SCR法烟气脱硝改造后基硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理实践

摘 要：本方法从热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度，同时通过低省控制空预器出口温度，减少对电除尘及后续设备影响，通过具体实践克服了空预期电流波动，炉膛气温偏差，电除尘入口烟温过高等难题。有效了遏制并控制了硫酸氢铵堵塞的发展趋势，保证了机组长时间运行后带负荷能力。

关键词：烟气脱硝；硫酸氢铵（ABS）；氨逃逸；空预器堵塞；治理

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.23.011

1 概述

对于SCR法烟气脱硝，氨气和NOX不能能全部混合，逃逸是不可避免的，当逃逸率超标时氨气与三氧化硫反应生成硫酸氢铵堵塞空预器。硫酸氢铵因其特殊物理性质，极易吸附并粘结在空预器换热元件上，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除。目前解决办法有在线高压水冲洗，由于在机组运行期间进行冲洗，对空预器及其后电除尘安全有较大影响，极易发生空预器电流波动大而跳闸，有较大安全风险，对设备和机组工况要求较为苛刻，在公司#4炉运行期间曾进行过实验，空预器曾发生电流波动超过额定值，压差减小效果不明显而未继续实施。

大唐三门峡发电有限责任公司的2台630MW——HG-1900/25.4-YM4型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计、制造的。锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。锅炉岛为露天布置。锅炉燃用义马和三门峡当地混煤、常村煤及铜川煤。30只低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N中速磨煤机配正压直吹制粉系统。

大唐三门峡发电有限责任公司2台630MW锅炉于2014年完成脱硝改造，最初设计排放值为小于200mg/Nm3。采用的选择性催化还原法SCR脱硝工艺，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，设计有三层催化剂层，要求运行温度在300℃-400℃范围，针对锅炉低负荷及深度调峰情况SCR入口烟温不到300℃问题，脱硝入口设计烟气旁路，锅炉水平烟道后部引出高温烟气进入SCR入口与原烟气混合后，保证SCR脱硝反应温度在设计范围内。SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨，II期2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系统，在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：进出口NOX、烟气流量、烟气温度、O2、NH3逃逸、差压等。针对硫酸氢铵堵塞问题，空预器更换两段式换热元件，中温段和低温段一体化，但#4机组改造后运行一段时期后，空预期堵塞现象严重，引风机入口负压已到极限值，炉膛负压大幅波动 。2015年根据河南省政府蓝天行动文件要求，河南省内所有火电机组必须逐步达到超低排放标准。#4机组在2015年12月份完成超净排放改造后，为了控制出口不超过50mg， 必然会加大喷氨量来控制排放。硫酸氢铵堵塞的问题进一步严重。在机组启动运行仅36天后，就出现了空预器压差急速增大，炉膛负压波动，日常性的蒸汽和激波吹灰不能遏制空预期压差发展。

2016.3.12.#4机组启动后第36天，#4B空预器压差情况，最大值4.6Kpa。

2 硫酸氢氨生成原理及危害

硫酸氢氨的生成作为选择性催化还原法SCR脱硝的副反应，与煤种硫份和SCR未反应完全逃逸到烟气中NH3有直接关系。

通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当环境温度达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性，当温度继续升高至250℃以上，硫酸硫酸氢氨由液态升华为气态。锅炉空预器运行温度梯度一般在120℃-300℃，硫酸氢氨的物理性质和决定随着烟气温度在空预器中大幅降低在空预器中低温区域沉积，未沉积的硫酸氢氨吸附在烟气中烟尘转换为固态，在电除尘中进行除去[1]。

防止硫酸氢氨的生成主要有控制氨逃逸率和降低入炉煤硫份。锅炉运行中氨逃逸超标的主要原因有以下几种，一是脱硝烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸；二是脱硝喷嘴未针对烟气流场进行调整，造成NH3浓度场分布不均；三是对氨逃逸率监视手段有限；四是空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域；五是机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢氨的沉积区域；六是机组负荷波动频繁，NOX生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象。硫酸氢氨沉积在空预器中，造成空预器堵塞，对锅炉安全运行有极大的危害：一是由于两台空预器阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危及机组安全运行；二是由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动；三是空预器阻力增大后风烟系统电耗增大；四是空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏；五是空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力；六是最终很可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修[2]。

3 解决硫酸氢氨造成空预器堵塞问题原理及方法

3.1 解决思路

针对硫酸氢铵的物理性质，发现根据温度不同，呈现不同的物理状态，在147℃以下，呈现坚固的固态；在147℃-250℃范围内，呈现称严重的鼻涕状态，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除，在250℃以上升华。由于空预器温度梯度变化从320℃-120℃之间，这使得极易吸附并粘结沉积在空预器换热元件中部[3]。由于这种相变在短时间是可逆的，因此提高运行温度，改变沉积区域，对已经沉积在受热面的硫酸氢铵再溶解升华，改变其沉积区域，尽量使其粘在灰上，而在下部空预器元件为一体化，不利于硫酸氢氨的粘结，随着烟气冷却，硫酸氢铵固化并随烟尘早电除尘除去。针对硫酸氢铵挂灰主要两段之间部位，提高温度使得过程后移，而后面条件不利于沉积在受热面上，所以进行了去除。

3.2 提高烟温治理硫酸氢铵堵塞可行性分析

提高烟温会来造成空预器整体运行温度区间的改变，空预器工作温度从原来的350℃-120℃（烟气侧），预计将会提升到380℃-230℃，之后各个运行设备运行温度均会发生改变，因此烟温改变后设备是否能安全运行，直接关系到治理方案是否可行。

（1）设备安全运行温度极限考察，确定提高烟温的边界条件。

通过查阅空预器说明书、低温省煤器、电除尘、引风机、脱硫吸收塔运行说明书，空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响；电除尘内部主要有阳极、阴极、电极瓷瓶等，没有对烟温有特别要求材料，但电极瓷瓶耐受温度可能是制约点，为了防止瓷瓶出现裂纹，以历史运行经验表明，温度在160℃无影响；引风机根据厂家提供的资料，叶片为合金钢铣制而成，提升到180℃温度后不会有影响，但应加强对引风机轴承温度监视；脱硫吸收塔内除雾器为塑料材质，对烟温有明确要求，要求吸收塔烟气入口温度不大于160℃。

锅炉低温省煤器为降低电除尘及脱硫吸收塔烟温提供了解决途径，锅炉通过低温省煤器能大幅降低空预器后烟温，保证其后设备在安全温度下运行。

（2）温度提高后设备变形量增加，引发动静摩擦或损坏。

温度提升后，主要是考虑空预器膨胀问题。空预器转子按半径6m，高度4m计算，根据不锈钢膨胀系数，冷端端径向温升150℃计算，冷端变形量10.8mm，轴向平均温升较小，按100℃极端，轴向变形量在4.4 mm，询问锅炉专业空预器间隙调整的余量，经过计算此形变在空预器软性密封的允许范围之内。

（3）提高烟温手段及余量分析。

因为空预器入口烟温是在350℃，因此适当减少空预器冷二次风、一次风量，就能达到提高烟温至250℃要求。查阅烟气比热容，密度，烟气流量，一次风量，二次风量，换热效率进行估算。经过计算70%锅炉负荷，将烟气量、送风量、一次风量进行如下调整，就能满足出口烟温调整要求。以提高锅炉A侧空预器出口烟温为例，锅炉A侧风烟系统调整为BMCR 40%烟气量，BMCR25%（送风量+一次风量），B侧风烟系统调整为BMCR 30%烟气量BMCR45%（送风量+一次风量），在就能满足。考虑到锅炉还布置了热二次风再循环、脱硝烟气旁路，因此还有较大调整余量。

通过以上设备运行情况考察，风机出力分析。认为过考察热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度。在70%锅炉负荷，仅通过风机与低省配合就能满足烟温需要，并且低省后烟温满足安全运行需要。因此从方案可行，公司现场具备提高烟温进行治理条件。

4 现场治理方案实施及效果

2016年03月18日 ，由于#4B空预器压差较大，在进了充分准备情况下，进行了#4B空预器升温试验。机组带70%负荷，缓慢增大#4B侧引风机出力，降低#4B送风机出力，同时开启#4炉送风机B侧热风再循环，开启SCR去B侧烟气旁路挡板提高B侧空预器入口温度。最终B侧送风机动调开度降至30%维持。#4B侧空预器排烟温度达180℃左右，经过2小时候时其阻力开始降低，最终排烟温度升高到230℃，考虑到空预器冷端漏风的影响，空预器冷端蓄热片的底部应该达到了250℃，在此温度下硫酸氢氨基本全部气化，空预器阻力大幅降低。B侧低温省煤器全程投入，两组换热器流量调整至300t/h，有效的把电除尘入口烟温降至158℃，满足其后设备安全运行。

空预器升温过程中的危险点及注意事项：

一是控制好升温速率，防止由于膨胀不均造成卡涩；二是投入空预器冷端吹灰连续运行，加强引风机轴承温度监视；三是缓慢调整参数，防止烟温过调超限危害电除尘、脱硫吸收塔设备安全；四是提高凝结水压力，保证低温省煤器大流量运行，有效降低空预器后烟温；五是加强另一侧风机参数监视，防止过负荷；六是两侧空预器运行工况差别大，主要对锅炉壁温、主再热汽温影响，防止单侧参数严重超标。

5 结语

通过实践检验，证明硫酸氢铵在烟温提升后确实按预想进行了升华，压差出现明显好转，而空预器及后设备主要参数未有影响，从而验证此项技术可靠、安全、有效，值得推广。另外由于堵塞时间较长，通过此次实践发现部分硫酸氢铵沉积发生不可逆逆转，建议出现堵塞后尽快治理，若有硫酸氢铵沉积可通过长时间多次在线治理来逐步改善和解决此问题。

参考文献：

[1]李云东.基于硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理对策[J].产业与科技论坛，2015，14（18）.

[2]马双枕，金鑫，孙云雪，崔基伟.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制[J].热力发电，2010（08）：012.

[3]杨飏.氮氧化物减排技术与烟气脱硝工程[M].北京：冶金工业出版社，2007.

作者简介：陶泽（1985-），男，山西曲沃人，本科，助理工程师，研究方向：火力发电厂运行管理。