SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施

收稿日期：２０１４－０５－２８

作者简介：惠润堂（1963—），男，陕西渭南人，高级工程师，主要从事火电厂环保工程设计、科技研发等工作。

过3×10-6（体积浓度）后，温度为150~200℃范围内，逃逸的氨与烟气中的SO 3将反应生成硫酸铵（（NH 4）2SO 4）和硫酸氢铵（NH 4HSO 4）[3]。这些副反应产物会牢固粘附在空气预热器（空预器）传热元件表面，使传热元件发生强烈腐蚀和积灰。通常，对于加装SCR 脱硝装置且燃煤硫分大于1%的机组，建议对空预器进行配套改造[4]，但由于部分机组空预器运行时间较短或刚大修完毕，同时出于工程投资考虑，部分燃煤电厂增设脱硝设施后暂未改造空预器[1]。下文以某电厂为例，对烟气采用

SCR 法脱硝后空预器堵塞的成因进行分析。

1

某电厂基本情况

1.1

脱硝设施概况

某电厂9、10号机组为660MW 超临界机组，

采用SCR 脱硝技术控制NO x 排放，还原剂制取采用尿素热解工艺。SCR 烟气脱硝装置设计反应器入口NO x 为600mg/m 3（标准状态，下同），目前机日开始，空预器一、二次风侧及烟气侧阻力出现较快速度的增长。由于烟风系统压差大，机组被迫限出力运行。同样的运行情况及煤质参数下9号机组空预器烟气侧阻力运行正常。

根据2012年11月14日10号机组DCS 烟风系统运行监测，运行负荷为450MW ，空预器烟气侧系统阻力约为3000Pa 。由空预器烟气侧阻力趋势图可知，2012年11月初以来，空预器烟气侧由于堵塞，烟气侧阻力最高接近4500Pa ，远远高于空预器技术协议中的保证值1220Pa ，空预器二次风侧阻力最高达到2000Pa 。空预器堵塞后机组只能够被迫限出力运行，降低机组负荷至450MW ，此时空预器烟气侧阻力降至3000

Pa ，二次风侧阻力降至1200Pa 。

2

运行状况

2.1

燃煤煤质变化

2012年11月入冬后电厂入炉燃煤煤质数据

发电

第10

期如图1所示。根据入炉煤质数据对比，入冬以来实际燃煤煤质较原设计值变化较大，煤质较差，发热量低，收到基灰分高，含硫量增加较多。原设计煤质收到基低位发热量为22.83MJ/kg ，收到基灰分为

19.66%，收到基硫分为1.03%；而2012年10

月—11月燃烧煤质收到基低位发热量平均为

18.84MJ/kg ，收到基灰分平均为29%，收到基硫

分平均为1.9%。

根据以上煤质变化情况，结合空预器选型设计煤质（空预器技术协议提供），实际燃烧煤质与脱硝工程设计煤质变化较大，灰分以及硫分超过空预器选型设计煤质，燃煤硫分及灰分的增加是导致空预器堵塞的重要因素。

2.2脱硝运行变化

2012年入冬后机组运行负荷波动较大，特别

是2012年10月27日至11月1日，10号机组负荷基本处于320～420MW 负荷区间运行，最低运行负荷为321MW 。

脱硝装置的设计停止喷氨温度为327℃。10号机组脱硝装置出、入口烟温采用热电阻测温元件，空预器发生堵塞后，经现场校验比对，在线监控显示值比现场实测烟温高10～15℃。因此认为，在机组低负荷时，实际烟温已降至315℃左右，低于脱硝装置最低喷氨保护温度值，但脱硝装置仍连续喷氨运行。

入冬以来机组负荷率较低，波动较大。一方面NO x 浓度波动较高时，为保证NO x 达标排放，增加尿素耗量，此时氨逃逸量亦会增加。由于没有氨逃逸量监测数据，只能据运行统计数据估算，即入冬以来满负荷尿素日耗量由7t 增加至8t ，尿素耗量增加近10%；另一方面，低负荷下由于入口烟温监测值较实际值偏高，导致实际烟温已低于最低喷氨温度时仍进行脱硝运行，而低温下

催化剂活性较低，喷入的氨无法正常发生脱硝反应，导致氨逃逸值增加[5]。

3空预器堵塞原因分析

（1）由于燃煤煤质硫分及灰分增加，同时脱

硝设施运行不正常导致氨逃逸值增加，形成

NH 4HSO 4的量增加，特别是10号机组空预器未进

行脱硝配套改造，即未更换为镀搪瓷换热元件，原空预器换热元件间隙小，更易发生堵塞。

（2）正常情况下NH 4HSO 4在空预器换热元件表面发生粘附和结灰的温度区间为150～220℃[6]，

夏天排烟温度高，发生NH 4HSO 4粘附的区域面积较小，入冬以来排烟温度低，特别是低负荷状态下发生NH 4HSO 4粘附的区域面积扩大，在灰分较高的情况下，空预器发生堵塞的几率增加。因此，低负荷状态下会发生NH 4HSO 4粘附和腐蚀。

若低

负荷时间较短，负荷提高后温度升高，可在一定程度上缓解NH 4HSO 4的粘附程度，但若发生

NH 4HSO 4被飞灰包裹等情况，温度升高后NH 4HSO 4无法分解，则该部分堵塞无法恢复。

综上所述，某电厂10号机组空预器堵塞较为严重为多种因素所致，其中锅炉运行条件变化和发电机组负荷波动较大是主要原因。该电厂锅炉燃煤煤质发生变化，高灰分增加了空预器换热元件的堵塞，高硫分致使脱硝后SO 3转化率增加。

NO x 生成浓度随机组负荷波动而波动，机组负荷

波动大，脱硝运行难以控制，造成喷氨调节滞后，氨逃逸率增加[7]。加之脱硝装置测量表计不准确，无法实现脱硝运行温度的精确控制，导致氨逃逸率增加。此外，低负荷下烟气温度偏低，达不到喷氨脱硝运行要求，即烟气温度低于催化剂最佳运行温度后，催化剂活性降低，也会导致氨逃逸率增加。

4应对措施及改造建议

（1）停机后应对空预器采取离线冲洗，解决

NH 4HSO 4粘灰堵塞空预器问题；

（2）加强对脱硝设施的运行管理，严格控制喷氨量；

（3）对脱硝设备温度、浓度等计量表计进行完善改造，同时也需对表计加强维护；

（4）增加脱硝运行对机组负荷波动调节的灵敏性，减少滞后调节，低负荷状态下可适时退出脱硝运行；

（5）合理掺配入炉煤，严格控制入炉煤灰分、硫分在规定范围内，避免高灰分、高硫分图1

电厂2012年10月—11月入炉煤质

Fig.1Coal analysis data of the power plant between

October and November of 2012

惠润堂等：SCR 法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施

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