结晶原因一：由于管路存在“盲端”运行时，液氨在此长期堆积，因流动性差温度降低较快，液氨达到结晶温度条件，造成管路或阀门内部结晶。此问题常见于供氨管路旁路系统、 压力表处、排污系统等内部液氨不经常流动区域(如图1所示)。
图1 管路或阀门易结晶部位示意图
结晶原因二：由于我厂所处纬度极端气温-40.2～36.6℃，当供氨系统室外管路或阀门外部保温失效、破损或保温厚度低等原因，造成供氨管路散热较快，液氨在达到结晶温度造成管路结晶堵塞。
3.2.2 管路或阀门内部积垢造成管路堵塞
常见于供氨流量计内部缩颈处、氨-空混合器喷嘴处及系
统管路变径三通部位。从堵塞部位取出积垢为块状，颜呈现黑黄褐；使用磁铁进行吸附试验，发现积垢有明显吸附性；垢样送吉林省电科院进行化验分析，给出结果为内含超50%氧化铁；根据以上现象及实验分析结果结合我厂实际运行工况，初步判断我厂供氨管路内部积垢原因有三点，详细分析如下：
积垢原因一：尿素水解所使用水、汽品质较差：由于我厂四台机组脱硝系统采用尿素水解法制备脱硝还原剂，脱硝装置公用一个还原剂储存、卸载及尿素溶液制备、储存及输送系统。当水解区所使用水、汽内含铁或氧化铁含量较高时，容易造成液氨内铁或氧化铁杂质上升，致使杂质在供氨管路内形成积垢。积垢原因二：供氨系统管路化学成分铁元素析出：我厂脱硝系统供氨管路所使用管材全部为
药品压片机白钢316L(022Cr17Ni12Mo2)，根据其化学成分判断，当高温液氨流经管道时，其摩擦及腐蚀管道造成管道化学成分铁元素析出，致使液氨内铁或氧化铁杂质上升。
积垢原因三：尿素品质较差：我厂所使用尿素为大宗采购货物，其本身含有其他杂质，经水解后造成供氨管路内液氨含
0 引言
随着国家节能减排工作的不断深入，2015年12月国家发展
改革委、环境保护部和国家能源局发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，树立国电集团品牌形象，推进电厂未来发展，建设绿环保型电厂，国电吉林热电厂分两期对全厂四台机组进行了脱硝改造。脱硝系统运行后，其供氨管路发生了杂质堵塞、结晶堵塞、供氨温度下降等异常情况。本文对供氨管路运维中常见问题原因及处理过程进行分析阐述。
1 设备概述
1.1 机组概述
国电吉林龙华吉林热电厂座落在北国江城—吉林市江
北工业区，是国家“一五”期间建设的156项重点项目之一。历经6期建设、1期技改和多次增容改造，现有供热式汽轮发电机组4台，总装机容量为690MW(8-9号机2×125MW 、10-11号机2×220MW)。
1.2 SCR脱硝系统概述
国电吉林热电厂分两期对全厂四台机组进行了脱硝改造，前期于2015年开始改造，改造时系统为选择性催化还原全烟气脱硝系统，SCR 反应器布置在省煤器与空气预热器之间的高含尘区域，采用尿素作为脱硝还原剂，设计入口氮氧化物为
450mg/Nm 3，
设计出口氮氧化物为≤50mg/Nm 3，设计效率按不小于89%设计，催化剂按脱硝效率98%进行配置。所有脱硝系统采用尿素水解法制备脱硝还原剂，四台机组的脱硝装置公用一个还原剂储存、卸载及尿素溶液制备、储存及输送系统。两相流闸阀
2 供氨管路运维过程中存在问题
阀门内漏，局部缺陷部位检修消缺时，系统无法完全隔离。
管路堵塞，供氨流量降低至无法维持系统所需最小流量运行。管路内氨汽温度低，供氨温度降至液氨结晶温度。
3 供氨管路运维过程中存在的问题分析
3.1 阀门内漏
大微动开关阀门门芯门座腐蚀，密封面遭破坏，致使阀门关闭时失去密封作用。阀门内存在积垢或结晶，造成阀门关闭时无法完全关闭，引起阀门内漏。
SCR脱硝系统供氨管路运维中常见问题及处理措施
魏鹏(国电东北电力有限公司吉林热电厂锅炉分场，吉林 吉林 132012)
摘要：脱硝系统的供氨管路如果发生杂质堵塞、结晶堵塞、供氨温度下降等异常情况会严重影响系统的运行。文章针对燃煤锅炉SCR 脱硝系统供氨管路运维中常见异常问题的原因进行阐述分析，总结了问题处理过程中的相关经验。关键词：供氨管路；堵塞；低温中图分类号：TM621.72
文献标志码：B
文章编号：1008-4800(2021)01-0147-02
DOI:10.19900/jki.ISSN1008-4800.2021.01.072
得温度超过当时室外温度25℃时，均可视为保温超温，需对超
温处保温进行更换或加厚处理。
对伴热系统测温时，当伴热系统测得温度低于其系统温度15℃时，均视为伴热系统欠温。蒸汽伴热可通过调整系统来汽门、回水门及卸水器来提高伴热温度，如果无法达到预期效果，可通过增加伴热系统卸水器密度来增加蒸汽伴热温度，现我厂蒸汽伴热系统卸水器间隔距离为50m 。
4.3 针对供氨系统管路内积垢情况处理
对水解区所使用的尿素，严把来货质量验收关，加大尿素
来货抽检评测及数量，降低氨汽内杂质提高氨汽质量。我厂尿素水解区初建时所使用水取自锅炉用除盐水、所使用蒸汽取自锅炉冷段再热器，水、汽品质已为较高等级，无法进行优化。我厂脱硝系统供氨管路所使用管材全部为白钢316L(022Cr17Ni12Mo2)，本着节约成本的原则，已无法对供氨管路管材防腐等级进行提示优化。结合4.2节对现场供氨系统存在“盲端”管段易结晶部位进行结构性改造，已减少液氨内杂质在“盲端”管段发生沉淀、堆积或结垢情况的发生。对供氨管路存在急剧变径部位，可根据现场实际情况适当对小孔径部位进行扩孔处理。我厂10、11号炉供氨系统氨-空混合器喷嘴原孔径仅为Φ8，然而管路内运行时剥离的块状杂质尺寸普遍大于Φ8，经常发生氨—空混合器喷嘴堵塞情况。
后期通过联系系统原设计人员核算并结合现场实际用氨量情况，将氨-空混合器喷嘴孔径由Φ8扩大至Φ12。氨—空混合器喷嘴经过扩孔后，运行至今未再次发生过堵塞情况。
5 结论
吉林热电厂作为一个曾荣获“全国五·一劳动奖”“全国火电厂一流管理企业”“全国文明单位”等多项殊荣的热电联产企业，在响应国家号召提高周边生态环境社会效益的同时，继续发扬其“自强不息”的优秀光荣历史传统，对脱硝系统新型设备、技术深入学习，对系统运维中存在的问题深入分析并结合现场实际“究根求源”，为处理问题提出了最优化可行的解决方案，保障了供氨环保设备安全平稳运行的同时积累了宝贵经验。
参考文献：
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[5]张贵泉，张祥金，朱涛，等.电厂氨站输氨管道内沉积物生成机理及堵塞原因分析[J].热力发电，2017, 46(1): 124-128.
有杂质，当液氨用量少流量降低时、途径管路变径部位时或温度发生变化时，其内含杂质极易发生沉淀、堆积或结垢。
3.3 管路内氨气温度低
根据现场实际测温情况分析，并结合运维中发生的供氨温度低缺陷情况，分析影响供氨系统管路内氨汽温度低的原因有以下两方面。
3.3.1 管路保温效果差
管路保温铁皮破损或接口部位开裂造成内部保温棉遭雨浇失效、无外部固定脱落或脱节等情况发生，致使管路保温效果差，管路内部氨气温度低。管路保温工艺性差：厚度低无法满足现场实际需要、施工过程中搭接部位施工工艺差、管路支架部位未保温等情况均能造成管路保温效果降低。
3.3.2 管路保温内伴热系统效果差
伴热系统未投运：蒸汽伴热来汽门、回水门或疏水门未开启，造成伴热系统未正常投入运行。伴热系统局部失效：伴热系统投运后，蒸汽伴热阀门或管路堵塞，造成伴热系统局部失效。伴热系统实际工作温度未达到设计温度或实际运行所需温度。
4 问题处理
4.1 针对供氨系统阀门内漏及系统内已存在的结垢结晶情况处理智能飞行器技术
施工前供氨系统局部所需隔离时，在关闭的总截门门后法兰部位加装临时堵板，以防止阀门内漏或误操作造成液氨进入施工区域造成不安全事件发生。结合系统停运实际情况，对供氨系统检修范围内的所有阀门进行解体，检查阀门密封构件腐蚀情况，对无法修复的阀门进行更换处理；检查阀门及其出入口管路内部结垢、结晶情况，对内部结垢及结晶使用温水清洗法进行清理。氨蒸汽投运前使用干蒸汽对整个检修范围内供氨系统进行吹扫，以避免杂质或结晶在系统内部少量积存，影响系统正常供氨。
4.2 针对供氨系统内结晶及供氨温度低的情况处理
对现场供氨系统存在“盲端”管段易结晶部位进行结构性改造，将导致形成“盲端”管段的隔离阀门进行移位或增设隔离阀门，以达到彻底取消“盲端”管段或减少其长度的目的(如图
0663.us
2所示)。
图2 管路或阀门易结晶部位改动后示意图
提高巡视检查质量，制定供氨系统定期检查工作(每周至少一次)，定期工作兼顾供氨系统保温、伴热系统及供氨管路检查及测温等工作。检查时，重点关注供氨管路泄漏情况、保温破损情况、伴热系统
泄漏及停投运行情况；测温时，主要采用分段检测，每个测点间隔小于50m ，测温内容包括保温外部温度、供氨管路温度、伴热系统温度。对检查发现的系统泄漏、保温破损、伴热非停情况及时消缺处理。对保温外部测温时，当保温测
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