（华能雨汪电厂 云南曲靖 655000）
摘要：随着国家环保部门对燃煤机组烟气NOx排放浓度要求的日益严格，脱硝装置的增装和投运，造成了脱硝下游设备腐蚀积灰现象加剧，严重影响了机组的安全经济运行，本文主要通过介绍雨汪电厂#1锅炉加装脱硝装置后多次发生空预器堵塞导致引风机频繁抢风，电除尘瓷轴、瓷套积灰导致多个电场二次电压低跳闸，引风机、增压风机、及脱硫入口烟道腐蚀积灰的原因分析和对策。探讨如何在保证机组烟气NOx排放符合国家环保要求的前提下，尽量减轻脱硝对下游设备的影响。
关键词：空预器 引风机 增压风机 脱硝装置 选择性催化还原法（SCR）
0 引言
随着国内对环保要求的日益严格以及执法力度的加强，烟气NOx排放的问题越来越受到国家环保部门和公众的重视，国家环保要求火电厂燃煤锅炉NOx排放浓度不得超过100mg/m3（特殊燃煤锅炉NOx的排放浓度不得超过200mg/m3），目前烟气脱硝主流技术是选择性催化还原（SCR）法和选择性非催化还原（SNCR）法，其中SCR法由于效率较高得到了广泛应用，但是机组进行脱硝选择性催化还原（SCR）改造后，对下游设备带来的一些影响却不容忽视。而随着超低排放政策的提出，脱硝装置对下游设备的影响势必会更加严重。
1 概述
华能云南雨汪电厂#1机组为亚临界600MW机组，锅炉型号为B&WB-2028/17.4—M型；锅炉型式为亚临界、单炉膛、“W”火焰燃烧方式、一次中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、露天布置的全钢架结构悬吊式燃煤汽包炉，设计煤种为无烟煤；设计燃煤硫分1.7%，配备2台豪顿华工程有限公司的三分仓回转式空气预热器，空预器为三段式结构，其中热端元件为低碳钢，中温段元件为低碳钢，冷端元件为考登钢，#1机组2009年7月13日投产，为响应国家环保要求在2013年大修期间对尾部烟道改造加装脱硝系统，反应器为2+1催化剂设计，前期安装两层板式催化剂，脱硝原理原理为选择性催化还原法（SCR），还原剂为液氨，SCR脱硝装置于2013年11月投产，在SCR脱硝系统投运两个月后，低负荷时空预器差压由原来的0.6kpa涨至1.7kpa，高负荷时空预器差压由1.1kpa涨至2.3kpa，低负荷时引风机静叶开度由原来的56%涨至79%，引风机电流由原来的226A涨至256A，机组接带高负荷能力受限，高负荷在空预器差压较大情况下排烟温度大幅上升，最高时超过150℃，严重影响机组经济型。更重要的是在不同负荷下引风机多次发生抢风现象，高负荷情况下一次风机多次失速，严重时一个运行班次引风机抢风3次，后期引风机抢风后由于严重偏离引风机运行设计工况，引风机无法并列成功，同时引风机频繁抢风导致脱硫系统频繁跳闸，而电除尘也同时发生多个电场二次电压低跳闸，给机组环保带来较大压力，机组不得不停运进行空预器冲洗，在停运检修过程中，发现空预器冷端及后续烟道严重积灰，电除尘跳闸电场瓷轴、瓷套积灰严重，引风机及增压风机出入口烟道及静叶均存在不同程度的腐蚀。
2 SCR反应原理
2.1主要反应
SCR脱硝反应发生在装有催化剂的反应器内，烟气与喷入的氨在催化剂的作用下发生反应，烟气中的Nox被还原成N2和H2O。
4NO+ 4NH3+O2= 4N2+ 6H2O
2NO2+ 4NH3+O2 =3N2+ 6H2O
NO2+ NO+ 2NH3= 2N2+ 3H2O
2.2副反应
（1）由于锅炉烟气中含有SO2气体，SCR催化剂会促进SO2氧化为SO3。
2SO2+O2=2SO3
（2）NH3在反应过程中会有一部分逃逸出来，这部分氨与烟气中的SO3和水蒸气反应形成硫酸氢铵和硫酸铵：
当氨气和三氧化硫的体积浓度比小于2：1时
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
当氨气和三氧化硫的体积浓度比大于2：1时
2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4
硫酸铵在450℃以下时为固体状粉末，对设备影响较小，硫酸氢铵在150-240℃之间呈液态，具有强腐蚀性及黏结性，可对下游设备造成腐蚀及积灰。
3 脱硝下游设备积灰及腐蚀的原因分析
3.1 S02/SO3的转换率升高
在催化剂（V2O5）的作用下，烟气中的SO2向SO3的转化率增加，即烟气中的SO3含量增加，导致烟气酸露点温度升高；同时由于SO3总量增加，导致NH3HSO3总量上升，在低温酸腐蚀和硫酸氢铵腐蚀双重作用下加剧空预器腐蚀和堵灰。
影响SO2/SO3转化率的因素主要有反应温度和催化剂成分以及烟气中O2的浓度。我厂锅炉由于长期结焦严重，为防止在低氧环境产生的还原性氛围中结焦进一步加剧，送风量正常时保持较大，导致过量空气系数过大，SO2/SO3转化率较高。
3.2 煤质因素
我厂锅炉设计和校核煤种均为低挥发份无烟煤，设计燃煤低位发热量25.09MJ/Kg，设计硫分1.7%，但实际燃用煤种变化较大，设计燃煤发热量长期在15-22MJ/Kg左右，含硫量0.5%～5%变化不等，含硫高，灰分高，造成烟气中SO2总量较大，灰分较高，易促使冷端酸结露腐蚀，同时造成严重积灰，同时由于转化的SO3总量也随之增大，硫酸氢铵总量上升，造成腐蚀和积灰进一步加剧。
3.3 空预器本体设计不合理
我厂配备2台豪顿华工程有限公司的三分仓回转式空气预热器，转子分成热端、中温段、冷端3个层次；其中，热端元件为低碳钢，厚度0.5mm，高度700mm，中温段元件为低碳钢，厚度0.5mm，高度1000mm，冷端元件为等同考登钢，厚度0.8mm，高度300mm。由于转子热端和中温段的高度及传热面积占了85%，导致烟气温度在中温段尾部就已经低于2400C。；NH4HSO4在高温（>2400C）时处于气态，在中间温度（1500C ～2400C）处于液态，在低温（<1500C）时变为固态；因此，在中温段尾部NH4HSO4就已经开始粘结；在中温段和冷端接缝处粘结的NH4HSO4吸附飞灰，出现结垢搭桥现象，而空预器冷端吹灰枪无法深入清除中段积灰，导致空预器中温段尾部换热元件与冷端换热元件接缝处堵死，从而使空预器差压进一步加大。在空预器严重堵塞时，空预器换热效率急剧下降，导致排烟温度大幅上升，为电除尘、引风机及脱硫系统腐蚀积灰创造了条件，实际检修中也发现空预器下游设备的严重腐蚀和积灰也总是在空预器严重堵塞之后产生。
3.4 NH3逃逸过大
我厂锅炉燃烧长期存在热偏差，SCR脱硝装置入口导流板长时间运行存在磨损情况，导致烟气流场分布不均，从而导致喷氨不均而产生氨逃逸增大现象。
由于机组长时间运行、尾部烟道吹灰效果差以及吹灰方式的不合理性，导致SCR脱硝装置积灰过多，脱硝效率降低，从而导致喷氨量过大，造成氨逃逸率加大，而为了保持脱硝出口低于环保设计者，又必须进一步加大喷氨量，导致氨逃逸进一步上升。
部分喷嘴堵塞，导致氨气喷入不均匀，喷嘴堵塞后，原有的喷氨格栅处氨气和烟气分布不均匀，因此造成脱硝效率低，为了保证总出口氮氧化物不超标，导致喷氨量加大，造成氨逃逸率进一步加大的恶性循环。
氨气分析仪装置失准，以及各取样点安装位置差异、测量管道堵塞，导致SCR装置进出口烟气流量及NOx物质偏大，导致喷氨量偏大，造成氨逃逸率进一步加大。
喷氨自动调节阀调节效果差，滞后性大，在某些时候喷入的氨气大于需要值，形成氨逃逸。
4 应采取的措施
（1）加强煤质管控，做好配煤掺烧工作，保证锅炉燃用低于设计硫分的煤种，运行过程中加强燃烧调整，控制燃烧热偏差，检修时加强脱硝入口导流板检查，停炉时进行氨气喷头雾化试验，积极进行脱硝性能调整试验，消除烟气侧和氨气侧流场不均，控制氨逃逸。
（2）利用检修机会对催化剂进行检查并清灰，根据机组催化剂“2+1”结构设计特点，在预留层再加装一层催化剂，提高催化剂整体活性，减少喷氨量，控制脱硝单耗，从而减小在相同脱硝效率下的氨逃逸率。
（3）选择质量较好的喷氨调节阀、流量计消除调节的滞后性，提高调节灵敏度和准确性，运行中加强维护及校验工作。
（4）加装一套空预器高压水冲洗系统，根据空预器差压进行定期冲洗。根据经验，当SCR脱硝装置出口氨逃逸控制在较低浓度时，空预器差压仍会因少量硫酸氢氨沉积而缓慢增长；当空预器差压超过设计值时，则需要对空预器冷段进行高压水冲洗；高压水冲洗启动周期与氨逃逸浓度有关，氨逃逸浓度越大，则空预器差压增长越快，高压水冲洗周期越短。
（5）对空预器本体进行技术改造，将三段式空预器改为两段式空预器，冷端选用耐腐蚀的搪瓷材料，同时改造空预器吹灰系统，脱硝装置加装声波吹灰装置，加强吹灰周期及压力调整，保证清灰效果。
（6）在空预器冷端出口烟道底部加装一套输灰系统，将一部分具有腐蚀性和黏结性的灰在空预器出口提前输走，以减缓对后续下游设备的影响。
（7）积极进行“W”型锅炉燃烧数字化控制系统技术改造，利用锅炉燃料-风量调平后的低氧燃烧原理从源头上减少锅炉NOX的生成总量。
（8）结合国内多个电厂的实践，摸索空预器在线升温气化硫酸氢氨的方法进行在线处理。
5 结语
电厂锅炉在安装SCR脱硝装置后，会引起脱硝装置下游设备腐蚀及严重积灰等问题，而随着环保政策的更加严格化，脱硝对下游设备的影响必然更加严重，因此目前火力发电厂需要进一步加强运行调整和设备维护，着重在煤质控制、吹灰方式、燃烧调整、催化剂及其它设备选型、性能调整试验上进行控制，同时摸索有效的其它新方法减缓脱硝对下游设备的影响。但更重要的是必须积极摸索低氧燃烧、分级燃烧技术从源头上减少NOX的生成，加强技术改造以确保机组安全、经济、环保运行。
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作者简介：
李雄（1983），男，云南曲靖人，助理工程师，大学本科，主要从事锅炉运行专业技术工作。
论文作者:李雄,李明强,江兴
论文发表刊物:《电力设备》2017年第2期
论文发表时间:2017/3/28
标签：烟气论文; 锅炉论文; 机组论文; 催化剂论文; 装置论文; 下游论文; 氨气论文; 《电力设备》2017年第2期论文;