张志强，宋国升，陈崇明，韩忠阁

(河北省电力研究院，石家庄市， 050021)

0 引言

某燃煤电厂3、4号机组装机容量均为600 MW，运行后在1年内3号机组空气预热器的阻力比4号机组高约1 kPa，原因是3号机组安装了选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝装置，脱硝过程会产生具有粘性的硫酸氢铵［1］，粘结飞灰附着于空气预热器造成腐蚀和堵塞，增大其阻力［2］。

1 硫酸氢铵生成机理及主要影响因素

SCR烟气脱硝法具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点，是火电机组控制氮氧化物排放最可靠的手段。3号机组安装SCR脱硝装置，采用液氨作为原料。SCR脱硝装置适宜的烟气温度为290～420℃，安装在省煤器和空气预热器之间的2个烟道内，为高温、高尘布置方式。烟气系统流程布置如图1所示，采用声波吹灰方式，未设置烟气旁路和省煤器高温旁路系统。催化剂目前安装2层，上部预留1层，脱硝效率设计为不小于80%。

图1 SCR脱硝装置烟气系统布置Fig.1Layout of denitrification device in flue gas system

氨气由液氨气化，经空气稀释后通过喷氨格栅喷入烟道内，与烟气混合后一起通过催化剂层，在催化剂的作用下发生反应将以一氧化氮为主的氮氧化物(NOx)还原，主要反应如下:

由于各种原因，必然有部分氨气未能参与反应，随烟气排放，形成氨逃逸。

脱硝过程同时也会发生一些不利的副反应，催化剂中的活性组分钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起一定的催化作用。SO2的氧化率随活性组分V2O5含量、烟气温度的增加而上升，要求控制在1%以下，其反应［3］如下:

另外，锅炉燃烧也会产生一部分SO3。逃逸氨和锅炉燃烧产生的SO3以及在SCR脱硝装置区域转化生成的SO3发生反应，生成硫酸氢铵和硫酸铵，反应如下:

硫酸氢铵和硫酸铵的形成互相起一定的促进作用，其中硫酸铵为干燥固体粉末，对空气预热器影响很小。硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，很容易在空气预热器冷端沉积，并促使大量飞灰附着于空气预热器，从而影响其传热性能，增大其阻力。这就是3号机组空气预热器堵塞的原因。图2为3号机组空气预热器冷端堵塞、腐蚀情况。

图23 号机组空预器冷端堵塞、腐蚀情况Fig.2Corrosion and blocking of air preheater cold-end in No.3 unit

硫酸氢铵的形成取决于反应物的浓度和它们的比例。3号机组燃煤为烟煤，其含硫全年平均为0.5%左右，为低硫分煤，相对其他机组3号机组锅炉燃烧产生的SO3浓度是较低的，现场检测SO2/SO3转化率为0.79%，优于1%的设计值。因此，可以判定硫酸氢铵的形成量主要是受氨逃逸的影响，解决空气预热器堵塞和腐蚀的关键是减少氨逃逸［4］。

2 氨逃逸的影响因素

2.1 流场分布

流场分布是脱硝烟气系统设计最核心的部分。以往有人认为脱硝过程流场分布涉及到烟气速度分布和氮氧化物浓度分布2个部分。表1为3号机组喷氨格栅前A侧烟道截面上网格布点测试得出的各点氮氧化物浓度值。

表1 A侧各点氮氧化物浓度Tab.1Concentration of NOxat different point in side A

从表1可以看出，氮氧化物浓度分布基本是均匀的，因此流场分布只要保证烟气流速均匀即可，而不必考虑各点氮氧化物浓度不同的问题。同时，SCR脱硝装置入口NO分析仪采集到的NOx值具有代表性。但不同的出口点由于氨逃逸量不同，NO分析仪所测量到的值不一定有代表性。

流场设计通过流体模型试验或计算机仿真模型模拟数值计算来验证并修正烟气系统的设计，将烟气的均匀性偏差控制在合理范围内［5］。3号机组在图1所示的B截面前的拐角处和C截面烟气改变方向处设置了导流板。设置前一组导流板的目的是使烟气均匀地通过喷氨格栅。由于喷氨格栅各个喷嘴在烟道截面上呈网格分布，因此可调节氨气使其在各个喷嘴的流量基本相同，实现烟气和氨气的均匀混合。另外，在喷氨格栅喷嘴上方设置了一定数量的扰流管，以加快氨气与烟气的混合均匀。设置后一组导流板的目的是使烟气均匀地通过催化剂，加之截面A的上方有较大的空间，实现烟气均匀通过催化剂层。

前述流场设计中一些导流板的设置没有作用，甚至起到了负面作用。流场设计要解决2个问题，一是使烟气均匀地通过催化剂层，二是使氨气尽快地与烟气均匀混合，其中解决第2个问题更为重要。烟气通过催化剂的速度一般为4～6 m/s，而每层催化剂的高度仅1 m，这样每层催化剂的反应时间仅0.2 s左右。因此，如果在催化剂层部分区域存在氨气浓度过高，超过了脱硝需要，就会造成氨逃逸。

解决第一个问题，C截面处的导流装置对此不会有任何帮助，此处或更前位置的气流均布与最终烟气均匀地通过催化剂层无关。烟气均匀地通过催化剂取决于A截面上方有足够的空间，以及在A截面如何均流。实现第二个目的，应加强C截面前的湍流，一般认为雷诺数高的湍流扩散效果更好，因此，可以认定C截面前的导流板不利于氨气与烟气的均匀混合。

氨气通过各个喷嘴均匀地喷入烟道内，但在机组运行一段时间后的检修中发现有部分喷嘴堵塞，导致氨气喷入不均匀，且在不停机的情况下无法解决。喷嘴堵塞后，原有的喷氨格栅处氨气和烟气都均匀分布，因此实现氨气与烟气混合均匀的方法就没有了意义。

流场设计的思路应简化如下:在C截面之前加强湍流，不进行烟气导流;A截面上方尽量保留足够大的空间，在这个区域实现烟气均匀通过催化剂层。这样可以简化布置，实现氨气和烟气尽快均匀混合，也可以简化烟气通过催化剂层的布置。

2.2 喷氨自动调节和烟气分析仪表

在脱硝过程中氨的喷入是自动调节的，氨气的喷入量按照(设定的NH3/NOx摩尔比)满足机组当前运行负荷条件下脱除NOx的需要量而设定［6］。控制系统通过SCR脱硝装置进口NO分析仪测量值、烟气流量以及出口NO设定值计算需要脱除的NO总物质的量，根据NO-NO2的典型比例关系(1.05)折算到NOx物质的量。注入的氨质量流量根据需要脱除的NOx物质的量确定，脱除多少物质的量的NOx就需要消耗多少物质的量的氨。控制系统通过反馈信号将计算的氨流量给定值传给气氨流量调节阀。气氨流量调节阀根据反馈信号来调节阀门的开度以控制气氨流量符合设定值。氨气流量由流量计测得，并根据压力和温度进行修正。自动调节非常重要，调节效果差意味着在某些时候喷入的氨气大于需要值，形成氨逃逸。

3 号机组NO分析仪为完全抽取式，根据DL/T 960—2005《燃煤电厂烟气排放连续监测系统订货技术条件》的要求，分析仪的响应时间应在180 s［7］以内。3号机组SCR脱硝装置进口、出口NO分析仪均可以在1.5 min左右测量到真值，响应时间较快，但对于SCR脱硝过程仍有不足。3号机组锅炉在启停磨煤机、快速升降负荷时，NO浓度在1.5 min内变化值可达30%以上，由于计算氨气喷入量所用的NO值为此1.5 min以前的值，导致实际需要量与计算指令给出的值没有对应关系，如果前者大于后者，氨逃逸短时间内将大量增加。因此，有必要采用直接测量法采集NO浓度值，同时提高烟气量、氨气流量等其他仪表的精度。在上述问题解决前，建议在进行启停磨煤机、快速升降负荷等会导致烟气量和NOx浓度大幅变化的操作时，氨气的喷入量迅速下降至较低值，以避免由于氨气喷入量大于实际需要量导致氨逃逸量突然增加。

另外，为防止过滤单元堵塞，NO分析仪设置了定时反吹，从反吹开始到重新采集到真值，需要4 min左右的时间。一般逻辑上NO值采用反吹开始前的值，一旦机组烟气量和NO浓度发生变化，很容易造成氨逃逸值增加。在NO分析仪进行反吹维护时，也有必要减少氨气的喷入量。

氨逃逸的检测一般采用光学测量方法，但由于仪器安装在烟道上振动大，烟气条件恶劣，导致测量偏差大，可信度低。目前市场上没有较为可靠的用于现场测量氨逃逸的仪表，因此，不能仅依靠氨逃逸测量仪表来判断，还应根据催化剂的残余活性，设定最低出口NO浓度值。当出口NO浓度值低于设定值时，意味着氨逃逸处于一个较高的水平。现场实测表明SCR脱硝装置出口截面上各点NOx浓度存在较大偏差。氨逃逸一般不会在整个SCR脱硝装置出口截面上产生，出口截面上各点NO的浓度差异也是较大的，因此氨逃逸测量表和出口NO分析仪的安装位置非常重要，所测值必须具有代表性。

2.3 其他因素

SCR脱硝装置最低运行温度必须高于催化剂的最低温度限值，当运行温度低于该值时，催化剂活性下降，喷入的氨无法被脱硝过程所利用，形成氨逃逸。3号机组催化剂厂家提供的最低温度限值为295℃，但由于环保需要，3号机组在烟气温度达到285℃时即开始喷氨，进行烟气脱硝，必然造成氨逃逸的增加。而且，3号机组SCR脱硝装置已运行满3年，其催化剂活性有一定的下降，最低温度限值应根据催化剂残余活性、环保要求等因素重新整定。此外，也可考虑采用配煤等方式适当提高实际烟气温度。

催化剂活性下降也会导致氨逃逸的增加，通过检测，催化剂活性残值仍达到80%以上，活性下降属正常水平。积灰会导致该区域催化剂失去作用，检修期间检查催化剂积灰情况，没有发现明显的积灰区域。

2.4 喷嘴

喷嘴堵塞将加剧氨逃逸的产生。现有喷氨格栅喷嘴方向(氨气喷入方向)与烟气流向相同，这样设计的优点是可避免高尘烟气直接冲击喷嘴而使高浓度烟尘堵塞喷嘴。但喷嘴顺烟气方向也有一定的弱点，其一是氨气在混合阶段的停留时间短，与烟气的混合效果会明显弱于逆烟气方向喷入;其二是同方向布置也不能完全避免喷嘴堵塞，现场检查发现紧挨烟道壁的喷嘴基本全部堵塞，中间的喷嘴也有少量堵塞。在机组长时间运行的条件下，烟道壁、喷氨格栅上方烟道内钢支架以及扰流管逐步积灰形成一定厚度后成片掉落，从而堵塞正下方的喷嘴。

因此建议对喷嘴进行改进，可在每个喷嘴上方安装一把“小伞”，通过“小伞”的作用，将氨气同方向喷入改为逆方向喷入，延长氨气在混合阶段的停留时间，加强与烟气的混合，同时也避免了落灰堵塞喷嘴。

3 结语

3 号机组在低SO3浓度水平下，空气预热器被硫酸氢铵严重腐蚀并造成堵塞，其根本原因是氨逃逸。因此如何降低氨逃逸量，是所有安装SCR脱硝装置机组面临的问题，应该予以高度重视。

［1］马双忱，金鑫，孙云雪，等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制［J］.热力发电，2010，39(8):12-16.

［2］蔡明坤.装有脱硝系统锅炉用回转式预热器设计存在问题和对策［J］.热力发电，2005，36(4):8-12.

［3］马忠云，檀国彪.燃煤锅炉烟气脱硝(SCR法)工艺及特性［J］.节能与环保，2006(2):30-32.

［4］孙锐，赵敏.装设SCR脱硝装置对锅炉岛设计的影响及预留方案的建议［J］.中国电力，2005，38(3):84-88.

［5］赵宗让.大型燃煤电站锅炉烟气脱硝(SCR)系统的设计特点与工程应用［J］.中国电力，2005，38(11):69-74.

［6］林建勇.选择性催化还原脱硝工艺及控制系统［J］.应用技术，2007(9):73-74.

［7］DL/T 960—2005燃煤电厂烟气排放连续监测系统订货技术条件［S］.北京:中国电力出版社，2005.

(编辑:杨大浩)