浅谈630MW超临界机组烟气脱硝技术及系统投入运行后空预器堵灰问题

摘要：我国大型电站绝大部分是常规的燃煤电站，而NOx是燃煤电厂排放的主要污染物之一。在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术是目前应用最为成熟、脱硝效率最高的脱硝技术，在国际、国内均得到了大量的推广。大唐彬长发电有限责任公司1期#1、2机组安装的脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）技术，脱硝装置运行稳定，脱硝效率达到设计要求。

关键词：烟气脱硝技术；选择性催化还原（SCR）脱硝技术

前言

氮氧化物是大气主要污染物之一，在NOx控制方面与发达国家相比我国燃煤电厂起步较晚，但随着国家一系列环保法律法规的陆续出台，NOx控制要求越来越高，脱硝控制技术近几年也得到了快速的推广和应用。在众多的烟气脱硝技术中，选择性催化还原法是脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术。国内脱硝技术少数几家电厂外主要也以选择性催化还原法为主。

1.SCR脱硝系统概述

大唐彬长发电有限责任公司（2×630MW）机组烟气脱硝装置配两台蒸发量为2084T/H的燃煤锅炉，脱硝装置采用选择性催化还原法（Selective Cataletic Reduction，简称：SCR）全烟气脱硝；脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置，不设反应器旁路，增设省煤器旁路，在低负荷运行时满足脱硝运行要求。

脱硝装置采用氨作为还原剂，其供应采用液氨供应系统。在现阶段设计煤种及校核煤种锅炉最大工况（BMCR）处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%实施，脱硝装置结构及相关系统按脱硝率不小于82%规划设计，每台锅炉配有两个反应器，烟气在省煤器出口处被平均分成两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，在反应器里烟气向下流过均流器、催化剂层，随后进入回转式空气预热器、静电除尘器、引风机和FGD，最后通过烟囱排入大气。脱硝反应的基本方程式如下：

NO+NO2+2NH3 →2N2+3H2O

4NO+4NH3+O2 →4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2 →3N2+6H2O

2.脫硝系统工艺流程

大唐彬长发电有限责任公司1、2号机组共用一套液氨储存与供应系统，外购液氨通过液氨槽车运至液氨储存区，通过卸氨压缩机将液氨储罐中的气氨压缩后送入液氨槽车，利用压差将液氨槽车中的液氨输送到液氨储罐中；液氨经氨蒸发槽蒸发成氨气后进入氨气缓冲槽，通过减压阀减至一定压力后通过氨气输送管线注入稀释风机出口稀释后，分别经过两台机组的喷氨格栅送入SCR反应器。按（NOX/NH3）1：1的比例喷入锅炉烟气中的NH3在SCR反应器中催化剂的作用下与烟气中NOX按上述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟中NOX含量的目的。脱硝系统流程简图如下：

3.影响SCR脱硝因素

（1）烟气温度。脱硝催化反应器控制烟气温度在310～420℃。

（2）飞灰特性和颗粒度。烟气组成成分对催化剂的影响主要是粉尘浓度、粒度和重金属含量。某些重金属能使催化剂中毒，例如：砷、汞、铅、磷、钾、钠等，尤以砷的影响最大。

（3）烟气流量。NOx的脱除率在一定烟气条件下，取决于催化剂组成、比表面积大小。

（4）中毒反应。在脱硝的同时也有副反应发生，如SO2氧化生成SO3，高温条件下（>450℃）氨的分解氧化和在低温条件下（<310℃）SO2与氨反应生成NH4HSO3。而NH4HSO3是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，使得反应无法进行并造成下游设备（空气预热器）的堵塞。烟温高于450℃，还会导致催化剂烧结。

（5）氨逃逸率。氨的过量会增加氨的逃逸。氨的逃逸量的大小，取决于NH3/NOx摩尔比、工况条件和催化剂的活性用量。氨逃逸量的增加会增加氨的用量及浪费和形成新的污染，正常运行中氨逃逸率小于3ppm。

（6）催化剂。大唐彬长发电有限责任公司采用蜂窝式催化剂，其特是比表面积大、低尘烟气中活性高，适用于粉尘量较低的场合。

（7）防爆。SCR还原剂氨（NH3）的爆炸极限（空气）为15.7%～27.4%。为保证氨注入烟道的绝对安全以及均匀，通过稀释风将氨浓度降低至5%以下，经过喷嘴、氨喷射格栅将其分布和充满于反应区烟道。

4.脱硝系统投运后空预器堵灰问题

大唐彬长发电有限责任公司1、2号机组自脱硝系统投运以来，运行稳定，各项参数均能控制在规定范围内，但随着系统运行时间的增加，空预器堵灰现象也越来越突出，具体数据见下表（系统投运后2个月各相关参数对比）：

5.脱硝系统投运后造成空预器堵塞原因分析

（1）SCR反应区烟温低：SCR区漏风及散热量大，可能造成反应区上游区烟温符合而下游区不能达到，造成反应区局部烟温达不到要求。

（2）过量喷氨，特别是局部氨过量：为了追求脱硝效率，造成喷氨过量，这种情况在催化剂性能下降后表现的尤为明显；由于烟道中烟气分布不均，与支路喷氨流量失配，造成局部氨过量；另外，冬季气态氨温度低、稀释风温度低，可能造成喷氨量变化后应出口NOx反应迟缓，易造成暂态喷氨过量。

（3）催化剂性能降低：现催化剂多为国内生产，且在国内各家电厂均上脱硝时期，工期紧，性能保证最低烟温允许存在折扣；随着脱硝系统运行时间增加，催化剂表面积灰也将导致催化剂性能降低。

（4）脱硝的产物为H2O，造成烟气中水蒸汽分压增大，酸露点温度上升。

6.空预器堵灰的危害

（1）引起三大风机电耗增加。

（2）空预器出口一二次风温降低，排烟温度升高；一次风、二次风、烟气三者间的压力差增大，空预器漏风增加；导致锅炉效率降低。

（3）三大风机动静叶开度增大，风机失速的余量减小，特别是一次风机。从运行中实际观察，三大风机中一次风机的工作环境最为恶劣，又失速余量最小；其次为引风机，引风机的入口负压变大，使得出入口压差变大，在增压风机停运后，将使出入口压差增大更为明显。

（4）空预器堵塞严重时，机组出力将受到限制，并造成风机失速、强风等异常频发。

7.相應技术措施

（1）SEMS加强维护，保证氨逃逸表计、氮量表指示正确。正常运行中氨逃逸控制在2ppm以内。

（2）出口NOx浓度控制合适，出口排放不超标，暂不追求脱硝效率。（现行标准为出口100mg/Nm3，对脱硝效率暂无强制要求）

（3）加强SCR区保温的维护、漏风的治理，发现缺陷及时消除。

（4）喷氨各支门调试调整完成后，卸掉支门门轮，不允许操作。

（5）暖风器正常投入，保证冷端综合温度。

（6）稀释风机机组正常运行中不停运，无论脱硝系统投入与否。

（7）稀释风机滤网定期清理，保持稀释风清洁不堵喷口。

（8）严格空预器吹灰。

（9）压缩空气吹灰正常程序投入，蒸汽吹灰暂定每周一次以及根据催化剂差压适时投入（设计每层催化剂压损为200Pa，我公司装配2层）。

（10）做好空预器压差、催化剂压差的监视，压差报表报表台帐及总结。

8.结束语

由于环境污染问题日渐突出，相关环保法规对氮氧化物的排放要求也愈发严格，火电厂烟气脱硝已成必然。火力发电厂是氮氧化物排放大户，应该积极推进烟气脱硝技术，严格执行当前氮氧化物排放标准，承担应有的社会责任。随着脱硝系统的投运，在机组运行过程中我们将面临各种新的挑战和难题，这需要在实际工作中总结经验，对症下药，保证机组安全、经济、环保运行。

参考文献：

[1]孙克勤，钟秦编著.火电厂烟气脱硝技术及工程应用.化学工业出版社，2007： 211

[2]蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册.化学工业出版社，2007： 71-72

作者简介：冀少锋，男，陕西韩城人，助理工程师，1995年07月毕业于西安电力学校，现在大唐彬长发电有限责任公司从事运行管理工作。