SCR法烟气脱硝改造后基硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理实践

北极星环保网讯:本方法从热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度，同时通过低省控制空预器出口温度，减少对电除尘及后续设备影响，通过具体实践克服了空预期电流波动，炉膛气温偏差，电除尘入口烟温过高等难题。有效了遏制并控制了硫酸氢铵堵塞的发展趋势，保证了机组长时间运行后带负荷能力。

1 概述

对于SCR法烟气脱硝，氨气和NOX不能能全部混合，逃逸是不可避免的，当逃逸率超标时氨气与三氧化硫反应生成硫酸氢铵堵塞空预器。硫酸氢铵因其特殊物理性质，极易吸附并粘结在空预器换热元件上，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除。

目前解决办法有在线高压水冲洗，由于在机组运行期间进行冲洗，对空预器及其后电除尘安全有较大影响，极易发生空预器电流波动大而跳闸，有较大安全风险，对设备和机组工况要求较为苛刻，在公司#4炉运行期间曾进行过实验，空预器曾发生电流波动超过额定值，压差减小效果不明显而未继续实施。

大唐三门峡发电有限责任公司的2台630MW——HG-1900/25.4-YM4型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司(MB)的技术支持，进行设计、制造的。锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生(Benson)直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。锅炉岛为露天布置。

锅炉燃用义马和三门峡当地混煤、常村煤及铜川煤。30只低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N中速磨煤机配正压直吹制粉系统。

大唐三门峡发电有限责任公司2台630MW锅炉于2014年完成脱硝改造，最初设计排放值为小于200mg/Nm3。采用的选择性催化还原法SCR脱硝工艺，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，设计有三层催化剂层，要求运行温度在300℃-400℃范围，针对锅炉低负荷及深度调峰情况SCR入口烟温不到300℃问题，脱硝入口设计烟气旁路，锅炉水平烟道后部引出高温烟气进入SCR入口与原烟气混合后，保证SCR脱硝反应温度在设计范围内。

SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨，II期2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系统，在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：进出口NOX、烟气流量、烟气温度、O2、NH3逃逸、差压等。

针对硫酸氢铵堵塞问题，空预器更换两段式换热元件，中温段和低温段一体化，但#4机组改造后运行一段时期后，空预期堵塞现象严重，引风机入口负压已到极限值，炉膛负压大幅波动  。2015年根据河南省政府蓝天行动文件要求，河南省内所有火电机组必须逐步达到超低排放标准。

#4机组在2015年12月份完成超净排放改造后，为了控制出口不超过50mg，  必然会加大喷氨量来控制排放。硫酸氢铵堵塞的问题进一步严重。在机组启动运行仅36天后，就出现了空预器压差急速增大，炉膛负压波动，日常性的蒸汽和激波吹灰不能遏制空预期压差发展。

2016.3.12.#4机组启动后第36天，#4B空预器压差情况，最大值4.6Kpa。

2 硫酸氢氨生成原理及危害

硫酸氢氨的生成作为选择性催化还原法SCR脱硝的副反应，与煤种硫份和SCR未反应完全逃逸到烟气中NH3有直接关系。

通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当环境温度达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性，当温度继续升高至250℃以上，硫酸硫酸氢氨由液态升华为气态。

锅炉空预器运行温度梯度一般在120℃-300℃，硫酸氢氨的物理性质和决定随着烟气温度在空预器中大幅降低在空预器中低温区域沉积，未沉积的硫酸氢氨吸附在烟气中烟尘转换为固态，在电除尘中进行除去[1]。

防止硫酸氢氨的生成主要有控制氨逃逸率和降低入炉煤硫份。锅炉运行中氨逃逸超标的主要原因有以下几种，一是脱硝烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸;二是脱硝喷嘴未针对烟气流场进行调整，造成NH3浓度场分布不均;三是对氨逃逸率监视手段有限;四是空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域;五是机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢氨的沉积区域;六是机组负荷波动频繁，NOX生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象。

硫酸氢氨沉积在空预器中，造成空预器堵塞，对锅炉安全运行有极大的危害：一是由于两台空预器阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危及机组安全运行;二是由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动;三是空预器阻力增大后风烟系统电耗增大;四是空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏;五是空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力;六是最终很可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修[2]。

3 解决硫酸氢氨造成空预器堵塞问题原理及方法

3.1 解决思路

针对硫酸氢铵的物理性质，发现根据温度不同，呈现不同的物理状态，在147℃以下，呈现坚固的固态;在147℃-250℃范围内，呈现称严重的鼻涕状态，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除，在250℃以上升华。由于空预器温度梯度变化从320℃-120℃之间，这使得极易吸附并粘结沉积在空预器换热元件中部[3]。

由于这种相变在短时间是可逆的，因此提高运行温度，改变沉积区域，对已经沉积在受热面的硫酸氢铵再溶解升华，改变其沉积区域，尽量使其粘在灰上，而在下部空预器元件为一体化，不利于硫酸氢氨的粘结，随着烟气冷却，硫酸氢铵固化并随烟尘早电除尘除去。针对硫酸氢铵挂灰主要两段之间部位，提高温度使得过程后移，而后面条件不利于沉积在受热面上，所以进行了去除。

3.2 提高烟温治理硫酸氢铵堵塞可行性分析

提高烟温会来造成空预器整体运行温度区间的改变，空预器工作温度从原来的350℃-120℃(烟气侧)，预计将会提升到380℃-230℃，之后各个运行设备运行温度均会发生改变，因此烟温改变后设备是否能安全运行，直接关系到治理方案是否可行。

延伸阅读：

脱硝催化剂失活对脱硝、空预器的影响

浅析SCR脱硝对空预器堵塞的影响及控制策略