火电机组深度调峰中抑制硫酸氢铵堵塞措施的实证研究

火电机组深度调峰中抑制硫酸氢铵堵塞措施的实证研究

吕建平

国电宝鸡发电有限责任公司 陕西省 宝鸡市 721000

【内容提要】在大型火电机组锅炉普遍使用SCR装置脱硝后，氨逃逸几乎不可避免，特别是随超净排放对SCR出口NOx要求提升后，氨逃逸引起的硫酸盐空预器堵塞越发严重。彻底解决此类问题需要大规模技改项目才能实现，本文旨在对机组运行中可采取的几种常规措施及其效果进行实证评估，以达到最大限度控制空预器堵塞，提升超净排放机组运行可靠性的目的。

【关键词】硫酸氢铵 回转式空预器 稀释风

某大型火力发电公司装机252MW（含4*300MW湿冷亚临界机组+2*660MW间接空冷超临界机组），采用两台三分仓回转式空气预热器，2016年已完成超净排放改造，脱硝系统采用低氮燃烧器加三层蜂窝式催化剂的SCR脱硝系统方案。随机组运行时间延长，特别是2018年下半年以来40%以下深度调峰时间逐步增加，脱硝引起过度喷氨和氨逃逸现象逐步显现，对空预器造成安全经济威胁较大，甚至产生不得不限负荷的情况。由于目前设备市场上主要改造方案为投资成本较大的脱硝喷氨重建方案，在本公司机组台数较多、大修周期较长、盈利形势不佳的情况下，大幅投入改造难度很大且周期较长，因此，强化运行中控制和预防的方案成为首选，通过原理分析与大量现场试验，对主要引起控制措施进行了有效性验证：

1 氨逃逸引起的硝酸盐堵塞空预器基本原理

1.1硫酸盐存在的必然性

SCR系统中在催化剂作用下，NH₃通过不同的配比与NO和NO₂发生化学反应，将NO2和NO转换为N₂和水蒸气。同时，发生一部分副反应，将约1.0%的SO₂氧化成SO₃。SCR反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨(NH₃)、SO₃及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：NH₃+SO₃+H₂O→NH₄HSO₄；2NH₃+SO₃+H₂O→(NH4)2SO₄。因此，烟气中硫酸铵和硫酸氢铵的存在不可避免。

1.2 空预器中硫酸盐堵塞的原因

当烟气中的NH₃含量远高于SO₃浓度时，主要生成状硫酸氨，其熔点230-280℃，在SCR出口温度一般以固态灰尘存在，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的SO₃浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成硫酸氢氨，其熔点约为147℃，处于空预器低温段烟气温度范围，物理特性有一定粘性，所以极易在空预器尤其是其低温段粘结并造成堵塞。

2 深度调峰中空预器堵塞加快的直接原因

2.1 空预器温度下降：正常设计空预器入口烟温350-380℃，冷端温度135℃左右。机组深度调峰期间，空预器入口以满足脱硝入口烟温300℃为目标，出口温度约120-110℃，整个空预器低温段全部处于硫酸氢铵熔点以下，堵塞速度加快。

2.2 低负荷下氧量过大：低负荷下出于燃烧稳定性考虑，一般要求炉膛出口烟气氧量在正常要求范围2-6%的上限运行。根据相关环保法规要求，各NOx测点以标态显示，实际NOx =（21/（21-O₂））/1.4*NOx_6%标态，即相同出口NOx显示值（NOx_6%标态）情况下，低负荷（氧量6%）时实际烟气NOx含量是高负荷（氧量2%）的0.83倍，此时，若喷氨调阀控制系统没有相关逻辑修正，则实际喷氨量为需要量的1.2068倍，造成喷氨过量。

2.3 催化剂活性下降：活性温度是SCR催化剂的重要性能指标，常用的V₂O₅-WO₃/TiO₂催化剂活性温度为400-280℃，深度调峰期间催化剂处于温度活性下限附近，催化活性减弱，造成出口氨气逃逸率上升。

2.4 时间维度上的过量喷氨：深度调峰期间，由于锅炉烟气量大幅下降，烟道内扰动不够强烈，在断面烟气流速和浓度特性发生明显变化的同时，对应喷氨均匀性不变，产生烟气流场与喷氨不匹配问题。测点抽取烟气的时滞、烟道入口成分变化至出口变化的时滞和稀释风调门变化延迟时滞等引起的实际喷氨与烟气状态对应性下降，时间维度上不均匀性加强。

3 运行中可以采取的主要措施及其有效性

3.1 限制SCR入口NH₃含量：低氮燃烧器设计炉膛出口NO_x含量250-200mg/m³，深度调峰期间为了稳定燃烧，调整上习惯性提升氧量，低氮燃烧器热力降氮作用减弱，出现SCR入口NO_x含量350-400mg/m³运行的方式。以出口NO_x含量不高于50 mg/m³计算，脱硝效率需要从80%提升至87.5%，加之低负荷下催化剂活性减弱，为了达到出口环保参数满足，需要提升大量增加喷氨量来满足。实际运行试验验证，将出口NO_X浓度控制由400 mg/m³降至250 mg/m³，可使喷氨量下降8-10%。

3.2 限制SCR出口O₂含量：由上述分析可知，由于算法误差引起的显示测点不准确反应实际烟气NOx浓度情况，在正常氧量调整范围内最大可接近20%，因此，根据送风机出力、炉膛温度、喷燃器口温度等参数，合理优化锅炉燃烧，在燃烧稳定的基础上，通过调整一、二次风配比，尽可能降低SCR入口氧量，减少算法干扰，可以有效减少喷氨量约5-10%。

3.3提升SCR出口NH₃测点代表性：受限于NO在线测点和氨逃逸率在线测点准确度和价格因素，氨逃逸测点单点布置，准确率和代表性均不够，当前在线NO测点仍以单点抽取电化学检测为主。因此，利用网格测试方法对SCR出、入口测点进行断面检测，并调整在线NO测点尽量靠近断面均值的代表点，可以明显改善出口NO_x变化大、喷氨量波动大等问题，提高自控系统动作准确性，降低平均氨耗量。在不同锅炉上将SCR出口NO测点抽取位置加深80cm和1.5cm均取得明显改善。

3.4提升SCR入口喷氨均匀性：理论上，SCR入口喷氨越均匀越好。实际运行中，由于负荷改变、烟道阻力特性、SCR区域烟气导流板和SCR入口烟气均流板安装工艺偏差等因素，造成烟道内烟气流速分布不均和NOx浓度分布不均必然存在。本公司锅炉在各喷氨支门开度不变的情况下，不同负荷下测试SCR出口测点界面NOx均匀系数CV值78.5-43.25%波动。因此对于不同负荷应该对横向布置的喷氨支门进行针对性开度匹配和调整，保证CV值不高于15%。

3.5 合理控制稀释风量：原设计喷氨系统为涡流盘扰动+烟气导流板模式，喷氨总量靠喷氨入口调节总门调整，烟道横向平衡靠横向布置的支门调整，烟道深度方向为单喷口且无调节手段，因此，深度方向的不平衡没有调节手段。经多台锅炉进行深度方向连续测试表明，深度方向不均匀性明显存在，且部分SCR偏差较大，远离测点一侧多处出现NO含量为0或近0情况。现场试验证明，在满足氨气爆炸极限风险并留有裕量的前提下，稀释风量2000m³/h至3360m³/h范围内变化，会明显对深度方向氨逃逸分布产生干扰作用。经过计算，在保障各工况下氨气浓度不高于5%情况下，调低稀释风量至2200-2300m³/h,测试烟道深度方向出口NO不均匀性明显改善。

3.6优化喷氨调阀控制模式：在烟道长度、测量方式及NO取样点至化验设备间距离不变的情况下，改善喷氨调阀控制特性使减少时间跨度上的过量喷氨的主要手段。加入负荷前馈、SCR入口NO_x前馈等信号，最喷氨量进行超前计算和喷氨调阀开度超前调节，能有效削减煤量变化、风量突变、负荷变化等因素引起的喷氨调阀调整滞后、过度调节，减少过度喷氨。

3.7 改善空预器吹灰方式：深度调峰期间，空预器范围内硫酸氢铵存在几率大，即使在合理控制氨逃逸率的情况下，仍存在空预器冷端硫酸氢铵粘结的风险。将原来每班一次空预器吹灰的方案改为每四小时一次，减少硫酸氢铵粘液粘结在空预器蓄热元件上并长时间与烟尘等接触后粘结长大变得难于清除。

3 总结及效果

本公司综合采取上述措施后，在基本设备未做重大技术改造的情况下，2018年6台锅炉平均运行时间6065.29小时，平均深度调峰时间1200小时，未发生空预器堵塞引起的不安全事件，累计节约液氨375吨，节电9.33万千瓦时，节支150余万元。

【参考资料】

1、《燃煤电厂空预器结垢成因分析及处理措施》马大卫等《电力科技与环保》2017.2

2、《烟气脱硝喷氨自动控制回路的优化》毛奕升《华电科技》2014.8