3 SCR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。