脱硝对空预器堵塞的影响

浅析SCR 脱硝对空预器堵塞的影响及控制策略

[摘 要] 随国家节能减排工作的不断深入，燃煤锅炉均已安装脱硝系统，SCR 脱硝方式运行中必然发生部分氨逃逸，在空预器中生成硫酸氢氨，造成空预器堵塞，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。本文结合实例，通过对一起空预器堵塞案例的原因分析及处理过程，提出预防脱硝系统运行造成空预器堵塞的控制措施，以消除或减少脱硝引起空预器堵塞的对机组安全经济运行的影响。

[关键词] SCR 脱硝 空预器 堵塞

随国家节能减排工作的不断深入，新版《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求，NOx 排放限值为100mg/Nm3。现在燃煤锅炉均已安装脱硝系统，其中绝大部分采用SCR 脱硝方式，SCR 脱硝方式运行中必然发生部分氨逃逸。逃逸的氨在空预器中与SO 3生成硫酸氢氨，由于硫酸氨物理性质较粘，易吸附烟气中灰尘，造成空预器堵塞，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。本文结合实例，通过对一起空预器堵塞案例的原因分析及处理过程，提出预防脱硝系统运行造成空预器堵塞的控制措施，以消除或减少脱硝引起空预器堵塞的对机组安全经济运行的影响。

1 空预器堵塞的现象及原因分析

1.1 空预器堵塞参数变化

江苏淮阴发电有限公司#4机组额定容量350MW ，于2011年6月9日投产，投产时脱硝系统同时投运。2013年11月份起，空预器差压逐渐增大，至2014年3月份，在负荷到270MW 时，空预器差压最大达2.78kPa ，堵塞有关参数变化见表一：

从空预器差压发展可看出，堵塞具有如下特点：

（1）A 空预器堵塞情况较轻，B 空预器堵塞较

严重；

（2）堵塞发展很快，2013年11月20日，负荷

280MW 时，A 、B 侧空预器烟气差压仅分别为0.92 kPa 、

0.74kPa ，到4个月后，2014年3月27日烟气差压

已达到1.47kPa 、2.40kPa 。其中特别是B 侧空预器，

堵塞明显严重，造成B 侧烟气流量减少，因而A 引

风机烟气通流量加大，电流明显上升，由134A 上升到160A 。

（3）B 空预器旋转一圈的情况下，差压呈周期性变化，最

大达2.78 kPa ，最小达1.96 kPa ，说明B 空预器局部堵塞严重。

即便以最小值比较，堵塞现象也较为明显。

1.2 空预器解体后堵塞情况

2014年4月大修期间，解体空预器蓄热元件，发现堵塞情

况主要集中冷段蓄热元件约350mm 以下部位，且堵塞物较硬。

1.3 堵塞物化学分析

空预器冷端冷端密封板上均为结晶样颗粒，且结晶物较为坚硬。通过对空预器冷端堵塞物质取样分析，显示样品30%以上成分为硫酸氢氨。

1.4 空预器堵塞机理分析

空预器堵塞物化验表明30%以上为硫酸氢氨，

由于硫酸氢氨的露点为147 ℃，现在大容量锅炉回

转式空预出口烟气温度一般均为125℃左右。因而，

必然在空预器冷端产生硫酸氢氨沉积。烟气经过SCR

反应器和空预器热段后，排烟温度降低，当温度降

至185℃以下时，烟气中已生成的气态硫酸氢氨会在

空预器冷段的传热元件上凝固下来，造成空预器冷

段积盐与结垢，进而影响空预器的正常运行。经验

表明，当氨的逃逸量为1μL/L以下时，硫酸氢氨生成量很少，空预器堵塞现象不明显。测试结果表明，若氨逃逸量增加到2μL/L，空预器运行半年后其阻力增加约30 %；若氨逃逸量增加到3μL/L，空预器运行半年后阻力增加约50 %，对引风机也会造成较大影响。

因此，空预器堵塞的原因可以确定为因脱硝系统逃逸的氨与烟气中的三氧化硫反应生成硫酸氢氨，并在空预器冷段沉积，造成空预器堵塞。

1.5 空预器蓄热元件清理方法

空预器解体检修后，按无脱硝系统运行时的空预器清理方案，一般是组织人员进行手工清理。由于无脱硝系统发生空预器积灰堵塞，均为干灰，人工用钢丝刷等清理较为方便。但由脱硝系统运行后，空预器堵塞物含硫酸氢氨，质地坚硬，人工采用电动钢丝头清理仍非常困难，现场处理经验表明，清理一片蓄热元件需45分钟，不采取措施将严重拖延大修进度。

现场通过用工业冲洗浸泡的方法仍不能提高清理速度，后采用化学溶液浸泡后，将元件盒解包，再用高压水枪冲洗的方法，才有效解决清理的问题。经化学清洗后，冷端蓄热元件均得到彻底清理。

2 硫酸氢氨的性质及生成条件

在通常运行温度下，硫酸氢氨的露点为147 ℃，其以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中。液态的硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，在烟气中会粘附飞灰。

SCR 法是指在催化剂的作用下，还原剂(N H3) 有选择性地与烟气中的NOx 反应并生成对环境无污染的N2和H2O 。在以氨为还原剂的典型SCR反应条件下，其主要反应为：

4NH3 + 4NO + O2 = 4N2 + 6H2O (1)

4NH3 + 2NO2 + O2 = 3N2 + 6H2O (2)

2. 1 硫酸氢氨的形成过程

由于锅炉烟气中存在SO2等气体，催化剂中的活性成分钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起到一定的催化作用， SO2的氧化率随活性组分V2O5含量的增加而上升，其反应式如下：V2O5 + SO2＝V2O4 + SO3 (3)

据统计，约1%的来自锅炉的SO2将转化为SO3，二者之间的转化是温度的函数，随着温度的升高SO2的氧化率增加。实践经验表明：对于给定的SO2浓度和温度，就实际生成的SO3量而言，SO3的生成率几乎不变。

在脱硝过程中由于氨的不完全反应，SCR烟气脱硝过程发生氨逃逸是必然的，并且氨逃逸随时间会发生变化，氨逃逸率主要取决于以下因素：

(1) 注入氨流量分布均匀情况；

(2) 设定的NH3/NOx 摩尔比；

(3) 催化剂堵塞情况；

(4) 催化剂老化情况。

反应生成的SO3进一步同烟气中逃逸的氨反应，生成硫酸氢氨或硫酸氨，其反应如下：

N H3+ SO3+ H2O＝ NH4 HSO4 (4)

2NH3+ SO3+H2O ＝ (NH4)2SO4 (5)

2. 2 硫酸氢氨形成的影响因素

运行经验和热力学分析都表明，硫酸氢氨的形成取决于反应物的浓度和它们的比例。硫酸氢氨的形成量随NH3浓度的增加而增加，高SO3/NH3摩尔比将促进硫酸氢氨的形成及其在空预器上的沉积。硫酸氢氨的形成同时依赖于温度，当烟气温度略低于硫酸氢氨的初始形成温度时，硫酸氢氨即开始形成。当烟气温度下降到低于硫酸氢氨形成的初始温度25℃时，硫酸氢氨形成反应可完成95%。硫酸氢氨的确切形成区域取决于初始形成温度和空预器温度，并在空预器轴向上下波动。

2.2.1 NH3/ SO3摩尔比

硫酸氢氨对硫酸氨的形成起到促进的作用，同时硫酸氨也能对硫酸氢氨的形成起到一定的促进作用。当NH3/SO3摩尔比大于2时，主要形成硫酸氨，在空预器的运行温度范围硫酸氨为干燥固体粉末，对空预器影响很小，而硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，很容易在空预器沉积，并促使大量飞灰附着于空预器，从而影响其传热性能，增大其阻力。因此，正常氨逃逸率按2μL/L，入炉煤硫份0.75%，SO3转化率按1%考虑，烟气中的SO3含量约为5.04μL/L，NH3/SO3摩尔比仅为0.4，即摩尔比远小于2，因此，随逃逸的氨和入炉煤硫份的增加，空预器中沉积的硫酸氢氨也增加。

2.2.2 N H3和SO3浓度乘积

影响硫酸氢氨形成的另一重要因素是NH3和SO3浓度的乘积。以往认为如果氨逃逸量在2μL/L 以下将不会形成硫酸氢氨，然而事实上在足够高的SO3烟气浓度下即使1μL/L的氨逃逸量仍可形成硫酸氢氨。而且，随着NH3和SO3浓度乘积的升高，硫酸氢氨的露点温度升高，使得空预器发生硫酸氢氨沉积的范围进一步加大。

随锅炉运行负荷变化，会导致通过催化剂的烟气量、温度、烟气流速等发生变化，从而对硫酸氢氨的形成产生影响：在锅炉满负荷(MCR) 运行时，催化剂区域温度较高，流场也较为均匀，硫酸氢氨的形成可能降低；反之，随着锅炉运行负荷的降低，烟气流量降低，催化剂区域温度降低，硫酸氢氨的形成可能增加。

3 硫酸氢氨的控制

3. 1 氨逃逸量控制

140～230 ℃之间的温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，由于硫酸氢氨在此温区为液态向固态转变阶段，具有极强的吸附性，会造成大量灰分在空预器沉降，引起空预器堵塞及阻力上升，严重时将迫使停炉以清理空预器。同时，硫酸氢氨或硫酸氨本身对金属有较强的腐蚀性，会造成催化剂金属支撑架和空预器冷段腐蚀。因此必须严格控制氨泄漏量，一般要求小于3μL/L 。当反应器入口管道设计不合理时，会引起反应器截面上的NH3/NOx摩尔比、流量或温度出现偏差，从而造成NH3泄漏以及NOx 脱除不完全。

3. 2 SO2氧化率控制

SCR 脱硝过程使用的钒基催化剂会对烟气中SO2的氧化产生催化作用，使其易被氧化为SO3。SO3在空预器冷段(温度177～232 ℃) 浓缩成酸雾，腐蚀受热面。在SCR反应器出口SO3与逃逸的氨反应生成硫酸氢氨。在SO2氧化率的控制方面，主要取决于催化剂V2O5中的含量，钒的担载量不能太高，通常控制在1 %左右可减少SO2氧化。此外，采用提高催化剂活性组分(如WO3) 含量，亦可抑制SO2氧化。这一点在脱硝系统安装完成后，运行中基本没有调节手段。

3.3 烟气流场优化

烟气流场的不均匀将导致脱硝系统出口氨逃逸率局部超标，加快空预器传热元件上硫酸氢氨的沉积。在氨逃逸量的控制方面可利用计算流体力学软件优化设计，对SCR 脱硝装置入口烟气流量和流速分布进行模拟，确定导流叶片的类型、数量和位置，同时，在运行中针对经常的运行工况进行调匀试验。以使入口烟气流速、温度和浓度均匀；同时调整喷氨格栅各个喷口，使NH3混合均匀，保证脱硝出口的NOx含量和NH3均匀，避免局部氨逃逸量超标，最终减少氨逃逸量。

运行中，由于机组负荷变化较大，虽然经过调匀试验，但无法保证在所有的工况下烟气流场均稳定均匀。因此，必然发生氨逃逸率局部偏大，长期低负荷运行将造成空预器堵塞的可能性加大。

本起空预器堵塞事件中B侧空预器发生硫酸氢氨堵塞严重，而A侧较轻的原因经检查为：B侧脱硝从锅炉尾部烟道转弯到脱硝入口的水平烟道处积灰明显比A侧积灰要严重，进一步检查发现B 进口在安装时少安装一级导流板，说明，B侧脱硝因少装一级导流板，造成烟气中因涡流等原因形成烟道阻力加大，一方面因B侧入口流场不均，易造成局部氨逃逸率增加；另一方面B侧烟气流量降低，进一步加剧流场不均。最终导致B侧脱硝局部氨逃逸率超标幅度增加，造成B侧空预器堵塞更严重。

4 结论

为提高SCR脱硝工艺脱硝效率，NH3/NOx摩尔比通常控制为大于1，因此脱硝过程氨逃逸不可避免。SCR 脱硝过程使用的钒基催化剂会对烟气中的SO2产生催化作用，使其易被氧化为SO3。SO3与逃逸的氨反应生成硫酸氢氨，硫酸氢氨附着于催化剂的表面会阻塞催化剂并影响其活性，且硫酸氢氨的粘性使之易于牢固黏附在空预器蓄热元件的表面，使蓄热元件积灰，空预器流通截面减小、阻力增加以及换热元件的换热效率下降。可通过控制SCR 脱硝过程氨逃逸量和烟气中SO3的方法减少硫酸氢氨的生成量。为防止催化剂因硫酸氢氨的滞留而失去活性，应合理控制SCR脱硝装置在低负荷下的运行时间。为有效降低硫酸氢氨在空预器换热元件上的形成速率，可选用搪瓷镀层换热元件。

在运行维护过程中，为减少硫酸氢氨对机组安全运行的影响，应从以下几方面开展工作：

（1）严格控制氨逃逸率。应通过脱硝性能试验，对脱硝出口进行全断面氨逃逸率检测，比对在线仪表，保证在线仪表准确反映实际情况。

（2）建立脱硝系统定期试验制度，包括流场均匀性试验，催化剂活性试验。特别是流场试验，在催化剂运行2至3年后，催化剂活性必然降低。同时，因催化剂磨损、穿孔等原因，造成局部氨逃逸率超标，将进一步加快空预器冷段硫酸氢氨的沉积。通过流场均匀性试验，能及时掌握催化剂局部失效引起氨逃逸率局部增加的状况，通过调整喷氨流量分布，避免氨逃逸率局部超标。

（3）控制入炉煤硫份。由于运行中烟气流经催化剂后，烟气中SO2氧化为SO3的比率基本不变，因而，随入炉煤硫份的增加，硫酸氢氨的生成物增加，只能通过控制入炉煤中的硫份来控制硫酸氢氨。

（4）加强空预器吹灰，并及时进行空预器清理工作。由于一旦发生硫酸氢氨沉积，空预器堵塞发展较快，因此，要充分利用停炉机会检查空预器堵塞情况，一旦发现有硫酸氢氨沉积，应立即采取措施，将空预器传热元件清理干净。