摘要：结合某电厂300MW机组脱硝装置运行实例，分析脱硝装置运行过程中整流装置、喷氨格栅、催化剂以及空气预热器等设备堵塞问题及其成因，并提出优化大灰滤网结构和布置、实行定期运行蒸汽吹灰器，调整声波吹灰器工作频次、及时清理选择性催化还原(SCR)脱硝装置各层及钢梁、导流板积灰、确保催化剂通道畅通以及更换积灰严重的催化剂等相应的优化改进措施，以提高SCR脱硝装置运行安全稳定性。可为防控和应对燃煤电厂SCR脱硝装置积灰提供参考。
引言
我国的能源结构决定电力供应将长期以煤炭为主。国内已探明的无烟煤占煤炭总量的15%左右，因其低挥发分、不易着火的特点多适用于W形火焰锅炉。选择性催化还原(SCR)脱硝技术以其技术成熟、脱硝效率高等优点广泛应用于大型燃煤电厂。多数SCR脱硝装置采用高灰布置，在长期运行过程中，脱硝系统各个设备及下游空气预热器积灰堵塞问题往往难以避免。特别是基于W形火焰锅炉炉内温度高，火焰行程长，燃烧剧烈，省煤器出口烟气流场分布不均等燃烧特性，相关设备堵塞问题尤为严重。本文结合某电厂300MW机组脱硝装置运行实例，分析总结SCR脱硝装置各设备及下游空气预热器积灰堵塞问题以及应对措施。
1某电厂SCＲ脱硝装置概述
西南地区某电厂300MW机组采用自然循环锅炉，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，W形火焰燃烧方式。采用SCR脱硝工艺、板式催化剂、液氨作为吸收剂，反应区主要由进出口烟道、导流板、均流装置、喷氨格栅、催化剂和吹灰装置组成。脱硝装置设计煤质及灰成分分析见表1，脱硝装置设计参数见表2。
由表1可知，脱硝装置设计煤质灰分为38%，飞灰质量浓度为45g/m3，烟气中灰分较大，存在积灰堵塞的风险。
由表2可知，设计入口NOx质量浓度为1100mg/m3，出口NOx质量浓度小于200mg/m3，NOx脱除量较大，液氨消耗量较高，同时考虑W形火焰锅炉的燃烧特性，进口烟道流场均匀性较差，存在局部区域氨逃逸量超标的风险。此外，脱硝装置设计烟气温度为380℃，机组低负荷运行时，运行烟气温度偏离设计值较大，反应器运行效果不佳，增大氨逃逸风险，同时加剧积灰堵塞问题的发生。
表1脱硝装置设计煤质和灰成分分析
表2脱硝装置设计参数
2SCＲ脱硝装置及空气预热器堵塞问题
停机期间检查发现，脱硝装置堵塞问题主要发生在反应区的相关设施上，包括导流板和整流层、喷氨格栅、催化剂以及空气预热器等。
2．1导流板和整流层积灰堵塞问题
导流板和整流层是脱硝系统重要的气流均布装置，平衡反应器各处流场。如图1所示，脱硝装置进口导流板积灰严重，水平烟道处出现不同程度的积灰，且整流层积灰从碎灰网延伸至烟道顶部。整流装置出现积灰堵塞，脱硝系统流场将发生变化，偏离设计参数，严重影响脱硝装置的正常运行。
2．2喷氨格栅的积灰堵塞问题
喷氨格栅安装在反应器进口垂直烟道区域，氨气经喷嘴射入烟道后，被来自上游的烟气卷携并充分混合，经竖直烟道顶部发生两次90°转向后，向下通过整流格栅，进入催化剂层发生催化还原反应。如图2所示，喷氨格栅多处喷嘴出现积灰现象，部分喷嘴被积灰完全覆盖，引起局部区域喷氨不均，氨逃逸量增加，同时导致脱硝装置出口排放浓度难以稳定控制，存在超标排放的风险。
图1导流板和整流层积灰堵塞问题
图2喷氨格栅积灰堵塞问题
2．3催化剂积灰堵塞问题
催化剂是整个SCR脱硝装置的核心，其性能直接影响整体脱硝效果。如图3所示，第1、第2层催化剂表面均出现积灰堵塞问题，反应器四周形成局部堆灰，且存在催化剂磨损的问题。分析发现，第1层催化剂靠近锅炉侧后墙表面堵塞后，烟气在SCR区域流场出现改变，烟气逐渐向反应器未堵塞的两侧和靠近锅炉侧前墙流动，而后墙部分由于烟气流速降低，灰尘堵塞加剧，形成恶性循环。且第1层催化剂出现堵塞后，第2层催化剂表面的烟气出现两侧和靠近锅炉的前墙流动较强，靠近后墙的流动较小，使通过第1层催化剂的飞灰在第2层流速较低的位置容易沉积，通流面积逐渐减小，在引风机的作用下，烟气流速比第1层较快，造成第2层催化剂大面积堵塞和磨损抽芯。
2．4空气预热器堵塞问题
空气预热器低温段存在一定程度上的铵盐堵塞现象，积灰黏附在换热元件表面，且有刺激性气味散发。如图4所示，分散控制系统(DCS)运行参数显示空气预热器阻力明显上升，初始时系统阻力为1400Pa，运行一段时间后阻力上升到1850Pa，既增加引风机电耗，提高了运行成本，又不利于机组的安全稳定运行，存在非计划停运的风险。
图3催化剂积灰堵塞问题
图4空气预热器系统阻力运行前后对比
3SCＲ脱硝装置堵塞问题原因分析
3．1大颗粒灰的影响
国内SCR脱硝装置多采用高尘布置，大颗粒飞灰堵塞是威胁脱硝装置安全稳定运行的重要因素。催化剂的节距有限，来自SCR反应器上游的大颗粒飞灰或者板结成片状的飞灰往往比催化剂的孔道要大，无法正常通过催化剂，日积月累会在催化剂表面形成积灰。
3．2烟气灰分的影响
烟气中的灰分是催化剂类型和节距选型重要的参考依据。如图5所示，机组设计煤质灰分为38%，电厂常规实际运行煤质灰分在40%以上，部分月份煤质平均灰分高于46%，高于设计值，超过催化剂孔道过灰能力，增大催化剂堵塞的风险。此外，烟尘中碱性金属氧化物(如K2O和Na2O)含量较高时，烟气的黏附性强，较易黏附在烟道及反应器设备上。飞灰取样分析如图6所示，从图6中的分析结果来看，实际飞灰中Na2O和K2O质量分数普遍高于设计值，飞灰的黏性较强，加剧积灰堵塞的形成，且碱金属离子容易导致催化剂中毒，影响催化剂活性。
图5入炉煤煤质统计
图6飞灰取样分析
3．3烟道流场不均匀的影响
对于W形锅炉，烟气在脱硝入口断面的流场不均匀性较为严重，与原设计条件不符，造成局部区域流速和烟温过低，灰分过大时形成积灰，同时为了保证达标排放，会增大喷氨量，使得喷氨的不均匀性增加，局部氨逃逸增大，加剧积灰堵塞问题。如图7、图8所示，脱硝装置进口烟气温度偏差为20～30℃，烟气流速最大偏差为5m/s;进口烟道不同监测点位烟气O2质量分数在1%～5%之间分布，NOx质量浓度在880～1100mg/m3之间分布，经脱硝后出口烟道各监测点位NOx排放浓度70～190mg/m3之间分布，流场分布不均匀性较大，容易引发脱硝装置内各区域发生积灰堵塞问题。
3．4机组运行参数波动的影响
机组负荷、运行控制、煤质、上游吹灰系统等进行运行调整时，机组运行参数发生变化，引起烟气流场的波动，导致瞬时灰分过大而引起局部区域积灰，尤其是运行参数频繁发生波动时，堵塞问题更为显著。
3．5机组低参数运行的影响
机组深度调峰或低负荷运行时，特别是冬季工况，烟气温度整体降低，考虑进口烟道温度偏差为20～30℃，反应器部分区域烟气温度处于最低连续运行烟温320℃以下(如图9所示)，催化剂微孔内会发生副反应生成硫酸氢铵，使得烟气中的灰黏结成块，形成孔道内积灰，降低催化剂的活性。
图7脱硝装置进口烟气温度和流速分布
图8脱硝装置进、出口烟道质量浓度场分布情况
图9不同负荷工况下脱硝出口烟气温度(12月份)
3．6空气预热器堵塞问题分析
空气预热器低温段温度较低，容易产生结露形成弱酸，造成换热元件材料的腐蚀并黏结飞灰。烟气流速及所携带的大量飞灰对换热元件的附着物产生冲刷作用，当冲刷强度低于飞灰的黏结速率时，黏附附着物便会不断增长，从而造成堵塞。此外，空气预热器堵塞与烟气中SO3质量浓度密切相关，当烟气中SO3质量浓度较高时，即使氨逃逸量不超标，仍可能形成铵盐。由表2可知，入炉煤设计硫分在2．5%，对应的入口SO3质量浓度为70mg/m3，考虑脱硝反应器SO2/SO3的转化率为1%，出口SO3质量浓度可达140mg/m3，存在形成铵盐的风险;且实际运行入炉煤硫分高于设计值(见图5)，造成烟气中SO3的质量浓度升高，更加有利于铵盐的形成且发生沉积。
4脱硝装置积灰堵塞处置及预防措施
(1)设计改造措施。合理进行脱硝系统设计，优化大灰滤网结构和布置，防止大颗粒飞灰进入SCＲ反应器。优化入炉煤煤质条件，尽量燃用低灰、低硫分煤种，做好煤质掺配，从源头解决烟气运行条件。利用数值模拟和冷态物理模型试验，重新计算SCR入口烟气流速及流场分布，调整导流板的安装位置和数量。结合锅炉实际运行工况，调整和选择合适的催化剂节距和开孔尺寸，防止催化剂堵灰。重新核算催化剂使用温度等级，采取合适的提温措施，如省煤器烟气旁路、省煤器分级设置和省煤器流量置换等改造措施，避免SCR反应器温度维持在铵盐沉积温度之上，降低催化剂堵塞风险。
(2)运行与维护措施。设置足够数量的吹灰装置，实行定期运行蒸汽吹灰器，调整声波吹灰器工作频次，与锅炉吹灰协调进行。进行燃烧调整，降低飞灰可燃物含量，避免积灰烧结现象。严格监视氨逃逸量和NOx的排放浓度，合理控制喷氨量在规定范围。对于空气预热器堵塞，适当提高烟气温度，加强空气预热器的吹扫，延长空气预热器吹扫时间。
(3)检修措施。利用停机机会开门检查催化剂积灰情况，及时清理SCＲ各层及钢梁、导流板积灰，确保催化剂通道畅通。更换积灰严重的催化剂。
5结束语
随着火力发电厂烟气脱硝装置运行时间增加，脱硝系统面临的各种问题逐渐凸显出来。脱硝装置内部积灰堵塞问题已成为当前SCＲ脱硝装置乃至燃煤发电机组安全、稳定、高效运行的重要制约因素，总结分析造成积灰堵塞问题并提出相应的解决措施，对防控和应对燃煤电厂SCＲ脱硝装置积灰具有重要意义。
