燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案.docx

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1、燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案为满足超低排放改造要求，国内燃煤电厂在脱硝反应器内更换或加装了新催化剂。在脱硝装置投运初期，部分出现了空预器堵塞的情况，并且有愈发严重的趋势，通过某电厂实际案例，分析得出：过量喷氨和喷氨不均匀会生成过量的硫酸氢锭(ABS),从而导致硫酸氢锭和飞灰混合，粘附在空预器元件表面，堵塞空预器。对此，结合实际情况，采取一些措施如：减少喷氨，流场优化试验，加强空预器清灰，有效解决了空预器的阻塞问题。选择性催化复原(SCR,Se1ectiveCata1yticReduction)技术在20世纪70年代后期先由日本应用在工业锅炉和电厂锅炉上，欧洲从1985年开始引

2、进SCR技术。美国从1959年就开始研究SCR技术，直到80年代后期才发展到工业应用上来。SCR技术的原理是通过复原剂(例如NH3),在适当的温度，并有催化剂存在的条件下把NOX转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H20)由于技术的成熟和较高的脱硝率，SCR技术已经成为国际上电厂烟气脱硝的主流技术。随着国家对环保要求的日益提高，SCR技术在我国已逐步开始大规模推广应用。20*年12月，国务院下达了一项治理雾霾的“硬任务”：在20*年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的，要坚决淘汰关停。超低排放是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污

3、染物排放标准低于我国现行的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-20*)这一法定标准，而接近或到达天然气燃气机组的排放标准。表1超低排放改造要求1硫酸氢铁的生成机理在SCR系统脱硝过程中，烟气再通过SCR催化剂时，将进一步强化S02-S03的转化，形成更多的So3。在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处形成硫酸氢铁。运行经验和热力学分析都说明，硫酸氢铁(Ammoniumbisu1fate)的形成取决于反应物的浓度和它们的比例。主要反应式如下：硫酸氢锭的形成量随着NH3浓度的增加而增加，高S03/NH3摩尔比将促进硫酸氢核的形成及其在空预器上的沉积。硫酸氢锭在不同

4、的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢锭在146-207。C温度范围内为液态。液态硫酸氢铁的形成同时依赖于温度，当烟气中温度略低于液态硫酸氢铁的初始形成温度时，即开始形成。气态或颗粒状硫酸氢链会随着烟气流经空气预热器，不会对预热器有影响，而液态硫酸氢锭捕捉飞灰能力强，会与烟气中的烟尘粒子结合，附着于预热器传热元件上形成熔盐状的时机,造成预热器堵灰、腐蚀等，空预器流通截面减小、阻力增加、换热元件的换热效率下降，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢锭的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、S03及H20浓度有关。2空预器阻塞实例分析及解决方案2.1实例某

5、A电厂一台300MW机组，SCR烟气脱硝装置反应器采用“2+1”布置方式，开展了超低排放改造，SCR设计入口NOX浓度为500mgNm3,出口浓度45mgNm3,脱硝效率91%,目前SCR入口NOx浓度在400-670mgNm3之间。超低排放改造后运行大约一周时间，出现了如下情况。情况a.空预器发生了堵塞,A侧空预器压差为2.34kPa,B侧空预器压差为1.49kPa,比原先的120kPa压差分别高出1.14kPa和0.29kPao情况b.SCR出口NOx值A侧仪表检测结果为HmgNm3左右，B侧仪表检测结果为20mgNn13左右，而脱硫后烟囱出口测试值为40mgNm3左右。情况c某电力研究院

6、现场开展了相关测试，检测数值显示SCR出口的NOx在10mgNm3-20mgNm3之间,与CEMS监测的数值一致，同时氨逃逸表示数显示在1.5-2.5ppm之间，到达设计要求。2.2试验过程及结果分析发生如上情况后，厂里立即组织设备部、发电部等部门技术人员开展了分析讨论，脱硝投运初期，出现该情况，一般由喷氨过量不均匀引起，一致同意开展调节喷氨阀门开度的试验。试验前监测数值画面如下：图1A、B侧监测画面及阀门开度图2脱硫后出口NOx监测画面厂里初步将喷氨阀门开度关小，监测数值画面如下：图3A、B侧监测画面及阀门开度图4脱硫后出口NOx监测画面2. 3试验总结与分析试验数据总结如下：表2试验数据从

7、上表数据可以分析：1 .氢逃逸表测量不准确：A侧阀门开度由26.5%降到16.0%,脱硝效率由96.8%降到92.0%,但是氨逃逸只由0.332ppm降到0.168ppmo由计算可知,当试验时的阀门开度降低到16.0%时，脱硝效率依然能满足性能保证要求，喷氨量为初始的60.3%,消耗了92%的NOx,而初始值的39.7%的氨量与4.8%(96.8%-92%)开展了反应，明显喷氨过量，喷氨阀门开度过大；2 .脱硝反应器出口NOx测试存在偏差和流场不均：脱硫后NOX数据较为真实，与SCR反应器出口的NOX偏差较大。烟气经过省煤器后的SCR反应器、空气预热器、除尘器、脱硫装置后，根据一般经验，脱硫装

8、置里面的喷淋液有轻微的脱硝作用，烟气在经过一系列装置后混合地较为均匀，所以环保监测单位都以烟囱出口处的NOX值作为氮氧化物(NOX)是否达标排放的依据。3 .喷氨量过大，多余的氨与三氧化硫生成硫酸氢铁，硫酸氢铁极易与飞灰粘结，粘结在空预器元件上，阻塞空预器，造成空预器压差增大。根据一般经验，硫酸氢铁是造成空预器阻塞的罪魁祸首，解决硫酸氢锭问题从硫酸氢铁的生成条件开展分析。为此提出了以下建议：1 .立即开展喷氨优化调整试验，开展CEMS仪表的检查与标定，调整喷氨格栅，调节喷氨量，防止出现喷氨喷嘴堵塞的情况；根据脱硝出口NoX分布情况，调整氨的分布，实现脱硝系统喷氨优化，提高氨分布均匀性，促进SC

9、R反应，降低氨逃逸。同时，氨逃逸表测量布置应符合HJ/T-20*固定污染源烟气排放连续监测技术规范要求，安装在烟道直管段，且烟气成分分布均匀的位置，所测数据应具有代表性，并保证监测仪表正常稳定工作，发现氨逃逸过高时，立即对SCR系统运行状态调整。2 .增加自动喷氨系统，手动调节喷氨存在滞后性和误差,极易造成喷氨量过大，多余的氨得不到反应，造成氨逃逸，而生成硫酸氢锭；3 .建议优化烟气流场，使烟气到达催化剂技术协议上的要求：SCR顶层催化剂入口烟气参数相对标准偏差为：速度偏差W10%,NH3N0x偏差W5%,温度偏差W10C,入射角偏差W10；4 .实时观测脱硝运行情况，在合适的范围内降低喷氨量

10、,保持空预器吹灰器和催化剂吹灰器正常运行，防止空预器堵塞严重，在270MW负荷下，A侧，烟气流量为427Nm3h,B侧，烟气流量未619Nm3h,烟气不均匀，且有更加不均匀的趋势，易造成催化剂磨损和积灰现象。A电厂经过减少喷氨和喷氨优化调整试验，同时加强空预器在线吹灰后，空预器堵塞已经得到缓解，计划利用机组停运时机，用专用高压水系统(冲洗压力达20MPa),对空气预热器开展彻底冲洗，去除积灰，疏通堵塞的空预器传热元件，确保开机后空气预热器后期运行稳定，保证脱硝装置正常运行，出口NOx浓度到达超低排放要求。3结语十二五期间，大多数电厂都将实施超低排放改造，燃煤电厂机组负荷不稳定，SCR入口NOx

11、波动大，为提高SCR工艺脱硝效率，脱硝过程中氨逃逸不可防止，脱硝过程中的锐基催化剂对烟气中的S02产生催化作用，易被氧化成S03,与逃逸的氨生成在一定温度下极具粘性的硫酸氢铁(ABS),在运行维护过程中，为减少硫酸氢锭对机组安全运行的影响,应开展如下工作：(1)严格控制氨逃逸。定期标定氨检测仪表，实时准确监控氨逃逸。(2)定期开展流场均匀性试验。机组运行一定时间后，喷氨阀门发生堵塞、流场局部不均匀都会造成喷氨过量而导致氨逃逸超标。(3)定期检查催化剂运行情况。催化剂运行一段时间后，活性降低，催化剂磨损、堵塞都会造成局部氨逃逸超标。(4)控制入炉煤硫分。在硫酸氢锭的反应中，S03由S02氧化生成，会随着S02的增加而增加。因此，随着入炉煤硫分的增加，生成的硫酸氢锭也会相应增加。(5)加强空预器吹灰，包括在线吹灰和停炉时清理。硫酸氢锭与烟尘混合物粘附在空预器元件上，堵塞发展较快。