劉慧敏

摘要：隨著國家不斷對污染物排放的嚴格要求，各電力生產(chǎn)企業(yè)相繼進行了超低排放改造。超低排放改造多采用SCR和SNCR技術(shù)，而由此技術(shù)應(yīng)用引起的氨逃逸，使得硫酸氫銨的生成，并因此造成空預(yù)器冷端蓄熱元件的嚴重堵塞。本文從探討硫酸氫銨的生成機理和物理特性出發(fā)，對采用提高排煙溫度的同時對空預(yù)冷端進行連續(xù)吹灰的辦法來降低空預(yù)器差壓的兩次操作進行了分析，并得出了是否有效的結(jié)論。同時，提出了一些降低氨逃逸的辦法和建議。

關(guān)鍵詞：環(huán)保；硫酸氫銨；露點；差壓

一、機組概況：

某廠一期工程總裝機容量6x350MW，鍋爐均采用美國福斯特.惠勒公司生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱、雙拱形單爐膛、平衡通風、固態(tài)排渣、全懸吊、全鋼結(jié)構(gòu)的“w”型火焰鍋爐。

該鍋爐設(shè)計燃用煤種為無煙煤，自2002年6臺機組相繼投入商業(yè)運行，受當?shù)責o煙煤煤質(zhì)的影響，運行過程中NOx排放濃度多在1200-2100mg/Nm3之間。為了保證鍋爐穩(wěn)燃和提高機組運行經(jīng)濟性，2010年開始該廠采取了摻配30%煙煤的運行方式，因煤種的改變，在保證了滿負荷工況鍋爐穩(wěn)燃的同時也使得機組NOx的排放濃度降至700-1300mg/nm3之間。

應(yīng)環(huán)保要求，從2012年開始，該廠又相繼對6臺機組進行了SCR脫硝改造。經(jīng)過改造，在SCR裝置入口NOx濃度1200mg/Nm3的情況下，鍋爐煙氣NOx排放濃度可以穩(wěn)定的控制在200mg/Nm3以下，氨逃逸率不大于3ppm，空預(yù)煙氣側(cè)差壓在1.7kpa左右。

為了適應(yīng)新的環(huán)保要求，2016年底，該廠通過新增SNCR裝置，完成了對#1-#4機組的超低排放和空預(yù)器冷端更換為搪瓷表面?zhèn)鳠嵩母脑?。改造完成之后，各臺爐空預(yù)器煙氣側(cè)差壓均出現(xiàn)了不同程度的上漲，個別鍋爐在滿負荷運行時，空預(yù)器煙氣側(cè)差壓高達3kpa，一次風、二次風風壓增大、爐膛負壓難以維持，送、引風機發(fā)生喘振，嚴重影響燃燒安全和機組的帶負荷能力。另外，空氣預(yù)熱器堵灰還造成了鍋爐排煙溫度升高， 風煙系統(tǒng)阻力增大，空氣預(yù)熱器漏風增加，嚴重影響了鍋爐的經(jīng)濟運行。

二、空預(yù)煙氣側(cè)差壓增大的原因分析

2012年，各臺機組進行的SCR脫銷改造，利用的是選擇性催化還原技術(shù)，其脫硝原理為：在催化劑作用下，向溫度約280～420℃的煙氣中噴入氨，將NOx還原成氮氣和水。其主要反應(yīng)式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

2016年，機組新增SNCR裝置，它所采用的脫硝技術(shù)即選擇性非催化還原技術(shù)，其脫硝原理為：在850～1100℃范圍內(nèi)，不用催化劑，將含氨基的還原劑（該廠選用的是尿素溶液）噴入爐內(nèi)，將煙氣中的NOx還原脫除，生成氮氣和水。其主要反應(yīng)為：

NO+CO（NH2）2+1/2O2→2N2+CO2+H2O

為了提高SCR脫硝工藝脫硝效率，NH3/NOx摩爾比通常控制為大于1，因此脫硝過程氨逃逸不可避免。SCR脫硝過程使用的釩基催化劑會對煙氣中的SO2產(chǎn)生催化作用，使其易被氧化為SO3，當NH3/SO3摩爾比大于2時，SO3與逃逸的氨反應(yīng)生成硫酸銨和硫酸氫銨。其反應(yīng)如下：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4

在空預(yù)器的正常運行溫度范圍內(nèi)，硫酸銨為干燥固體粉末，對空預(yù)器影響很小。而在通常運行溫度下，當煙溫低于硫酸氫銨的露點147℃時，硫酸氫銨會以液體形式在物體表面聚集或以液滴形式分散于煙氣中。液態(tài)的硫酸氫銨是一種粘性很強的物質(zhì)，很容易黏附在空預(yù)器蓄熱元件的表面，在煙氣中會粘附飛灰，使蓄熱元件積灰，空預(yù)器流通截面減小、阻力增加以及換熱元件的換熱效率下降，排煙溫度升高，鍋爐效率降低。

SNCR和SCR相比較，漏氨率一般控制在5～10ppm，而SCR控制在2～5ppm。因此，SNCR改造之后，硫酸氫銨的形成量也隨NH3濃度的增加而增加，隨著氨逃逸率的進一步增大，也進一步促進了硫酸氫銨的形成，煙氣經(jīng)過SCR反應(yīng)器和空預(yù)器熱端后，排煙溫度降低，當溫度降至147℃以下時，煙氣中已生成的氣態(tài)硫酸氫銨會在空預(yù)器冷段的蓄熱元件上沉積，造成空預(yù)器冷端蓄熱元件積鹽、結(jié)垢和積灰嚴重，進而影響空預(yù)器的正常運行。

其二，因摻配大量劣質(zhì)煤種，鍋爐日常所用燃煤的實際含硫量已遠遠高于設(shè)計煤種，燃用含硫高的燃料時，燃燒后形成的SO2有一部分進一步被氧化成SO3，且與煙氣中的水蒸汽結(jié)合成硫酸蒸汽。煙氣中SO3含量愈多，酸露點就愈高，煙氣中的酸露點可達140～160℃，甚至更高。顯然，燃料中的含硫量較高，發(fā)熱量較低，燃燒生成的SO2就越多，進而SO3也將增加，致使煙氣酸露點升高。露點愈高，煙氣對受熱面的低溫腐蝕范圍愈廣，由此造成的積灰堵塞也愈嚴重。

三、提高排煙溫度，降低空預(yù)差壓的效果分析

經(jīng)過對硫酸氫銨的形成機理和物理特性分析，理論上可知如果將空氣預(yù)熱器冷端蓄熱元件加熱至硫酸氫氨的露點147℃以上，硫酸氫氨將從固態(tài)變成液態(tài)，在此期間投入空預(yù)冷端蒸汽連續(xù)吹灰，將可以吹掉附著在蓄熱元件上的積灰，使得空預(yù)堵塞減輕。

下面我們來對機組運行中的兩組操作實例和相關(guān)參數(shù)進行分析：

實例1：

2017年3月9日，#3機組負荷300MW，協(xié)調(diào)方式運行。手動降低3A側(cè)送風量至72m？/s，3B側(cè)送風量自動調(diào)整至133m？/s，試驗期間，3A側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持172℃，3B側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持114℃，投入空預(yù)冷端連續(xù)吹灰。在此運行工況下，提高3A側(cè)排煙溫度連續(xù)運行3小時30分（10：30-14：00）。經(jīng)過對排煙溫度和空預(yù)煙氣側(cè)差壓、空預(yù)煙氣出口壓力、電除塵出口壓力以及引風機入口壓力等相關(guān)參數(shù)的采集，對3A空預(yù)升溫降壓試驗過程分析如下：

1）比較操作前后空預(yù)煙氣側(cè)差壓得出：10：30-10：35空預(yù)差壓為2410pa，13：30-13：35空預(yù)差壓為2224p，空預(yù)差壓下降186pa；

2）比較操作前后3A空預(yù)煙氣出口壓力變化得出：3264-3093=239pa，近似認為空預(yù)差壓下降171pa；

3）比較操作前后3A電除塵出口壓力變化得出：3219-3005=276pa，近似認為空預(yù)差壓下降214pa；

4）比較操作前后引風機入口壓力變化得出：3262-3064=198pa，近似認為空預(yù)差壓下降198pa。

5）通過以上數(shù)據(jù)分析證明，試驗期間，相同負荷下，3A空預(yù)差壓、3A引風機出力均呈下降趨勢。

實例2：

2017年3月10日，#3機組負荷290MW，協(xié)調(diào)方式運行。手動降低3B側(cè)送風量至67m？/s，3A側(cè)送風量自動調(diào)整至133m？/s，試驗期間，3B側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持173℃，3A側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持113℃，投入空預(yù)冷端連續(xù)吹灰。在此運行工況下，提高3B側(cè)排煙溫度連續(xù)運行3小時30分（13：00-16：30）。經(jīng)過對排煙溫度和空預(yù)煙氣側(cè)差壓、空預(yù)煙氣出口壓力、電除塵出口壓力以及引風機入口壓力等相關(guān)參數(shù)的采集，對3B空預(yù)升溫降壓試驗過程分析如下：

1）比較操作前后空預(yù)差壓得出：13：10-13：20空預(yù)差壓為1782pa，16：10-16：20空預(yù)差壓為1615pa，空預(yù)差壓下降167pa；

2）比較操作前后3B空預(yù)煙氣出口壓力變化得出：2649-2410=239pa，近似認為空預(yù)差壓下降239pa；

3）比較操作前后3B電除塵出口壓力變化得出：2981-2705=276pa，近似認為空預(yù)差壓下降276pa；

4）比較操作前后引風機入口壓力變化得出：2984-2699=285，近似認為空預(yù)差壓下降285pa。

5）通過以上數(shù)據(jù)分析證明，試驗期間，相同負荷下，3B空預(yù)差壓、3B引風機出力均呈下降趨勢。

四、試驗結(jié)論：

1，經(jīng)過對3A空預(yù)的升溫降壓操作，為減少單一測點對試驗數(shù)據(jù)的影響，我們?nèi)】疹A(yù)煙氣側(cè)差壓、3A空預(yù)煙氣出口壓力、3A電除塵出口壓力、引風機入口壓力四點變化的平均值（186+171+276+198）/4=208pa，可得出3A空預(yù)差壓下降208pa的試驗結(jié)論；

2，經(jīng)過對3B空預(yù)的升溫降壓操作，為減少單一測點對試驗數(shù)據(jù)的影響，我們?nèi)】疹A(yù)差壓、3B空預(yù)煙氣出口壓力、3B電除塵出口壓力、引風機入口壓力四點平均值（167+239+276+285）/4=242pa，可得出3B空預(yù)差壓下降242pa的試驗結(jié)論；

3，經(jīng)過升溫降壓操作，3A/3B空預(yù)器冷端蓄熱元件堵塞情況均得到有效緩解。實踐證明，機組正常運行期間，這一操作不失為一項保證引風機運行安全和機組帶負荷能力的有效可行的解決方案。

五、對控制機組氨的逃逸的幾點建議：

1，對SCR煙氣脫硝裝置進行噴氨優(yōu)化調(diào)整：局部區(qū)域存在較高或較低的氨逃逸濃度時，既不利于提高脫硝性能，還會加劇空預(yù)器冷端的硫酸氫氨堵塞。為消除局部的氨逃逸峰值，可以采用先進的氨逃逸檢測裝置，根據(jù)反應(yīng)器出口的Nox濃度對噴氨格柵的噴氨流量進行優(yōu)化調(diào)整，控制脫硝出口AB兩側(cè)氮氧化物排放偏差值，防止噴氨過量而造成氨逃逸，正常情況下控制氨逃逸率不超過3ppm。

2，對脫硝裝置入口煙道流場優(yōu)化：脫硝裝置入口煙道流場不均勻，將直接導(dǎo)致催化劑反應(yīng)層的噴氨量偏差很大，這樣就很容易引起局部過噴或噴氨不足。通過煙道流場優(yōu)化，在脫硝裝置入口煙道彎頭處和折轉(zhuǎn)處加裝導(dǎo)流板，優(yōu)化流場，使得通過催化層的煙氣量分布均勻，噴氨量控制偏差減少，有效減少了氨逃逸。

3，根據(jù)使用年限和脫硝效率的變化情況，及時對催化劑進行再生或更換，以保持催化劑的活性，降低氨逃逸率；

4，對比分析不同負荷、不同煤質(zhì)下的噴氨量，發(fā)現(xiàn)異常，及時處理，避免過量噴氨；

六、對空預(yù)器進行防堵灰改造的建議：

通過文中對空預(yù)器堵灰的原理分析，我們可以假設(shè)把熱一次風直接引至二次風冷端，在二次風分倉冷端增加小分倉，且與一次風分倉相鄰。熱一次風從二次風冷端由下而上獨立流經(jīng)蓄熱元件，通過高溫氣化酸液和增強氣體攜帶作用，清除蓄熱元件積灰。當空氣預(yù)熱器暫無堵灰傾向時，還可以通過切斷引入防堵灰分倉中的熱一次，在防堵灰分倉中直接通入冷二次風，即相當于恢復(fù)改造前的狀態(tài)。以上設(shè)想還應(yīng)充分考慮一次風機的風量裕量，保證機組在某一高負荷工況運行時一次風壓穩(wěn)定和風量充裕。

參考文獻：

[1]楊飏.氮氧化物減排技術(shù)與煙氣脫硝工程[M].北京：冶金工業(yè)出版社，2007.

[2]吳碧君，王述剛，等.煙氣脫硝工藝及其化學(xué)反應(yīng)原理分析[J].熱力發(fā)電，2006

[3]朱崇兵，金保升，李峰，等.SO2氧化對SCR法煙氣脫硝的影響[J].鍋爐技術(shù)，2008