燃煤電站硫酸氫氨危害及控制措施探討

滄州華潤熱電有限公司 曲飛雨 王立新

隨著我國煙氣節(jié)能減排工作的不斷深入實施，SCR煙氣脫硝在燃煤電廠中得到廣泛應用。SCR煙氣脫硝投運后，煙氣中生成硫酸氫氨是不可避免的，無形中增加風煙系統(tǒng)設(shè)備運行的安全隱患，空氣預熱器堵塞、電除塵器芒刺線肥大、布袋除塵器布袋糊灰等問題日益凸顯；此外還會增加燃煤電站的運營成本，譬如引風機電耗增加、脫硝還原劑（液氨、尿素）采購成本增加等。

1 硫酸氫氨形成機理

SCR煙氣脫硝是指煙氣中NOX在催化劑作用被還原為對環(huán)境友好的N2和H2O。目前我國典型SCR煙氣脫硝還原劑為NH3，下面以NH3做還原劑為例介紹SCR煙氣脫硝反應原理，其主要化學反應為：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O，4NH3+2NO2+O2→3N2+6H2O，8NH3+6NO2+O2→7N2+12H2O，2NH3+NO+NO2→2N2+3H2O。由于原煤中含有不同程度的硫分，燃煤鍋爐尾部煙氣中含有或多或少的SO2，而SCR脫硝催化劑中活性成分V2O5對SO2的氧化具有一定的催化作用，其反應機理為：V2O5+SO2→V2O4+SO3，2SO2+O2+V2O4→2VOSO4，2VOSO4→ V2O5+SO2+SO3。

馬雙忱等研究表明，SO2的相對轉(zhuǎn)換率與催化劑中V2O5的含量成正比關(guān)系，SO2的相對轉(zhuǎn)換率隨著V2O5含量增加而增大，當V2O5含量1.3%時SO2的相對轉(zhuǎn)換率明顯增大[1]。而SCR脫硝中難以保證NH3完全反應，且隨著機組運行時間的推移氨逃逸量會逐漸增大，逃逸的NH3與煙氣中SO3反應生成硫酸銨和硫酸氫氨：2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4，NH3+SO3+H2O→NH4HSO4。

2 硫酸氫氨現(xiàn)象及危害

空氣預熱器阻塞。研究表明，當煙氣中SO3濃度為2～3ppm、氨逃逸大于2ppm時，硫酸氫氨積聚現(xiàn)象便會在空預器內(nèi)發(fā)生，空預器堵塞后將直接引起空預器進出口壓差升高、漏風率增大，風煙系統(tǒng)阻力增加，風機電流增大，且極易引發(fā)引風機失速；換熱元件表面富集硫酸氫氨導致其換熱效率大幅降低、空預器熱一、二次風溫降低、排煙溫度升高，鍋爐效率呈現(xiàn)下降趨勢；由于換熱元件表面垢漬腐蝕，必然導致使用壽命縮短；空預器堵塞不均勻時易引起風煙系統(tǒng)阻力波動，嚴重時可引起一、二次風壓及爐膛負壓大幅度波動，嚴重影響機組運行可靠性。

低溫省煤器堵塞。低溫省煤器是燃煤電站鍋爐余熱回收利用的重要方式之一，通常布置于空預器與除塵器之間或脫硫塔前，經(jīng)其換熱后出口煙溫較低，當煙氣中含有硫酸氫氨時極易在低溫省煤器出口管組析出并富集，隨著低溫省煤器硫酸氫氨富集堵灰，其進出口煙氣壓差逐步增大、換熱效率有所降低、引風機電流上漲、鍋爐效率下降，同時對換熱管組具有一定的腐蝕作用，若堵塞嚴重只能被迫退出低溫省煤器運行，甚至導致機組非停。

除塵器積灰。煙氣飛灰硫酸氫氨主要以液態(tài)和固態(tài)兩種形式充在，而硫酸氫氨含量較高的飛灰由于其電阻相對較低而更容易被電除塵器捕獲，加之液態(tài)硫酸氫氨具有較強的粘性，若硫酸氫氨含量過高則飛灰會不斷黏附在電除塵器的極板和極線上，機組運行中難以通過震動除去，隨著長周期累積則會導致陰極線肥大或極間距變小，最終引起電除塵器運行參數(shù)偏低、除塵效率下降，而對于布袋除塵器來說則是堵塞布袋，無法在運行中正常疏通，同樣導致除塵效率下降，若積灰嚴重將無法滿足煙氣達標排放，導致機組被迫停運。

脫硫廢水氨氮超標。燃煤電廠通常采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，SCR脫硝的逃逸氨以及形成的銨鹽隨著煙氣流動進入吸收塔，并很快被循環(huán)石灰石-石膏漿液吸收溶解，形成水合氨。吸收塔內(nèi)部漿液因吸收煙氣中二氧化硫、氯化氫等呈現(xiàn)酸性，故水合氨很快發(fā)生電離反應，最終生成游離的銨根離子[2]。又因脫硫系統(tǒng)運行的為偏酸性環(huán)境，故限定了吸收塔主要以脫硫廢水形式排出銨根離子，無形中增加脫硫廢水氨氮含量，導致脫硫廢水氨氮質(zhì)量濃度遠遠高于國家污水排放標準一級A（＜15mg/L），據(jù)統(tǒng)計部分燃煤電站脫硫廢水氨氮質(zhì)量濃度高達700mg/L，超出國家污水排放標準的40～50倍之多[2,3],無形中增大脫硫廢水處理難度。

粉煤灰灰氨量超標。SCR脫硝的逃逸氨形成的無機氨隨著煙氣流動進入省煤器及除塵器，隨同飛灰被省煤器及除塵器捕獲，最終沉積于粉煤灰中。而沉積在粉煤灰上的無機氨很穩(wěn)定，當其遇水后極易溶解，溶液的pH值有所提高，并向大氣釋放氨氣，影響粉煤灰的綜合利用。

3 硫酸氫氨控制措施

3.1 控制氨逃逸量

根據(jù)化學反應平衡原理，SCR脫硝反應器氨逃逸是不可避免的，研究表明影響氨逃逸的因素包含氨氮摩爾比、速度場、濃度場及溫度場等多個方面。實驗研究表明，當氨氮摩爾比小于1時，脫硝效率隨著氨氮摩爾比增加而呈現(xiàn)增大趨勢，當氨氮摩爾比大于1時，脫硝效率卻未見明顯增大，反言之其多余的氨未參加反應，導致氨逃逸量大幅增加[4]。董建勵等通過數(shù)值計算發(fā)現(xiàn)，當脫硝效率相同時，氨逃逸量隨著氨氮摩爾比相對標準偏差增加而增大，當?shù)柋认鄬藴势钚∮?0%時，脫硝效率基本能達到理論設(shè)計值[5]。

速度場指的是和煙氣流向垂直的整個SCR脫硝反應器橫截面的速度分布情況，煙氣流入脫硝反應器后因煙道形狀差異導致氣流方向改變，局部發(fā)生渦流現(xiàn)象，引起煙氣流場分布不均勻，高流速區(qū)煙氣停留時間較短、反應不充分氨逃逸增大，低流速區(qū)則相反。研究表明，SCR脫硝催化劑的最佳反應溫度窗口在340℃～380℃之間[6]，溫度降低則催化劑活性降低，溫度升高而催化劑活性卻增加不明顯。故可從流場和噴氨混合系統(tǒng)兩方面對整個脫硝系統(tǒng)進行優(yōu)化，以此控制氨氮摩爾比、濃度場、速度場及溫度場等均處于良好狀態(tài)，實現(xiàn)氨逃逸量控制。

另外需加強催化劑吹灰管理，保證催化劑清潔，防止催化劑堵塞引起過量噴氨。目前，通過加裝氨空混合器、優(yōu)化母管聯(lián)箱、噴氨格柵改型、流場分區(qū)混合及分區(qū)動態(tài)控制改造，實現(xiàn)脫硝系統(tǒng)全端面精準噴氨，提高噴氨均勻性及混合性，避免SCR脫硝局部脫硝效率太低，有效降低氨逃逸量。

3.2 控制SO2/SO3轉(zhuǎn)化率

燃煤電站煙氣中SO3主要來自爐膛燃燒和SCR脫硝氧化兩個方面，有研究表明鍋爐燃燒過程中SO2/SO3轉(zhuǎn)化率約為0.5%～1.5%，SCR脫硝脫硝過程中SO2/SO3轉(zhuǎn)化率約為0.3%～2.0%[7]。對于釩鈦系SCR脫硝催化劑，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率隨著V2O5含量增加而增大[1]，通過添加WO3或MoO3助催劑可有效抑制SO2氧化率；SO2/SO3轉(zhuǎn)化率隨著隨著脫硝反應器入口SO2濃度增加而逐漸降低，質(zhì)量密度卻有所增加，但SO2/SO3轉(zhuǎn)化率隨煙氣溫度升高而呈現(xiàn)明顯增加趨勢[8]。

SO2/SO3轉(zhuǎn)化率可從幾個方面控制：鍋爐燃煤盡量選用低硫煤或調(diào)整不同煤種參配比，減少煙氣中SO2含量；選擇合理V2O5含量脫硝催化劑，通常其質(zhì)量分數(shù)控制在1%左右，可有效降低SO2/SO3轉(zhuǎn)化率；脫硝催化劑添加適量助催劑（WO3、MoO3等），通常其質(zhì)量分數(shù)控制在3～4%左右，在保證脫硝效率的同時降低SO2/SO3轉(zhuǎn)化率；爐膛內(nèi)噴入CaO、MgO等堿性物質(zhì)或入爐煤適量摻燒石灰石，可降低SCR脫硝反應器入口SO3含量。

3.3 催化劑體積量設(shè)計

SCR脫硝催化劑理論化學壽命為24000h，為保證機組安全穩(wěn)定運行，必須保證催化劑化學壽命期內(nèi)的性能能滿足要求，而催化劑體積量起到至關(guān)重要的作用，為此在基于性能要求的基本體積量上必須考慮燃料特性、催化劑運行堵塞及SCR脫硝系統(tǒng)運行狀況附加催化劑體積量。

3.4 催化劑壽命管理

催化劑作為SCR脫硝的核心部件，其設(shè)計理論化學壽命一般為3年、機械壽命一般為10年。新建燃煤電站脫硝系統(tǒng)設(shè)計選型或現(xiàn)役設(shè)備加裝催化劑時，必須充分考慮燃煤、煙氣參數(shù)等多方面因素，后期運營中需充分考慮脫硝催化劑廠家提供的催化劑運行參數(shù)條件，最大限度滿足其運行工況，同時定期對催化劑單體及脫硝系統(tǒng)進行全面檢測，結(jié)合檢測結(jié)果制定合理的運維方案，綜合考慮催化劑加裝、更換或再生，即實施催化劑壽命管理。通過催化劑壽命管理，可最大限度發(fā)揮催化劑的應用價值、降低運營成本，更重要的是可有效控制SCR脫硝氨逃逸量、SO2/SO3轉(zhuǎn)化率等，降低硫酸氫氨生成量，為機組安全穩(wěn)定運行保駕護航。

3.5 控制脫硝運行溫度

釩鈦系商用SCR脫硝催化劑的最佳反應溫度窗口在340～380℃之間[6]，實際中必須保證SCR脫硝系統(tǒng)運行溫度高于催化劑最低溫度限值，運行溫度過低催化劑活性下降則氨逃逸增加，運行溫度過高則SO2/SO3轉(zhuǎn)化率急劇增加。為此，兼顧氨逃逸及SO2/SO3轉(zhuǎn)化率，通常將脫硝系統(tǒng)運行溫度控制在300℃～420℃之間，機組啟停過程中若脫硝系統(tǒng)溫度低于300℃禁止投入脫硝系統(tǒng)運行。

3.6 空預器改造及運行優(yōu)化

硫酸氫氨堵塞空預器通常發(fā)生在三段式空預中、低溫段以及兩段式空預器的低溫段，為避免三段式空預器中、低溫段間隙堵塞，可將該兩端合并為一段，同時考慮搪瓷換熱元件換熱、防腐性能均優(yōu)于合金鋼，可將冷端換熱元件更換為表面搪瓷換熱元件，并根據(jù)機組運行參數(shù)選擇合理的波形。另外，機組運行中加強空預器吹灰運行管理，通常空預器吹灰蒸汽壓力為1.8～2.0MPa，根據(jù)空預器運行參數(shù)合理控制其吹灰壓力及頻次，必要時提高空預器吹灰壓力至2.5MPa。

綜上，煙氣中硫酸氫氨的充在對空氣預熱器、低溫省煤器及除塵器等設(shè)備運行具有極大的安全隱患，在一定程度上影響脫硫廢水系統(tǒng)運行及粉煤灰綜合利用，嚴重時甚至威脅機組安全穩(wěn)定運行，且無形中增加運營成本。通過脫硝系統(tǒng)優(yōu)化、催化劑壽命管理、噴入CaO或MgO等堿性物質(zhì)、燃煤調(diào)整及選用合適的脫硝系統(tǒng)運行溫度可有效控制煙氣中硫酸氫氨的生成，結(jié)合空預器改造及吹灰運行調(diào)整可進一步抑制硫酸氫氨的生成。