某电厂600MW机组SCR脱硝过程氨逃逸原因分析

某电厂某电厂600MW机组机组SCR脱硝过程氨逃逸原因分析脱硝过程氨逃逸原因分析摘要：摘要：选择性催化还原(ivecatalyticreduction，SCR)烟气脱硝过程中造成空气预热器腐蚀、堵塞的根本原因是氨逃逸。分析了流场分布、喷氨自动调节和烟气分析仪表等对氨逃逸的影响，提出减少氨逃逸的措施，建议对喷氨格栅喷嘴进行改进。0引言某燃煤电厂3、4号机组装机容量均为600MW，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1kPa，原因是3号机组安装了选择性催化还原脱硝装置，脱硝过程会产生具有粘性的硫酸氢铵，粘结飞灰附着于空气预热器造成腐蚀和堵塞，增大其阻力。1硫酸氢铵生成机理及主要影响因素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1SCR脱硝装置烟气系统布置氨气由液氨气化，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:4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O；2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O；6NO2+8NH3→7N2+12H2O；NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O。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，其反应如下:V2O5+SO2→V2O4+SO3；2SO2+O2+V2O4→2VOSO4；2VOSO4→V2O5+SO2+SO3。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：NH3+SO3+H2O→NH4HSO4；2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4。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。2氨逃逸的影响因素氨逃逸的影响因素2.1流场分布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1A侧各点氮氧化物浓度从表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。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4～6m/s，而每层催化剂的高度仅1m，这样每层催化剂的反应时间