火电机组脱硝系统引发的常见堵塞问题及解决方法

火电机组脱硝系统引发的常见堵塞问题及解决方法摘要：以大唐国际张家口发电厂1-8号锅炉，同煤塔山发电公司1、2号锅炉脱硝系统投运后出现的较为典型的问题为例，对脱硝系统投运后系统各主机、辅机设备的影响进行深入分析，讨论引发多种问题的主要原因，并提出治理措施，对其他火电机组的脱硝系统遇到类似问题的处理有一定的借鉴意义。

关键词：火电机组；脱硝；堵灰；尿素结晶1、问题背景随着我国经济的飞速发展，社会用电量不断攀升，作为我国供电的主力机组，燃煤电厂承担的总电量约80%的供给任务，并将长期处于不可替代的地位。

然而化石能源的消耗同时带来的有毒有害气体、大量灰尘的排放对环境造成比较严重的污染。

特别是近几年以来，每逢秋冬季节我国华北以及中东部地区面临非常严总雾霾天气，对人民群众的健康和社会发展带来严重影响。

为此我国政府也下决心治理大气污染，制定了成为史上最严的排放标准，目前华北地区燃煤锅炉电厂排放标准为（表1）：环保部门同时也加大了监察力度，出台排放不达标，不允许发电的硬性政策。

国内燃煤电厂纷纷争取市场竞争优势，大力进行掺烧，降低燃料成本。

这就更进一步先后进行了低氮燃烧改造、电除尘改造、脱硫增容改造、脱硝改造、湿式除尘等一系列技改项目，争取达到近零排放。

2、设备概况张家口发电厂装设8台300MW亚临界参数燃煤发电机组。

8台锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的1025t/h、亚临界、四角切圆燃烧方式、一次中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、汽包型锅炉。

同煤集团塔山电厂一期装设2台600MW亚临界参数燃煤发电机组，锅炉为控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、全钢构架的∏型汽包炉。

两家典型企业两种不同负荷的锅炉均进行了低氮燃烧改造。

燃烧器分级配风，并设有上层燃烬风，减少NOx的排放量，NOx的排放值在B-MCR工况下氧量为6%，干态时不高于400mg/Nm3。

为配合脱硝系统改造，前期均进行了空预器改造。

脱硝工艺均采用选择性催化还原法（SCR），脱硝还原剂采用尿素热解法。

由于以上设备和工艺流程存在诸多相同之处，我们可以总结出代表国内300MW和600MW燃煤电厂锅炉脱硝系统所遇到典型问题。

3、存在的问题及对策3.1空气预热器堵灰问题3.1.1问题的发生同煤塔山电厂在脱硝系统投运后空预器出入口压差上升趋势明显，尤其是在进入冬季之后压差呈快速的上升趋势。

空预器堵灰直接导致了送吸风机流的增加，加之电除尘系统在长时间运行后也出现不同程度的堵塞现象，吸风机改造后脱硫系统取消增加风机，就进一步导致吸风机不断承担更大的运行压力。

空预器堵灰严重时，将造成炉膛负压的剧烈波动、供氧量不足导致负荷受限、风机失速抢风喘震、MFT 等严重影响了机组的安全运行和经济性。

企业只能抓住机组停备和检修的间隙处理堵塞问题（图1）。

张家口发电厂为了进一步的节能降耗和保证脱硝系统的可靠性，进行了脱硝系统直喷改造，热解炉制备氨气系统备用，节省了高质量能源的消耗。

但同样也出现了空预器进出口差压持续上升的现象，吸风机出力不足机组多次解除AGC，运行人员手动调节送风机运行，发电部被迫会同热工人员限制吸风机动叶开度指令为80%，防止吸风机抢风喘震。

3.1.2主要原因分析通过对锅炉空预器相关的系统检查及堵灰成分的监测，发现低温腐蚀是造成空预器堵塞的主要原因，即当空气预热器蓄热元件温度低于烟气酸露点时，硫酸及其他化合物主要为硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）就在蓄热元件壁上凝结堵塞。

1、氨逃逸影响。

由于SCR 脱硝系统运行中不可避免存在过喷导致未反应NH 3逃逸问题，逃逸出的NH 3与烟气中的 SO 3 和水蒸气生成硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）。

硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。

烟气经过 SCR 反应器和空预器热段后，排烟温度降低， 140～230 ℃之间的温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，由于硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）在此温区为液态向固态转变阶段，处于黏性状态，具有极强的吸附性，呈颗粒状附着于金属设备表面，且硬度较高不易脱落，会造成大量灰分在空预器沉降，引起空预器堵塞及阻力上升同时，硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）本身对金属有较强的腐蚀性，会造成催化剂金属支撑架和空预器冷段腐蚀。

这种现象在张家口发电厂1号炉脱硝直喷改造后尤为明显。

2、煤质影响。

由于近年来原煤价格不断攀升，燃煤电厂运营成本不断提高，为降成本增效益很多燃煤电厂不断加大了的褐煤掺烧力度，这样就导致了入炉煤质下降当燃用含硫量较高的燃料时，不仅使得烟气中的 SO 2 及 SO 3 气体含量增加，而且烟气酸露点随之上升，因此烟气中更多的SO 3 气体与水蒸汽能结合成的硫酸蒸汽凝结在空预器蓄热元件。

煤质下降后会产生更多的飞灰，飞灰含量也相应升高。

这样硫酸蒸汽更容易与烟气中的飞灰结合导致空预器堵塞。

3.1.3应对措施综上分析造成空预器堵塞的最主要原因为氨逃逸率高，形成大量硫酸氢铵（NH 4 HSO 4）。

1、优化脱硝系统的设计及运行，严控氨逃逸率。

SCR 装置在设计阶段要通过冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值模拟计算，对烟道的流场进行优化设计，保证流场的均匀；每年定期进行反应器出口氮氧化物 NO x 浓度场的测量检验，检查出口 NO x 不均匀度的情况，并进行必要的喷尿素优化调整，以改善催化剂入口 NO x 和 NH 3 的摩尔比；根据 SCR 反应器内氨氮摩尔比分布测试的情况，对喷氨格栅系统进行必要的改进，增大调节的范围和灵活性，保证无论何种情况下都可以保持氨氮摩尔比的均匀性[3]。

脱硝日常运行中，保证氨逃逸在线测量的准确性，提醒运行人员监视氨逃逸的重要性及高氨逃逸率的危害性，在保证出口 NO x 满足排放标准的基础上降低尿素喷入量，切勿盲目大幅降低出口 NO x从而大量喷入尿素（氨），避免过喷现象。

根据排烟温度情况及时投运暖风器。

在运行过程中，可根据送风机入口温度及时投入暖风器运行，并根据尾部烟道排烟温度及时调整，使其保持合适的开度，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。

检修部门要利用机组停备和检修机会及时对暖风器进行检查和漏点的补焊处理，保证暖风器的投入率和运行的可靠性。

2、加强空气预热器的吹灰和水冲洗工作。

吹灰前将吹灰蒸汽疏水彻底排净，吹灰蒸汽应保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰。

脱硝投运后，根据运行状况提高空预器吹灰母管压力，修订完善新的运维规程。

具备条件时进行在线水冲洗[4]。

经调研，天津盘山电厂为应对堵灰问题，2013年6月，率先实施了空预器在线水冲洗，冲洗后压差由 2.7 kPa 降至 1.5 kPa ，且未对锅炉运行产生影响。

大唐国际托克托发电公司也陆续实现空预器在线水冲洗，取得较好的效果。

3.2、尿素热解系统出现的结晶堵塞问题3.2.1问题的发生以上两家典型企业均采用尿素热解法，指通过快速加热使雾化后的尿素溶液分解而获得NH3的技术。

热解法在合适的条件内，反应完全，不易产生中间聚合物堵塞管道，喷入烟道的氨气混合物温度约为300度，对SCR入口烟气温度的影响很小。

尿素热解的反应方程式为： CO(NH2)2+H2O=2NH3+CO2 (1)大致工艺流程如下：配制好的尿素溶液，通过尿素溶液混合泵输送到尿素溶液储罐，尿素溶液经由尿素溶液循环泵、计量与分配装置（MDM）、雾化喷嘴等进入热解炉，取热一次风作为稀释空气，经加热后也进入热解炉。

加热方式采用电加热器加热。

热解炉的温度要维持在合适的温度一般为(300度—650度)，以保证雾化后的尿素液滴能在绝热分解室内完全分解，分解产物(NH3和CO2)经由氨喷射系统进入脱硝烟道。

然而在实际运行中，结晶却成了几乎每一套热解装置都会遇到的问题，只是结晶的程度不同。

如尿素热解装置出现的严重结晶，大量的结晶附着在热解炉内壁，严重的影响了整个热解系统的正常运转，一方面热空气在热解炉内无法均匀流动，阻碍了温度的均匀分布，使热解炉无法达到满足尿素分解所需的温度条件;另一方面大量的结晶占用了热解炉内的空间，使尿素溶液在完全分解之前就沾附到结晶物上，形成新的结晶层，无法继续分解。

进一步造成喷氨格栅入口母管的堵塞（图2），使得NH3不能进入到反应器，脱硝效率下降，为了满足环保排放要求运行人员继续增大尿素溶液的喷入量。

恶性循环之下，整个热解炉、喷氨格栅都可能会完全堵塞，从而无法继续运行只能停机处理。

然而停机处理的过程又很费时费力，结晶硬度大，热解炉内作业面狭窄，机械工具难以施展，人工清除至少需要15天作业，给企业带来巨大的电量损失。

3.2.2结晶形成的主要原因分析1、热一次风中灰分含量过高。

灰分含量高，则首先会由于颗粒碰撞，对热解炉内整个流场分布造成影响，与设计时的计算流场有差别。

其次灰分颗粒物与小粒径的尿素雾滴结合，形成大粒径的尿素、灰分混合颗粒物，大粒径混合颗粒物在旋转气流中结合越来越多的尿素雾滴，粒径越来越大，最终在热解炉内无法分解、直接沉淀，形成初始结晶层。

最后，灰分还会直接堵塞喷嘴，从而影响喷雾效果，引起结晶。

2、喷枪所用的雾化空气纯度不足。

尽管所有的尿素热解系统都在运行说明中明确规定了雾化空气必须使用仪用压缩空气，但是具体到电厂，由于设备条件或管道老化等各方面原因，导致喷枪中的雾化空气纯度不足。

雾化空气中的杂质，主要为油、水、管道锈蚀物，会影响尿素的雾化效果，使雾化后的尿素液滴粒径无法达到热解炉所设计要求的粒径范围。

同样，雾化空气中的杂质可能会堵塞喷嘴，使喷枪甚至无法完成雾化。

运维效果较好的热解炉如图3：3、所需温度达不到热解系统要求。

电厂因为部分保温设计或施工存在问题，导致从尿素溶液储罐到热解炉，热解炉到喷氨格栅的管道温度不够；采用电加热的热解系统长时间运行后部分电加热经常损坏不能正常投运，温度不能满足热解反应要求；由于以上两家锅炉为四角切圆燃烧方式，存在进入反应器的烟气不均匀的情况，两侧反应器温度偏差大。

由于尿素在不同温度下溶解度不同，尿素本身就易结晶，导致尿素在进入喷枪之前逐渐析出细小晶体，晶体累积之下很容易在停机或间断运行时喷枪通道内或喷嘴部位产生结晶。

结晶一旦形成，对喷枪喷雾效果影响很大，进而造成喷嘴和热解炉的结晶。

不断加大喷入量后很多未反应的尿素在一次风的作用下被搬运到喷氨格栅入口处，温度下降，尿素不断结晶沉积。

4、运行检修重视程度不足。

据与其他电厂交流发现很多出现结晶情况的电厂，均是在运行检修上没有足够的重视。

由于尿素热解室一般布置在室外高平台上，往往都是自投运始，就不会定期的对喷枪喷雾情况和热解室运行情况进行巡查，从而无法发现结晶开始出现的苗头。

当开始发现热解系统出问题的时候，已经结晶严重，结果只能停机检修。