【摘要】SCR裝置氨逃逸，特別是在低溫低負荷運行條件下，極易造成噴氨過量，在空預器冷端生成硫酸氫銨，是導致空預器堵塞的主要原因。此外，煤質、空預器冷端壁面溫度、催化劑活性、低負荷等因素也是導致空預器堵塞的原因。對此，提出了空預器運行時在線沖洗的建議來改善空預器堵塞情況。

【關鍵詞】煙氣脫硝；空預器堵塞；硫酸氫銨；氨逃逸；在線沖洗

1 概述

華潤電力登封有限公司二期#3、#4機組2*630MW超臨界鍋爐分別配備三分藏容克式空氣預熱器。

煙氣脫硝裝置是采用日本三菱（MHI）公司的脫硝技術設計和制造的，采取選擇性催化還原（SCR）法來達到去除煙氣中NOX的目的。采用ARGILLON公司催化劑。

每臺鍋爐布置兩套SCR脫硝裝置，以外購液氨為還原劑，布置在鍋爐省煤器與空預器之間的高塵區域。煙氣豎直向下流經SCR裝置，反應器本體內為三層催化劑支撐結構，前期安裝兩層蜂窩狀催化劑。

登封電廠#3、4機組SCR脫硝系統于12年投產，其中#4機組SCR裝置和機組同步完成168試運，#3機組SCR裝置略晚于#4機組投產。運行發現在冬季低溫及春節前后低負荷運行時，為達到一定的脫硝效率，噴氨量增大，氨逃逸率上升，從而生成NH4HSO4沉積物，導致空預器堵灰、局部堵塞現象。空預器堵塞引起爐膛負壓波動增大，同時空預器煙氣側、一/二次風側的進出口差壓增加；堵塞嚴重時，空預器漏風量增大，兩側排煙溫度均有不同程度的增加。，鍋爐排煙損失增加，同時送引風機、一次風機電流均有所增加，風機電耗明顯增加，甚至導致過引風機失速。最后為保證高負荷時引風機不失速，不得不采取打開空預器冷端人空門的方式來加大引風機的風量。

2 空預器堵塞原因

空預器堵塞原因有很多，但是對于本單位空預器運行時間較短，同時堵塞嚴重。考慮到以前的經驗、同廠家的溝通以及現場實際情況我們認為：本單位造成空預器堵塞最大的原因是由于投運SCR脫硝裝置導致的。

如圖1所示，SCR反應器是在特定催化劑作用下，以氨作為還原劑，選擇性地將NOX還原為N2和H2O[1]。


SCR的化學反應機理比較復雜，主反應是NH3在一定的溫度和催化劑作用下，有選擇地把煙氣中的NOX還原為N2，其過程涉及到數十個反應方程[2-3]。但是當煙氣中的SO3濃度高于逃逸氨濃度時，主要生成NH4HSO4，而在150 ~ 220℃溫度區間，NH4HSO4是一種高粘性液態物質，易冷凝沉積在空預器換熱元件表面，粘附煙氣中的飛灰顆粒，堵塞換熱元件通道，減小空預器內流通截面積，從而導致空預器阻力的增加，換熱元件的效率降低等問題。

傳統再生式空預器對硫酸氫銨結垢非常敏感，即使設計時采取措施減小氨逃逸率，由于負荷瞬變、氣流層化、氨或NOX的分布不均、系統控制故障、催化劑性能降低等原因引起氨逃逸率上升，引起空預器結垢還是經常發生。

根據NH4HSO4的形成機理，若SCR反應器出口氨逃逸量越大，則煙氣越容易在空預器冷端形成粘附性極高的NH4HSO4，造成空預器堵塞。而#4機組為本廠第一次投運SCR系統，人員沒有經驗，對氨逃逸率較高的危險性沒有充分意識其危害性，本身人員又對降低SCR反應器入口NOX的各種手段缺乏了解。加上低負荷時噴氨調門漏流量較大，導致氨逃逸率一直較高。

#4爐2013年11月檢修后投入運行以來，空氣預熱器壓差持續快速上漲，尤其是6月底以來，堵塞明顯加劇，現在煙氣側壓差已接近3.5kPa，已嚴重威脅到機組的安全穩定運行與帶負荷能力。

3 空預器在線沖洗的介紹及方法

空氣預熱器蓄熱元件內部堵塞，主要成分是灰分、硫酸氫氨、鹽類等具有粘著性并結垢的物質，在60～80℃的水中溶解度最大。在線沖洗就是在空氣預熱器運行中，將50～70℃高壓水噴入空氣預熱器蓄熱元件冷端，隨著空氣預熱器的轉動進行沖洗，疏通堵塞的蓄熱元件，同時調控鍋爐系統各參數，將蓄熱元件沖洗干凈并保證鍋爐系統安全穩定運行。

方法：

（1） #4爐0米布置好高壓沖洗水泵，設1名操作人員負責啟停工作，高壓沖洗水采用消防水源。

（2）由相關技術部門確定空氣預熱器冷端殼體轉子下方適當的開孔位置，先揭開保溫安裝臨時法蘭并加蓋板，防止開孔失敗或工作結束后封閉。

（3） 從空氣預熱器煙氣側冷端13.7米爐后搭設腳手架，在殼體上臨時法蘭處開500×450的孔，將沖洗軌道及沖洗槍送入空氣預熱器內部，調節高度使之與空氣預熱器冷端徑向密封片達到預定的距離，約50mm。

（4） 連接高壓水沖洗管道，獲得運行許可后，開始沖洗工作。啟動高壓水泵，逐漸加壓、加流量，沖洗槍始終留人監護并用對講機與0米沖洗水泵操作員實時聯系，有問題及時停止高壓泵。

（5） 利用高壓沖洗泵及移動式沖洗槍對空氣預熱器冷端換熱元件進行水沖洗。

（6） 高壓泵出口壓力控制在40～50MPa之間，依靠調換槍嘴調節沖洗流量；

（7） 根據電袋除塵器特點，沖洗過程要循序漸進，根據值班員反饋的除塵器壓差情況逐步調大流量，嚴格限制在不超過40L/min，防止水量過大造成空氣預熱器底部煙道積水或造成電袋除塵器進水或“糊袋”；沖洗流量調整合適后，未經同意，禁止沖洗人員擅自更換噴嘴。

（8） 高壓清洗路線原則上從轉子外圈開始逐步向內移動，每次移動10mm，每處停留不少于15分鐘，觀察沖洗效果，如往下返灰水則延長停留時間繼續沖洗。

（9） 沖洗工作應在空氣預熱器出口排煙溫度120℃以上，機組負荷在較高時進行。

（10） 為保證沖洗工作的安全與沖洗效果，高壓清洗水槍距離空氣預熱器轉子冷端徑向密封片距離在50mm。

4 小結與建議

空預器堵塞的主要原因是脫硝氨逃逸造成的NH4HSO4黏附在空預器冷端壁面。氨逃逸控制不良的因素包括：運行人員意識不到位，沒有相關的經歷，煙氣量測量不準，造成原煙氣NOx總量不準，導致噴氨量過大；機組投運時間增加，催化劑活性下降；低負荷時，SCR入口煙溫下降，催化劑活性降低，脫硝效率下降；由于煙氣流場分布、噴氨量、NOx濃度分布不均等原因導致SCR出口氨逃逸不均勻。

此外冬季環境氣溫較低時，空預器換熱面壁溫進一步下降，易造成NH4HSO4快速粘結。從設備的角度考慮，氨逃逸、NOx、氧量等測量數據不能完全反映煙氣整體情況，導致運行和控制存在一定偏差。其它如負荷頻繁變化、煤種變化、吹灰程序、環保核查脫硝效率要求等也是造成空預器堵塞的原因。

為有效改善SCR脫硝機組空預器堵塞情況，建議如下：

（1）優化調整噴氨調節閥、流量計、噴氨格柵，保證噴氨、煙氣的流場均勻分布。應通過校準、檢修或技改等方式提高SCR系統測量準確性。新建機組在168運行前冷態調試和熱態調試中，特別要做好注氨格柵的細調工作和相應試驗。

（2）SCR控制策略的調整。在負荷調整、異常工況時，加大運行人員的干預力度，控制脫硝效率上限值。改善低負荷時低氮燃燒的二次配風方式，控制進口NOX含量，避免在低負荷燃燒時噴氨過量。

（3）空預器運行調節，包括吹灰步進時間及吹掃行程調整，提高吹掃換熱元件覆蓋面，延長空預器堵塞時間。選擇合理的板型和材料、正確進行空預器換熱元件的分層布置，減小NH4HSO4的結垢和腐蝕率，降低機組強迫停爐進行空預器沖洗的可能性。

（4）堵塞嚴重的空預器，利用檢修期間實施新型化學清洗，使空預器蓄熱元件表面更加光潔，減緩NH4HSO4沉積及堵灰過程。

（5）本次#4機組在線沖洗空預器最后結果一般，在沖洗初期確實有效控制和降低空預器的煙氣側差壓，但是沖洗到一定階段后，效果明顯下降，僅能保證空預器煙氣側差壓不增大。但不否認是由于#4機組空預器堵塞時間長，情況嚴重的原因。所以在今后各個機組運行期間要加大對氨氣逃逸率的控制，并在有條件的情況下對現有的固定在線沖洗裝置進行改造及投運。