烟气飞灰的影响
入炉煤灰分过高，空预器吹灰不及时，一定程度上也会造成空预器堵塞。
2.4）空预器冷端水冲洗的影响
加装脱硝后，空预器安装了冷端高压水冲洗，高压水泵在运行过程之中，出口压力维持在18 Mpa左右。压力不稳定，另外喷嘴在空预器之中与换热面之间的摩擦，导致水压力不足，水冲洗时水压不足，不但不能够起到吹会作用，反而会使空预器烟温降低，加剧腐蚀。
2.5）空预器烟气温度的影响
空预器烟温在150～220℃温度区间，硫酸氢氨是一种高粘性液态物质，粘接在空预器换热面上。
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3、空预器堵塞的解决方法
3.1）、运行中
3.1.1合理控制喷氨量
合理控制SCR出口参数，避免过调。根据设计条件，每台炉SCR系统都有设计最大喷氨量，当投自动或人工调整时，应注意不要高于上限，若是只有大量喷氨才能将NOx降低到排放标准值内时，应考虑其他方面的影响，不应仅靠增大喷氨量来实现。
3.1.2加强对喷氨格栅均匀性的调整
制定喷氨格栅定期调整试验机制，每次检修或每半年均应对喷氨格栅进行一次优化，防止喷氨不均匀造成反应效率下降，浪费氨气的同时造成空预器硫酸氢氨堵塞。
3.1.3控制氨逃逸浓度
运行中加强对氨逃逸浓度的监视，发现氨逃逸浓度异常升高，应立即降低喷氨量，查找原因，若因喷口堵塞或脱落，应及时修复，避免长时间不均匀运行。
3.1.4定期更换催化剂层
建立各炉催化剂台账，对催化剂进行全寿命管理，及时更换失效的催化剂，保证脱硝反应效率。
3.1.5预防空预器压差增大
因脱硝超低排放及当前脱硝调节系统特性问题，对于因氨量瞬间过大造成硫酸氢氨堵塞空预器情况时有发生，为了预防空预器及风烟系统的安全、经济运行。
①.减少带低负荷运行时间，尽量保持70%及以上负荷运行，尤其是冬季尽量减少低负荷运行。
②.提高冷风温度，每年冬季及时开启一、二次风热风再循环，提高冷风温度至20～40℃之间，提高排烟温至160～170℃之间。
3.1.6）对脱硝设备温度、浓度等计量表计进行完善改造，同时也需对表计加强维护，确保表计的准确性。
3.1.7）增加脱硝运行对机组负荷波动调节的灵敏性，减少滞后调节，低负荷状态下可适时退出脱硝运行。
3.1.8）在保证吹灰蒸汽品质的前提下，加强空预器吹灰管理。冷端水冲洗期间，保证冲洗水压力18Mpa左右。
3.1.9）改造锅炉低氮燃烧系统，切实降低NOx 浓度，减少喷氨量。
3.1.10）降低过剩空气系数，保持低氧燃烧，减少SO3生成量。一般情况下燃烧室过剩空气系数的临界值约为1.05，保持在低于此数值下运行，对降低SO3生成量有显著作用。
3.2）、停炉时
（一）高压水彻底清洗。
（二）更换耐腐蚀材质的换热面。
（三）消除系统漏风。
结语
随着环保要求的日益严格，越来越多的燃煤电厂选择应用SCR脱硝工艺，由于其工艺特点，不可避免会对空预器带来腐蚀及堵塞的不利影响，做好脱硝系统的运行优化调整，对空气预热进行合理改造，可最大程度减小SCR工艺对空预器带来的不利影响，在保证NOx达标排放的同时，实现安全生产。
参考文献：
[1]《300MW机组集控运行规程》 大唐洛阳首阳山发电厂 著
[2]《防止电力生产事故二十五项反措》 1992年 能源部 颁
[3]曹志勇，谭城军，李建军，等.燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统喷氨优化调整试验〔J〕.中国电力，2011，44（11）：55-58.
[4]李 洋.燃煤电站锅炉及SCR脱硝中SO3的生成及危害〔J〕.锅炉制造，2011，（3）：36-40.
作者简介：
李英超（1984-10-08），男，汉族，籍贯：河南省平顶山市宝丰县马街北村，当前职务：普通职工，当前职称：助理工程师，学历：本科
论文作者:李英超
论文发表刊物:《电力设备》2017年第36期
论文发表时间:2018/5/14
标签：烟气论文; 锅炉论文; 温度论文; 浓度论文; 系统论文; 硫酸论文; 负荷论文; 《电力设备》2017年第36期论文;