燃煤电厂SCR脱硝机组空预器堵塞原因分析和建议
周月旭
【摘 要】大唐鲁北发电厂2台330MW机组采用SCR脱硝装置、三分仓回转式空气预热器。在运行过程中，空预器出现较严重的堵塞现象，引起风烟系统多种缺陷，严重时影响机组出力。本文分析了空预器堵塞的原因，并结合原因分析给出了解决方案。由于SCR脱硝系统在国内广泛应用，本文对同类型的问题有一定参考价值。
【关键词】燃煤机组；空预器；SCR脱硝；堵塞
Cause Analysis and Countermeasures of Air Preheater Blockage in Datang Lubei Power Plant
ZHOU Yue-xu
（Datang Shandong Power Maintenance Operation Co.， Ltd.， Qingdao 266500， Shandong Province， China）
【Abstract】Datang Lubei Power Generation Co. Ltd has2×330MW units with SCR denitration device， three sectional regenerative air-preheater. During the operating process， the air pre-heater appeas serious plugging phenomena， which causing various defects of flue gas system and seriously affecting the units output. This paper analyzes the reasons of air preheater clogging， and gives the solution based on the analysis of the reason. Because the SCR denitrification system is widely used in China， this paper has a certain reference value to the same type of problems.
【Key words】Coal fired unit；Air-preheater；SCR denitration；Plugging phenomena
1 問题简述
大唐鲁北发电厂配备两台330MW燃煤热电联产机组。两台机组后期配套SCR烟气脱硝装置，采用液氨作为还原剂，SCR反应器内按2+1方案预留一层催化剂空间，脱硝效率按照80%设计，NOx排放浓度不大于80mg/m3。空预器采用三分仓回转式空气预热器，结构如下图：
自2015年年初开始，鲁北发电厂2台机组4台空预器开始出现不同程度的堵塞现象。具体表现为：空预器压差变大；空预器电机电流变大；引风机电机电流变大；严重时影响机组出力。
下图2是2016年某月份鲁北电厂1号机组引风系统实时数据，可以看到2台空预器的压差在2KPa左右，电流在12A左右，引风机电流在200A左右，这些参数均远远超过设备正常运行值。
2016年3月，利用2号机组临停检修机会，检修人员打开2A、2B空预器人孔门检查，发现空预器内部积灰严重。清灰时，除了大量干灰外，还有部分质地坚硬的物体附着在空预器冷端蓄热元件上，这种物体非常难清理。后经化学分析，该物质为硫酸氢氨。
2 原因分析
2.1 硫酸氢氨的形成过程
按照国家《火电厂大气污染物排放标准》的相关规定，氮氧化合物（NOx）的排放上限为100㎎/m3。鲁北发电厂同全国大部分电厂一样，选用SCR脱硝法对烟气进行脱硝处理。SCR脱硝法即选择性脱硝法，是利用还原剂（NH3）在金属催化剂（载体为TiO2，主要有效成分为V2O5）作用下， 选择性地与烟气中的NOx反应生成氮气（N2）和水（H2O）。其主要的化学反应方程式[1]为：
4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O（1）
4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O（2）
燃煤电厂以含硫的煤作为燃烧物，锅炉燃烧产生的烟气中含有SO2和SO3，另外，SCR脱硝法中的催化剂有效成分V2O5在一定条件下跟SO2反应，生成SO3，化学反应方程式如下：
V2O5+SO2=V2O4+SO3（3）
SCR脱硝过程中，还原剂NH3不可能完全与NOx反应，不可避免会有一部分逃逸掉，即发生“氨逃逸”现象。逃逸的NH3与方程式（3）中的SO3、烟气中的H2O反应，生成NH4HSO4及（NH4）2SO4。
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4（4）
2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4（5）
2.2 硫酸氢铵的物理性质
硫酸氢氨固态时为白色结晶，通常状况下其熔点为147℃，沸点为350℃，在液态时有较强的吸湿性，易使烟灰附着，且温度越低吸附能力越强[2]。而（5）式中的硫酸氨正常状态下为干灰，且不具有吸附性。
结合鲁北发电厂实际情况，在脱硝装置中硫酸氢氨逐渐形成，由于机组运行时脱硝装置烟气温度较高，硫酸氢氨此处为气态。随后烟气进入空预器，空预器冷端温度在150-230℃之间，烟气中在脱硝及空预器中形成的硫酸氢铵在该温度下由液态变为固态，吸附在冷端元件上。由于其在该温度时，硫酸氢氨为液态或由液态像固态转化，有较强的吸附能力，会吸附大量干灰。最终，凝结为固态的硫酸氢氨以及吸附的干灰导致空预器冷端积灰严重。
2.3 影响硫酸氢铵形成量的因素分析
2.3.1 NH3、H2O与SO3的浓度。通过方程式及影响化学反应的因素分析可知，一定条件下NH3、H2O与SO3的浓度越高，生成的硫酸氢铵量越多。而NH3与SO3的浓度影响因素如下[3]：endprint
a設定的NH3/NOx 摩尔比。根据式（1）、（2）可以得到NH3/NOx摩尔比的理想数值，然而实际生产中为了严格控制氮氧化合物的排放量，往往多投放还原剂，使得NH3/NOx摩尔比超过正常值。该数值往往在实际生产中先行被设定，运行过程中不易更改。
bNH3的投放效率，也就是SCR脱硝反应器中NH3与NOx混合的程度，混合程度越高，反应越充分。反之，则需要提高NH3的浓度来保证还原反应进行。
C催化剂的因素。催化剂的投放方式、是否及时更新等会影响选择性还原进行的程度，从而影响NH3的含量。
d根据方程式（3），SCR脱硝中金属催化剂的因素对SO3的浓度有一定影响。此外，电厂选择的煤种中硫的含量以及锅炉燃烧时情况（配风情况）均能影响SO3的形成。锅炉燃烧过程中应合理配风。
2.3.2 NH3与SO3浓度的乘积。影响情况如下图[4]：
由表中可以得出结论：同等温度下，NH3与SO3的浓度乘积越高，硫酸氢氨越易形成，且越易成为固态。
2.3.3 烟气温度。当温度低于硫酸氢铵的凝结点时，硫酸氢铵由气态变为液体，黏附在设备上吸附干灰。温度进一步降低，硫酸氢铵由液态变为固态，吸附在设备上造成堵塞，且极难清除。
2.3.4 NH3与SO3摩尔比。NH3与SO3摩尔比与硫酸氢铵形成的关系如下：当NH3/SO3摩尔比大于2时，主要形成硫酸氨；当NH3/SO3摩尔比小于1时，主要形成硫酸氢铵。根据前面的分析及方程式（4）可知，应控制NH3/SO3摩尔比不小于1，否则会生产对空预器影响较大的硫酸氢铵。
3 解决方案
鲁北电厂采用在线水冲洗的方案解决空预器堵塞问题。但效果并不明显。由于硫酸氢铵固态时为结晶体，质地坚硬且牢牢的吸附在元件上，水冲洗并不能从根本上解决问题，且投资较高。只能冲掉表面的积灰。由图中也可以看出，空预器压差、引风机电流等参数均较高。
实际生产中也可采用停机处理空预器堵塞的方法。在用一般方法清除掉表面的机会后，采用化学试剂浸泡的方法，清理掉硫酸氢铵结晶物。但停机往往需按调度计划，且需要较大的人力物力。
根据硫酸氢铵形成的原因分析，可以采用以下方案降低硫酸氢铵的形成。
（1）加强对脱硝装置的管控，降低氨逃逸量。在脱硝装置入口、出口加装检测装置，加强对氨逃逸的监控，以便及时采取措施。优化脱硝流场运行，使烟气、还原剂、催化剂能高效接触，提高反应的效率，降低NH3损失。优化催化剂排列方式、摆放形状，及时更换催化剂，提高反应效率。控制摩尔比，设置定值时根据脱硝装置运行情况合理确定，完成脱硝指标的同时使摩尔比尽量等于1。
（2）优化运行，控制烟气温度。锅炉在低效率运行时，烟气温度降低，这样会扩大硫酸氢氨的沉积面积。另一方面，脱硝装置在运行时，还原反应及催化剂的作用均对温度有一定要求，一般情况下，脱硝装置的合理运行温度按照锅炉高效率运行时的烟气温度设定。因此合理的控制锅炉稳定运行，避免锅炉在高低效率区间来回摆动，在低效率区间过长时间停留，对降低氨逃逸量，优化催化剂的使用，消除硫酸氢氨的生成具有积极意义。
（3）控制SO3的生成量。选用含硫低的煤种，锅炉运行中合理配风，合理使用催化剂V2O5。
（4）此外，根据硫酸氢氨的物力性质，可通过提升积灰较严重处的温度的方法，使硫酸氢氨由固、液态转为气态，随烟气排出。国内已有电厂通过此方法治理空预器堵塞情况，效果较为理想。具体的方法有：加装旁路烟道、省煤器改造、回热抽汽补充给水加热、通过运行操作对空预器升温等。其中，对空预器升温方法，主要通过稳定负荷下对送风机、引风机的操作来达到使空预器温度升高的目的，进而使硫酸氢氨气化排出，减少烟气堵塞。该方法投资低，见效快，在制定好相关措施的情况下值得一试。
4 结论
大唐鲁北电厂空预器堵塞问题已持续较长时间，对机组安全经济运行造成影响。通过本文的分析可知，堵塞的主要原因硫酸氢氨的形成几乎是不可避免的，可以通过控制氨逃逸、优化脱硝及锅炉运行管控、提升空预器温度等方法控制空预器堵塞问题。
【参考文献】
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[2]张强.SCR控制NOx排放技术在我国应用前景[A].全国NOx治理研讨会论文集[C].中国环境科学学会，2004.
[3]陈海林，宋新南，等.SCR脱硝性能影响因素及维护[J].山东建筑大学学报，2008，23（2）：145-147.
[4]Fossil Energy Research Corporation.In Situ Device for Real-Time Catalyst Deactivation Measurements[R].Final Technical Report：DOE Project 422FC2G05NT4229898，Laguna Hills， California， May 2007.endprint
