660 MW SCR脫硝機組空預器堵塞原因分析及對策

鄔東立，王潔，2，張國鑫，何信堅，康科偉

（1.浙江浙能能源技術有限公司，杭州310003；2.浙江大學，杭州310027；3.浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江溫州323609）

660 MW SCR脫硝機組空預器堵塞原因分析及對策

鄔東立1，王潔1，2，張國鑫1，何信堅3，康科偉3

（1.浙江浙能能源技術有限公司，杭州310003；2.浙江大學，杭州310027；3.浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江溫州323609）

SCR裝置氨逃逸，特別是在低溫低負荷運行條件下，極易造成噴氨過量，在空預器冷端生成NH4HSO4，是導致空預器堵塞的主要原因。此外，煤質、空預器冷端壁面溫度、催化劑活性、低負荷等因素也是導致空預器堵塞的原因。對此，提出了改進SCR系統、鍋爐低負荷時燃燒調整、空預器吹灰沖洗方式調整等建議來改善空預器堵塞狀況。

煙氣脫硝；空預器堵塞；氨逃逸；660 MW

0 引言

浙能樂清發電廠3，4號660 MW超超臨界機組鍋爐分別配備三分倉容克式空氣預熱器，并配置了漏風控制系統和紅外熱點探測系統。整個空預器傳熱面由排列緊密的波紋板組成，在轉子內分成熱端、中溫段、冷端3個部分。每臺鍋爐布置2套SCR（選擇性催化還原）脫硝裝置，以液氨作為還原劑，布置在鍋爐省煤器與空預器之間的高塵區域。煙氣豎直向下流經SCR裝置，反應器本體內為3層催化劑支撐結構，前期安裝2層蜂窩狀催化劑。

SCR脫硝系統運行至今催化劑已超過或接近24 000 h性能保證期。在冬季低溫及春節前后低負荷運行時，為達到一定的脫硝效率，噴氨量增大，氨逃逸率上升，從而生成NH4HSO4沉積物，導致空預器堵灰、局部堵塞現象。

空預器堵塞引起爐膛負壓波動增大，同時空預器煙氣側、一/二次風側的進出口差壓增加；堵塞嚴重時，空預器漏風量增大，兩側排煙溫度偏差明顯增大，鍋爐排煙損失增加，同時送/引風機、一次風機電流均有所增加，風機電耗明顯增加，甚至導致風機失速等嚴重問題。因此，有必要對空預器堵塞原因進行分析并提出相應對策。

1 空預器堵塞原因分析

1.1 煤質因素

鍋爐設計煤種為活雞兔礦煤，全硫分為0.50%，其中灰主要成分有Fe2O3為20.66%，CaO為18.09%，Na2O為0.43%，K2O為0.70%，屬于中等結渣煤。實際燃用煤種變化較大，含硫量0.36%～1.08%變化不等，含硫量高，水分高，造成煙氣中SO2量增大，且粘附性較強，易促使冷端結露腐蝕。表1為2012年3月、2013年1月空預器堵塞期間入爐煤種參數。

表1 空預器堵塞期間入爐煤參數

當Sar，zs在0.51%～0.90%時，屬于低硫煤，在0.91%～1.50%時，屬于中硫煤，而酸露點溫度與煤折算硫分的立方根成正比。空預器堵塞期間，因燃煤發熱量降低，最大折算硫分超過設計值的2倍，引起SO3濃度增加且酸露點溫度升高，在空預器冷端金屬表面發生腐蝕的同時，加劇了空預器堵塞。

1.2 空預器金屬壁面溫度

與煙氣接觸的空預器金屬壁溫若高于露點溫度，則低溫腐蝕導致的空預器堵塞一般不可能發生，否則反之[1-2]。對于回轉式空氣預熱器，冷端空預器傳熱元件的壁溫tk可由下式近似計算[3]：

式中：tpy為排煙溫度；tkkq為空預器進口風溫。

由式（1）可知，當機組負荷降低時，排煙溫度下降，尤其冬季環境溫度低，排煙溫度和空預器進口風溫隨之更低，造成空預器金屬壁溫降低。機組原設計中采用熱風再循環來提高空預器的進口風溫，空預器廠家規定冷端綜合溫度需滿足：冷端綜合溫度=排煙溫度+空預器進口風溫≥148℃。表2列出了3號爐空預器堵塞期間的相關數據。

從表2可見，空預器2次嚴重堵塞期間，鍋爐負荷較低，環境溫度較低，空預器（特別是A側）進口風溫、排煙溫度均處于低值。空預器A側的平均綜合溫度為116.38℃與124.47℃，最低為112.61℃與122.81℃，比廠家規定的溫度分別低31.62℃，23.53℃，35.39℃，25.19℃，促使了低溫腐蝕的形成。

1.3 SCR運行噴氨量控制的影響

根據NH4HSO4的形成機理，若SCR反應器出口氨逃逸量越大，則煙氣越容易在空預器冷端形成粘附性極高的NH4HSO4，造成空預器堵塞。

表3為4號機組大修期間對空預器灰樣中NH3檢測的結果。

表2 3號爐空預器堵塞期間鍋爐相關統計數據

表3 4號爐空預器灰樣NH3檢測結果

根據國內外SCR脫硝運行經驗，飛灰中氨含量控制在50 mg/kg以下時，說明氨逃逸率控制在安全運行范圍內。從表3結果可見，4號爐空預器飛灰氨含量均超過50 mg/kg，特別是空預器垢樣檢測結果的氨含量相當高，可以判斷機組SCR脫硝運行中噴氨量過大，導致空預器冷端NH4HSO4沉積。

2013年3月對3號爐進行了脫硝性能試驗后，圖1顯示了空預器煙氣側差壓變化情況。

圖1 3號爐脫硝性能試驗后空預器煙氣側差壓

在脫硝性能試驗前，空預器煙氣側差壓都在1.0 kPa以下，從圖1可見，脫硝性能試驗后的幾天時間內，差壓明顯上升。這是由于催化劑性能保證期已過，在正常調整噴氨情況下，脫硝效率很難達到66%以上，試驗過程為同時滿足出口NOX排放濃度、脫硝效率大于設計效率的80%的考核要求，導致噴氨量過大，造成試驗后空預器煙氣側差壓明顯上升。

圖2顯示了3號機組在脫硝性能試驗期間的相關數據變化。

為保證達到一定的脫硝效率，從圖2的SCR反應器A側噴氨流量可見，期間平均噴氨量約為80 kg/h，而瞬時噴氨量高達120 kg/h。目前機組的SCR運行，采用傳統的DCS（分散控制系統）控制策略，以控制脫硝效率和出口濃度為最終目標，噴氨量作為調節手段，對A與B兩側進行控制，包含脫硝效率和出口濃度2種控制方式，根據需要進行無擾切換。控制氨氮摩爾比是控制脫硝效率和氨逃逸率的重要手段。隨著投運時間的增加、煤質因素影響等，催化劑活性下降[4]，在脫硝性能試驗過程中，為保證一定的脫硝效率，則氨氮摩爾比上升，噴氨量明顯大于理論計算氨量，導致氨逃逸量上升，較長時間的過量噴氨導致氨逃逸量劇增，造成大量NH4HSO4粘附在空預器冷端換熱元件處，致使空預器嚴重堵塞。

1.4 低負荷影響

采用低NOX同軸燃燒系統技術，降低了燃燒中生成的NOX含量[5]，但低負荷時低氮燃燒效果明顯下降，煙氣中NOX濃度偏大。脫硝控制系統以SCR出口的NOX濃度為主控信號，則低負荷時噴氨量增加，但實際煙氣量有所下降，因此噴氨量超過實際反應所需，導致過量氨逃逸進入空預器，在冷端形成NH4HSO4結垢堵塞。

圖2 脫硝性能試驗期間相關參數變化

圖3顯示了2012年12月31日至2013年1月2日3號機組低負荷運行期間的參數變化情況。

從圖3中可見，機組在低負荷運行時，低氮燃燒器在低風量、低風速時效果減弱，氧量偏大，燃料型NOX生成量增加，SCR反應器進口NOX處于較高水平，后期增加高達350 mg/m3，而SCR反應器進口煙溫較低（僅在320℃左右），催化劑反應不活躍。此外，由于控制策略包括脫硝效率和出口濃度2種方式存在一定問題，隨著鍋爐負荷變化，煙氣進入SCR的NOX濃度變化范圍較大，為保證出口NOX濃度，致使噴氨量過大，氨逃逸量增加。氨逃逸率上升，造成空預器冷端換熱元件NH4HSO4堵灰比較嚴重，空預器煙氣側差壓最高至3 kPa以上，風煙系統運行工況惡劣，最終發生了一次風機、引風機失速的嚴重后果。

2 結論與建議

綜上分析可知，空預器堵塞的主要原因是脫硝氨逃逸造成的NH4HSO4黏附在空預器冷端壁面。導致氨逃逸的因素包括：煙氣量測量不準，造成原煙氣NOX總量不準，導致噴氨量過大；隨著機組投運時間的增加，催化劑活性下降；機組低負荷時，SCR入口煙溫下降，催化劑活性降低，脫硝效率下降；由于煙氣流場分布、噴氨量、NOX濃度分布不均等原因導致SCR出口氨逃逸不均勻。

此外冬季環境氣溫較低時，空預器換熱面壁溫進一步下降，易造成NH4HSO4快速粘結。氨逃逸、NOX、氧量等測量數據并不能完全反映煙氣整體情況，導致運行和控制存在一定偏差。其他如負荷頻繁變化、煤種變化、吹灰程序不佳等因素也是造成空預器堵塞的原因。

為有效改善SCR脫硝機組空預器堵塞情況，提出如下建議。

（1）機組的催化劑已經超過或接近性能保證期限時，考慮利用檢修機會對催化劑進行檢查并清灰，考察吹灰效果是否理想。根據機組催化劑“2+1”結構設計特點，加裝1層催化劑預留層或者整體更換，提高催化劑整體活性，減少在相同脫硝效率下的氨逃逸率。

（2）優化調整噴氨調節閥、流量計、噴氨格柵，保證噴氨、煙氣的流場均勻分布。應通過校準、檢修或技改等方式提高SCR系統測量準確性。新建機組在168 h運行前冷態和熱態調試中，特別要做好注氨格柵的細調工作和相應試驗。

（3）SCR控制策略的調整。在負荷調整、異常工況時，運行人員應加大干預力度，控制脫硝效率上限值。改善低負荷時低氮燃燒的二次配風方式，控制進口NOX含量，避免在低負荷燃燒時噴氨過量，建議增加SCR進口折算后的NOX值大屏報警。

圖3 低負荷運行期間相關參數的變化

（4）空預器運行調節，包括吹灰步進時間及吹掃行程調整，增加吹掃換熱元件覆蓋面。選擇合理的板型和材料，正確進行空預器換熱元件的分層布置，減小NH4HSO4的結垢和腐蝕率，降低機組強迫停爐進行空預器沖洗的可能性。

（5）堵塞嚴重的空預器，利用檢修期間實施新型化學清洗，使空預器蓄熱元件表面更加光潔，減緩NH4HSO4沉積及堵灰進程。

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（本文編輯：陸瑩）

Analysis on Air Preheater Blockage of 660 MW SCR Denitration Units and the Countermeasures

WU Dongli1，WANG Jie1，2，ZHANG Guoxin1，HE Xinjian3，KANG Kewei3
（1.Zhejiang Zheneng Technology Co.，Ltd.，Hangzhou 310003，China；2.Zhejiang University，Hangzhou 310027，China；3.Zhejiang Zheneng Yueqing Power Generation Co.，Ltd.，Wenzhou Zhejiang 323609，China）

The ammonia slip from SCR denitration device，especially in low temperature and low load operation，can easily cause the excess ammonia injection and form NH4HSO4at the cold end of air preheater，resulting in air preheater blockage.In addition,coal quality，the cold end wall temperature of air preheater，catalyst activity and low load all are causes for air preheater blockage.Therefore，the paper proposes to improve SCR system，adjust the combustion of boiler in case of low load and soot-blowing and washing mode of air preheater，for the purpose of mitigating air preheater blockage.

flue gas denitration；air preheater blockage；ammonium slip；660 MW

TK223.3+4

：B

：1007-1881（2014）03-0046-05

2013-11-18

鄔東立（1973-），男，浙江奉化人，主要從事火力發電廠煙氣脫硫脫硝等化學、環保的科研及技術管理工作。