燃煤锅炉脱硝氨逃逸率对空预器的影响分析及应对措施

0引言

近年来,随着国家工业的快速发展,环境污染问题日益严峻,因而国家对环保标准的要求越来越高。大多数燃煤电厂采用选择性催化还原(SCR)加炉内低氮燃烧相结合的脱硝技术路线。为达到环保政策要求,在实际生产中,常通过大量喷氨使脱硝效率达到目标值,这造成了大量氨逃逸,导致空气预热器堵塞更加严重,并由此引发一系列经济和安全问题。本文通过阐述空预器堵塞危害及氨逃逸率高堵塞空预器机理,讨论控制氨逃逸及防止空预器堵塞的方法、措施,可为燃煤电厂在实际生产中环保参数的调整做参考。

1SCR脱硝反应原理

1.1 反应原理

在SCR脱硝过程中,还原剂NH₃与烟气中NO_x的主要化学反应方程式如下:

4NO+4NH₃+O₂=4N₂+6H₂O(1)

6NO+4NH₃₌5N₂+6H₂O (2)

2NO₂+4NH₃+O₂=3N₂+6H₂O(3)

6NO₂+8NH₃=7N₂+12H₂O(4)

烟气中90%~95%是NO,以(1)为主要反应式。理论上NH₃与NO的摩尔比为1:1,但在实际反应过程中,受反应条件限制及其他影响,SCR脱硝效率一般为95%,如图1所示^[1]。

为保证脱硝效率,设计的喷氨量通常会大于理论值。当实际喷氨量远大于设计值时,将导致部分氨在反应器中未反应充分,形成氨逃逸。

1.2 影响氨逃逸率原因

1)每只喷枪喷氨流量分布不均。积灰、堵塞等导致喷嘴通流面积变小,使喷氨浓度不均匀,高浓度区域不仅反应完全还有富裕的氨,则造成氨逃逸。

2)脱硝入口烟气流速不均匀。锅炉长时间运行中,烟气中飞灰磨损烟道导流板,烟道不规则处积灰,使烟道空间变窄,烟气流量过大等使烟气流向、流速均发生改变。烟气中存在氨局部分布不均,影响氨氮反应。

3)原烟气温度不适宜。原烟气温度太高、太低都会减弱氨氮反应效果,使氨逃逸率升高。原烟气温度太低会降低氨氮反应速率,造成大量氨逃逸,温度太高又生成额外的NO。

4)催化剂性能老化、失效。局部发生堵塞、失效,使催化效率不均衡,降低整体脱硝效率。为控制烟囱出口NOx,就只能大量喷氨,这又导致很高的氨逃逸率。

5)稀释风量偏小。氨空混合器中混合差,经喷嘴喷出后与烟气混合不充分,未反应的氨逃逸。

6)氨水配比不科学。配置氨水过程中缺乏科学依据,配置浓度不受控。配置高浓度氨水,脱硝效率大幅波动,导致喷氨调门大开大关,调解性能差,加剧氨逃逸。

7)测量、控制系统不完善。测量误差大,喷氨自动调节差,反应滞后导致氨逃逸率高。

8)机组负荷大幅波动时,炉内燃烧调整过程会造成烟气中NOx含量大幅波动,为使出口NOx排放在标准范围内,对喷氨量进行大幅调整,调整过程中造成大量氨逃逸。

1.3 以某电厂6号机组为例

由图2可以看出,烟囱出口NOx、氨逃逸率跟随机组负荷变化波动很大,负荷变化引起的风量、氧量、烟气流量变化进而引起脱硝进口NOx的生成量变化,再加上喷氨调节有一定的滞后性,导致过量喷氨,引起氨逃逸率升高。

2氨逃逸率高堵塞空预器机理

2.1堵塞空预器机理

空气预热器处在电除尘器与省煤器之间,进入空气预热器的烟气未经过任何除尘处理,容克式空气预热器由于结构紧凑,内部蓄热元件间孔隙率较小的特点,极易发生大颗粒灰分的自然累积,形成堵灰。当酸露点温度高于空预器冷端蓄热元件金属的平均温度时,空预器冷端处飞灰沉积率最大,酸凝结率也达到最大。

目前,一般认为国内燃煤电厂形成空预器堵塞的酸露点温度在80~120℃。随着SCR脱硝系统的投运,在控制烟气中NOx排放的同时,燃烧生成的SO2在SCR系统中催化剂作用下进一步氧化生成SO₃,烟气中SO₂ 向SO₃的转化率增加,加速了烟气中SO3与逃逸的氨气发生反应生成NH₄HSO₄。即SCR脱硝系统又发生了副反应,方程式为:2SO₂+O₂=2SO₃;NH₃+SO₃+H₂O=NH₄HSO₄^[2]。

SCR脱硝系统发生副反应的同时,烟气中的NH3和SO3含量增加,使烟气中的酸露点温度随之升高。

NH₄HSO₄的形成温度受NH₃和SO₃质量分数乘积的影响,规律如图3所示^[1]。

由图3可以看出,NH₃和SO₃质量分数乘积越大,NH₄HSO₄的形成温度越高。

NH₄HSO₄的露点在常规条件下是147℃ ,其凝结物具有很大的黏性,并且酸性为中度,处于液态的NH₄HSO₄非常容易沾染灰分,采用常规蒸汽吹灰及常规水冲洗方式很难清除,所以加快了空预器的堵灰速率。由于空预器的堵灰和低温腐蚀是互相促进的,空预器堵灰可加速烟气中硫酸蒸汽的凝结,加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰,致使空预器换热元件严重损坏。

2.2 以某电厂6号机组为例

由图4可以看出,脱硝氨逃逸率高会导致空预器烟气差压缓慢上升。

2.3 空预器堵塞危害

1)风机电耗量上升,风机运行极易进入不稳定工作区,从而出现失速、喘振、一次风压周期性大幅波动等危险工况。严重时会导致一次风机、送/引风机发生跳闸,威胁机组安全运行。

2)空预器差压大,引风机出力不足,机组带负荷能力下降,机组频繁降出力运行。

3)排烟阻力变大、温度升高。空预器热风出口风温降低,风烟系统阻力增加,差压增大,漏风增加,锅炉效率降低。

4)一/二次风风压升高、炉膛负压剧烈摆动,影响燃烧安全,严重时会造成机组非停。

5)加剧空预器的磨损和腐蚀,缩短设备寿命;增加风机等设备的损坏风险,增加维修成本和停机时间。

3 降低氨逃逸率及预防空预器堵灰的控制策略

3.1 降低氨逃逸率控制策略

1)对精准喷氨自动调节系统调节性能进行优化,对调节线性进行优化。

2)对精准喷氨各分支管道定期吹扫时间进行优化,保证喷氨管道不堵塞。

3)根据负荷的波动情况以及烟囱出口NOx小时均 值,结合当地政府环保政策要求,在保证环保参数不超限的前提下,尽可能提升烟囱出口NOx小时均值设定值。小时均值设置不要长时间偏低,要做到及时调整。

4)在保证燃煤经济性的前提下,考虑合理的燃煤配比,在低负荷时尽可能保留三台磨运行,在负荷允许的条件下,尽可能停运最下层磨。

5)低负荷时,低氮燃烧区的SOFA风门、COFA风门设计开度值偏低,通过加大偏置值使风门尽可能开大。

6)对机组协调进行优化,特别是优化氧量曲线,现状是升负荷时,氧量自动情况下氧量偏高较多。负荷波动较大时,在保证中间点、气温允许情况下,尽可能调整风量,氧量不宜过高。

3.2 预防空预器堵灰控制策略

1)提高空预热器受热面的壁温,减少硫酸氢铵

和稀硫酸原因引起的空预热器堵灰。多采用热风再循环或增加暖风器的方法提高空预热器壁温,也可增加空气预热器分仓集中加热空预热器冷端蓄热元件^[3]。

2)减少SO₃ 的生成量:烟气中过剩氧会增大SO₃生成量,因此,为防止低温腐蚀,应尽可能采用较低的过量空气系数,减少烟道漏风,以降低火焰中氧原子的浓度,抑制SO₃的生成。

3)每次启停机组时,启磨煤机前确保二次风温大于200℃ ,入炉煤宜具有较高挥发分,以减少初期炉内不完全燃烧,减轻空预器堵灰风险。

4)及时消除省煤器输灰系统缺陷,保证投运率。

5)空预器定期吹灰且蒸汽疏水要充分。

6)在锅炉启动过程中,启动前4~8 h启动稀释风机。机组运行期间,不允许停运稀释风机。机组停运过程中,引风机停运后4~8 h后再停运稀释风机,防止飞灰堵塞喷嘴^[3]。

4 结束语

氨逃逸高导致空预器堵塞问题严重影响燃煤电厂的安全、经济和环保运行。本文通过对氨逃逸原因及其对空预器危害的分析,有针对性地提出了解决方案和措施。在实际运行中,可对脱硝入口NOx浓度、空预器差压、氨逃逸率加强监视,进行燃烧调整、脱硝喷氨优化等试验,利用检修期间对SCR设备、空预器系统进行检查、检修,保证设备安全可靠运行。在实际应用中,燃煤电厂应根据自身实际情况,综合采取有效的控制策略。

[参考文献]

[1]杨勇平,陆强.选择性催化还原烟气脱硝催化剂及其应用[M].北京:科学出版社,2021.

[2] 应静良.电站锅炉空气预热器[M].北京:中国电力出版社,2002.

[3] 马宁,马彪,叶斌,等.某电厂空预器风量分切防堵灰改造技术研究及应用[J].能源科技,2024,22(3):40-43.

《机电信息》2025年第11期第3篇