基于硫酸氫氨造成的空預(yù)器堵塞治理對策

　　隨著SCR的投用，氨逃逸率高所造成的硫酸氫氨+灰堵塞空預(yù)器已經(jīng)成為了很多電廠的甩不掉的狗皮膏藥，很多廠引風(fēng)機(jī)出力不足，機(jī)組出力受限，甚至被迫停機(jī)清洗，且空預(yù)器清洗困難。本文介紹了一個華潤電廠的好作法，也覺得參考價值很高，如你們廠碰得同樣問題，在做好風(fēng)險控制措施基礎(chǔ)上不妨一試。

　　一、概述

　　對于SCR法煙氣脫硝來講，氨氣和NOX不可能全部混合，逃逸是不可避免的，當(dāng)逃逸率超標(biāo)時氨氣與三氧化硫反應(yīng)生成硫酸氫氨堵塞空預(yù)器。燃煤硫份越高，越易生成硫酸氫氨，因此為了減少硫酸氫氨生成，燃用高硫煤時，氨逃逸應(yīng)控制更低。

　　華潤電力(唐山曹妃甸)有限公司2×300MW機(jī)組安裝煙氣脫硝裝置，采用選擇性催化還原法SCR脫硝工藝。單爐體雙SCR結(jié)構(gòu)體布置，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預(yù)熱器之間，不設(shè)旁路。SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的還原劑采用液氨，全廠2臺鍋爐的脫硝系統(tǒng)共用一個還原劑儲存與供應(yīng)系統(tǒng)。在脫硝反應(yīng)器進(jìn)、出口安裝實時監(jiān)測裝置，具有就地和遠(yuǎn)方監(jiān)測顯示功能，監(jiān)測的項目包括：NO、O2、NH3、差壓等(NH3僅出口安裝)。

　　原脫硝裝置設(shè)計：在設(shè)計煤種及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)出力工況(BMCR)、處理100%煙氣量條件下脫硝效率不小于50%，SCR反應(yīng)器預(yù)留了脫硝效率為70%的安裝空間，催化劑層數(shù)按照2+1層設(shè)計，6×7的模塊布置型式。

　　在2013年4月份、5月份進(jìn)行第三層備用層加裝催化劑，確保當(dāng)脫硝裝置進(jìn)口煙氣中NOx的含量不大于500mg/Nm3時，在催化劑壽命期內(nèi)脫硝效率不低于50%，脫硝裝置出口煙氣中的NOx含量不大于250mg/Nm3。在2014年4月份、5月份更換第一層催化劑，去掉第二層催化劑，確保當(dāng)脫硝裝置進(jìn)口煙氣中NOx的含量不大于500mg/Nm3時，在催化劑壽命期內(nèi)脫硝效率不低于80%，脫硝裝置出口煙氣中的NOx含量不大于100mg/Nm3。上海鍋爐廠制造生產(chǎn)的SG1025/17.5-M734型亞臨臨界自然循環(huán)汽包爐，型式為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)固態(tài)排渣型。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量：1025t/h;鍋爐保證效率(BMCR)： 93.27%;燃燒器型式、布置方式：鍋爐采用擺動式燃燒器切圓燃燒方式;空氣預(yù)熱器型式：三分倉回轉(zhuǎn)空預(yù)器。

　　二、造成硫酸氫氨逃逸的主要原因及危害

　　(一)氨逃逸超標(biāo)的主要原因。

　　一是脫硝煙氣流場不均勻，造成局部噴氨量過大引起逃逸;

　　二是脫硝噴嘴存在堵塞現(xiàn)象，也引起局部噴氨量過大引起逃逸;

　　三是對氨逃逸率監(jiān)視手段有限;

　　四是空預(yù)器堵塞后，煙氣量減少、排煙溫度降低擴(kuò)大了硫酸氫氨的沉積區(qū)域;

　　五是機(jī)組一直低負(fù)荷運行排煙溫度偏低，也擴(kuò)大了硫酸氫氨的沉積區(qū)域;

　　六是機(jī)組負(fù)荷波動頻繁，NOX生成隨負(fù)荷變化而變化，噴氨調(diào)節(jié)存在一定的滯后性，造成過噴現(xiàn)象;

　　七是運行調(diào)整、監(jiān)控手段還不完善，需要進(jìn)一步總結(jié)經(jīng)驗。

　　(二)空預(yù)器堵塞后的危害。

　　一是由于兩臺空預(yù)器阻力不同，造成低負(fù)荷、低煙氣量時引風(fēng)機(jī)發(fā)生搶風(fēng)現(xiàn)象，造成爐膛負(fù)壓大幅波動，危機(jī)機(jī)組安全運行;

　　二是由于空預(yù)器的堵塞不均勻，引起一、二次風(fēng)壓和爐膛負(fù)壓周期性波動;

　　三是空預(yù)器阻力增大后風(fēng)煙系統(tǒng)電耗增大;

　　四是空預(yù)器堵塞后阻力增大，局部煙氣流速變快，空預(yù)器蓄熱元件磨損加劇，嚴(yán)重時會造成蓄熱元件損壞;

　　五是空預(yù)器堵塞造成煙氣系統(tǒng)阻力增大，引風(fēng)機(jī)出力無法滿足機(jī)組滿負(fù)荷運行，造成機(jī)組限出力;

　　六是最終很可能由于空預(yù)器堵塞機(jī)組被迫停運檢修。