3 SCR脫硝裝置堵塞問題原因分析

3.1大顆粒灰的影響

國內SCR脫硝裝置多采用高塵布置，大顆粒飛灰堵塞是威脅脫硝裝置安全穩定運行的重要因素。催化劑的節距有限，來自SCR反應器上游的大顆粒飛灰或者板結成片狀的飛灰往往比催化劑的孔道要大，無法正常通過催化劑，日積月累會在催化劑表面形成積灰。

3.2煙氣灰分的影響

煙氣中的灰分是催化劑類型和節距選型重要的參考依據。如圖5所示，機組設計煤質灰分為38%，電廠常規實際運行煤質灰分在40%以上，部分月份煤質平均灰分高于46%，高于設計值，超過催化劑孔道過灰能力，增大催化劑堵塞的風險。

此外，煙塵中堿性金屬氧化物(如K2O和Na2O)含量較高時，煙氣的黏附性強，較易黏附在煙道及反應器設備上。飛灰取樣分析如圖6所示，從圖6中的分析結果來看，實際飛灰中Na2O和K2O質量分數普遍高于設計值，飛灰的黏性較強，加劇積灰堵塞的形成，且堿金屬離子容易導致催化劑中毒，影響催化劑活性。

圖5入爐煤煤質統計

圖6飛灰取樣分析

3.3煙道流場不均勻的影響

對于W形鍋爐，煙氣在脫硝入口斷面的流場不均勻性較為嚴重，與原設計條件不符，造成局部區域流速和煙溫過低，灰分過大時形成積灰，同時為了保證達標排放，會增大噴氨量，使得噴氨的不均勻性增加，局部氨逃逸增大，加劇積灰堵塞問題。如圖7、圖8所示，脫硝裝置進口煙氣溫度偏差為20～30℃，煙氣流速最大偏差為5m/s;進口煙道不同監測點位煙氣O2質量分數在1%～5%之間分布，NOx質量濃度在880～1100mg/m3之間分布，經脫硝后出口煙道各監測點位NOx排放濃度70～190mg/m3之間分布，流場分布不均勻性較大，容易引發脫硝裝置內各區域發生積灰堵塞問題。

3.4機組運行參數波動的影響

機組負荷、運行控制、煤質、上游吹灰系統等進行運行調整時，機組運行參數發生變化，引起煙氣流場的波動，導致瞬時灰分過大而引起局部區域積灰，尤其是運行參數頻繁發生波動時，堵塞問題更為顯著。

3.5機組低參數運行的影響

機組深度調峰或低負荷運行時，特別是冬季工況，煙氣溫度整體降低，考慮進口煙道溫度偏差為20～30℃，反應器部分區域煙氣溫度處于最低連續運行煙溫320℃以下(如圖9所示)，催化劑微孔內會發生副反應生成硫酸氫銨，使得煙氣中的灰黏結成塊，形成孔道內積灰，降低催化劑的活性。

圖7脫硝裝置進口煙氣溫度和流速分布

圖8脫硝裝置進、出口煙道質量濃度場分布情況

圖9不同負荷工況下脫硝出口煙氣溫度(12月份)

3.6空氣預熱器堵塞問題分析

空氣預熱器低溫段溫度較低，容易產生結露形成弱酸，造成換熱元件材料的腐蝕并黏結飛灰。煙氣流速及所攜帶的大量飛灰對換熱元件的附著物產生沖刷作用，當沖刷強度低于飛灰的黏結速率時，黏附附著物便會不斷增長，從而造成堵塞。此外，空氣預熱器堵塞與煙氣中SO3質量濃度密切相關，當煙氣中SO3質量濃度較高時，即使氨逃逸量不超標，仍可能形成銨鹽。由表2可知，入爐煤設計硫分在2.5%，對應的入口SO3質量濃度為70mg/m3，考慮脫硝反應器SO2/SO3的轉化率為1%，出口SO3質量濃度可達140mg/m3，存在形成銨鹽的風險;且實際運行入爐煤硫分高于設計值(見圖5)，造成煙氣中SO3的質量濃度升高，更加有利于銨鹽的形成且發生沉積。

4脫硝裝置積灰堵塞處置及預防措施

(1)設計改造措施。合理進行脫硝系統設計，優化大灰濾網結構和布置，防止大顆粒飛灰進入SCR反應器。優化入爐煤煤質條件，盡量燃用低灰、低硫分煤種，做好煤質摻配，從源頭解決煙氣運行條件。利用數值模擬和冷態物理模型試驗，重新計算SCR入口煙氣流速及流場分布，調整導流板的安裝位置和數量。結合鍋爐實際運行工況，調整和選擇合適的催化劑節距和開孔尺寸，防止催化劑堵灰。重新核算催化劑使用溫度等級，采取合適的提溫措施，如省煤器煙氣旁路、省煤器分級設置和省煤器流量置換等改造措施，避免SCR反應器溫度維持在銨鹽沉積溫度之上，降低催化劑堵塞風險。

(2)運行與維護措施。設置足夠數量的吹灰裝置，實行定期運行蒸汽吹灰器，調整聲波吹灰器工作頻次，與鍋爐吹灰協調進行。進行燃燒調整，降低飛灰可燃物含量，避免積灰燒結現象。嚴格監視氨逃逸量和NOx的排放濃度，合理控制噴氨量在規定范圍。對于空氣預熱器堵塞，適當提高煙氣溫度，加強空氣預熱器的吹掃，延長空氣預熱器吹掃時間。

(3)檢修措施。利用停機機會開門檢查催化劑積灰情況，及時清理SCR各層及鋼梁、導流板積灰，確保催化劑通道暢通。更換積灰嚴重的催化劑。

5結束語

隨著火力發電廠煙氣脫硝裝置運行時間增加，脫硝系統面臨的各種問題逐漸凸顯出來。脫硝裝置內部積灰堵塞問題已成為當前SCR脫硝裝置乃至燃煤發電機組安全、穩定、高效運行的重要制約因素，總結分析造成積灰堵塞問題并提出相應的解決措施，對防控和應對燃煤電廠SCR脫硝裝置積灰具有重要意義。