燃煤电站硫酸氢氨危害及控制措施探讨

　　随着我国烟气节能减排工作的不断深入实施，SCR烟气脱硝在燃煤电厂中得到广泛应用。SCR烟气脱硝投运后，烟气中生成硫酸氢氨是不可避免的，无形中增加风烟系统设备运行的安全隐患，空气预热器堵塞、电除尘器芒刺线肥大、布袋除尘器布袋糊灰等问题日益凸显；此外还会增加燃煤电站的运营成本，譬如引风机电耗增加、脱硝还原剂(液氨、尿素)采购成本增加等。

　　1 硫酸氢氨形成机理

　　SCR烟气脱硝是指烟气中NOX在催化剂作用被还原为对环境友好的N2和H2O。目前我国典型SCR烟气脱硝还原剂为NH3，下面以NH3做还原剂为例介绍SCR烟气脱硝反应原理，其主要化学反应为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O，4NH3 +2NO2+O2→3N2+6H2O，8NH3+6NO2 +O2 →7N2+12H2O，2NH3+NO+NO2→2N2+3H2O。由于原煤中含有不同程度的硫分，燃煤锅炉尾部烟气中含有或多或少的SO2，而SCR脱硝催化剂中活性成分V2O5对SO2的氧化具有一定的催化作用，其反应机理为：V2O5+SO2→V2O4+SO3，2SO2+O2+V2O4→2VOSO4，2VOSO4→ V2O5 +SO2+SO3。

　　马双忱等研究表明，SO2的相对转换率与催化剂中V2O5的含量成正比关系，SO2的相对转换率随着V2O5含量增加而增大，当V2O5含量1.3%时SO2的相对转换率明显增大[1]。而SCR脱硝中难以保证NH3完全反应，且随着机组运行时间的推移氨逃逸量会逐渐增大，逃逸的NH3与烟气中SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢氨：2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4，NH3+SO3+H2O→NH4HSO4。

　　2 硫酸氢氨现象及危害

　　空气预热器阻塞。研究表明，当烟气中SO3浓度为2～3ppm、氨逃逸大于2ppm时，硫酸氢氨积聚现象便会在空预器内发生，空预器堵塞后将直接引起空预器进出口压差升高、漏风率增大，风烟系统阻力增加，风机电流增大，且极易引发引风机失速；换热元件表面富集硫酸氢氨导致其换热效率大幅降低、空预器热一、二次风温降低、排烟温度升高，锅炉效率呈现下降趋势；由于换热元件表面垢渍腐蚀，必然导致使用寿命缩短；空预器堵塞不均匀时易引起风烟系统阻力波动，严重时可引起一、二次风压及炉膛负压大幅度波动，严重影响机组运行可靠性。

　　低温省煤器堵塞。低温省煤器是燃煤电站锅炉余热回收利用的重要方式之一，通常布置于空预器与除尘器之间或脱硫塔前，经其换热后出口烟温较低，当烟气中含有硫酸氢氨时极易在低温省煤器出口管组析出并富集，随着低温省煤器硫酸氢氨富集堵灰，其进出口烟气压差逐步增大、换热效率有所降低、引风机电流上涨、锅炉效率下降，同时对换热管组具有一定的腐蚀作用，若堵塞严重只能被迫退出低温省煤器运行，甚至导致机组非停。

　　除尘器积灰。烟气飞灰硫酸氢氨主要以液态和固态两种形式充在，而硫酸氢氨含量较高的飞灰由于其电阻相对较低而更容易被电除尘器捕获，加之液态硫酸氢氨具有较强的粘性，若硫酸氢氨含量过高则飞灰会不断黏附在电除尘器的极板和极线上，机组运行中难以通过震动除去，随着长周期累积则会导致阴极线肥大或极间距变小，最终引起电除尘器运行参数偏低、除尘效率下降，而对于布袋除尘器来说则是堵塞布袋，无法在运行中正常疏通，同样导致除尘效率下降，若积灰严重将无法满足烟气达标排放，导致机组被迫停运。

　　脱硫废水氨氮超标。燃煤电厂通常采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，SCR脱硝的逃逸氨以及形成的铵盐随着烟气流动进入吸收塔，并很快被循环石灰石-石膏浆液吸收溶解，形成水合氨。吸收塔内部浆液因吸收烟气中二氧化硫、氯化氢等呈现酸性，故水合氨很快发生电离反应，最终生成游离的铵根离子[2]。又因脱硫系统运行的为偏酸性环境，故限定了吸收塔主要以脱硫废水形式排出铵根离子，无形中增加脱硫废水氨氮含量，导致脱硫废水氨氮质量浓度远远高于国家污水排放标准一级A(<15mg/L)，据统计部分燃煤电站脱硫废水氨氮质量浓度高达700mg/L，超出国家污水排放标准的40～50倍之多[2,3],无形中增大脱硫废水处理难度。

　　粉煤灰灰氨量超标。SCR脱硝的逃逸氨形成的无机氨随着烟气流动进入省煤器及除尘器，随同飞灰被省煤器及除尘器捕获，最终沉积于粉煤灰中。而沉积在粉煤灰上的无机氨很稳定，当其遇水后极易溶解，溶液的pH值有所提高，并向大气释放氨气，影响粉煤灰的综合利用。

　　3 硫酸氢氨控制措施

　　3.1 控制氨逃逸量

　　根据化学反应平衡原理，SCR脱硝反应器氨逃逸是不可避免的，研究表明影响氨逃逸的因素包含氨氮摩尔比、速度场、浓度场及温度场等多个方面。实验研究表明，当氨氮摩尔比小于1时，脱硝效率随着氨氮摩尔比增加而呈现增大趋势，当氨氮摩尔比大于1时，脱硝效率却未见明显增大，反言之其多余的氨未参加反应，导致氨逃逸量大幅增加[4]。董建励等通过数值计算发现，当脱硝效率相同时，氨逃逸量随着氨氮摩尔比相对标准偏差增加而增大，当氮摩尔比相对标准偏差小于10%时，脱硝效率基本能达到理论设计值[5]。

　　速度场指的是和烟气流向垂直的整个SCR脱硝反应器横截面的速度分布情况，烟气流入脱硝反应器后因烟道形状差异导致气流方向改变，局部发生涡流现象，引起烟气流场分布不均匀，高流速区烟气停留时间较短、反应不充分氨逃逸增大，低流速区则相反。研究表明，SCR脱硝催化剂的最佳反应温度窗口在340℃～380℃之间[6]，温度降低则催化剂活性降低，温度升高而催化剂活性却增加不明显。故可从流场和喷氨混合系统两方面对整个脱硝系统进行优化，以此控制氨氮摩尔比、浓度场、速度场及温度场等均处于良好状态，实现氨逃逸量控制。

　　另外需加强催化剂吹灰管理，保证催化剂清洁，防止催化剂堵塞引起过量喷氨。目前，通过加装氨空混合器、优化母管联箱、喷氨格栅改型、流场分区混合及分区动态控制改造，实现脱硝系统全端面精准喷氨，提高喷氨均匀性及混合性，避免SCR脱硝局部脱硝效率太低，有效降低氨逃逸量。

　　3.2 控制SO2/SO3转化率

　　燃煤电站烟气中SO3主要来自炉膛燃烧和SCR脱硝氧化两个方面，有研究表明锅炉燃烧过程中SO2/SO3转化率约为0.5%～1.5%，SCR脱硝脱硝过程中SO2/SO3转化率约为0.3%～2.0%[7]。对于钒钛系SCR脱硝催化剂，SO2/SO3转化率随着V2O5含量增加而增大[1]，通过添加WO3或MoO3助催剂可有效抑制SO2氧化率；SO2/SO3转化率随着随着脱硝反应器入口SO2浓度增加而逐渐降低，质量密度却有所增加，但SO2/SO3转化率随烟气温度升高而呈现明显增加趋势[8]。

　　SO2/SO3转化率可从几个方面控制：锅炉燃煤尽量选用低硫煤或调整不同煤种参配比，减少烟气中SO2含量；选择合理V2O5含量脱硝催化剂，通常其质量分数控制在1%左右，可有效降低SO2/SO3转化率；脱硝催化剂添加适量助催剂(WO3、MoO3等)，通常其质量分数控制在3～4%左右，在保证脱硝效率的同时降低SO2/SO3转化率；炉膛内喷入CaO、MgO等碱性物质或入炉煤适量掺烧石灰石，可降低SCR脱硝反应器入口SO3含量。

　　3.3 催化剂体积量设计

　　SCR脱硝催化剂理论化学寿命为24000h，为保证机组安全稳定运行，必须保证催化剂化学寿命期内的性能能满足要求，而催化剂体积量起到至关重要的作用，为此在基于性能要求的基本体积量上必须考虑燃料特性、催化剂运行堵塞及SCR脱硝系统运行状况附加催化剂体积量。

　　3.4 催化剂寿命管理

　　催化剂作为SCR脱硝的核心部件，其设计理论化学寿命一般为3年、机械寿命一般为10年。新建燃煤电站脱硝系统设计选型或现役设备加装催化剂时，必须充分考虑燃煤、烟气参数等多方面因素，后期运营中需充分考虑脱硝催化剂厂家提供的催化剂运行参数条件，最大限度满足其运行工况，同时定期对催化剂单体及脱硝系统进行全面检测，结合检测结果制定合理的运维方案，综合考虑催化剂加装、更换或再生，即实施催化剂寿命管理。通过催化剂寿命管理，可最大限度发挥催化剂的应用价值、降低运营成本，更重要的是可有效控制SCR脱硝氨逃逸量、SO2/SO3转化率等，降低硫酸氢氨生成量，为机组安全稳定运行保驾护航。

　　3.5 控制脱硝运行温度

　　钒钛系商用SCR脱硝催化剂的最佳反应温度窗口在340～380℃之间[6]，实际中必须保证SCR脱硝系统运行温度高于催化剂最低温度限值，运行温度过低催化剂活性下降则氨逃逸增加，运行温度过高则SO2/SO3转化率急剧增加。为此，兼顾氨逃逸及SO2/SO3转化率，通常将脱硝系统运行温度控制在300℃～420℃之间，机组启停过程中若脱硝系统温度低于300℃禁止投入脱硝系统运行。

　　3.6 空预器改造及运行优化

　　硫酸氢氨堵塞空预器通常发生在三段式空预中、低温段以及两段式空预器的低温段，为避免三段式空预器中、低温段间隙堵塞，可将该两端合并为一段，同时考虑搪瓷换热元件换热、防腐性能均优于合金钢，可将冷端换热元件更换为表面搪瓷换热元件，并根据机组运行参数选择合理的波形。另外，机组运行中加强空预器吹灰运行管理，通常空预器吹灰蒸汽压力为1.8～2.0MPa，根据空预器运行参数合理控制其吹灰压力及频次，必要时提高空预器吹灰压力至2.5MPa。

　　综上，烟气中硫酸氢氨的充在对空气预热器、低温省煤器及除尘器等设备运行具有极大的安全隐患，在一定程度上影响脱硫废水系统运行及粉煤灰综合利用，严重时甚至威胁机组安全稳定运行，且无形中增加运营成本。通过脱硝系统优化、催化剂寿命管理、喷入CaO或MgO等碱性物质、燃煤调整及选用合适的脱硝系统运行温度可有效控制烟气中硫酸氢氨的生成，结合空预器改造及吹灰运行调整可进一步抑制硫酸氢氨的生成。