李紹剛，韓麗娜

(中國華電集團山東分公司華電萊州發(fā)電有限公司，山東 萊州 261400)

1 000 MW機組脫硝系統(tǒng)空預器堵灰防治

李紹剛，韓麗娜

(中國華電集團山東分公司華電萊州發(fā)電有限公司，山東 萊州 261400)

華電萊州發(fā)電有限公司一期選擇性催化還原法(SCR)脫硝裝置投運后空預器堵灰不斷加劇，造成風機電耗、空預器煙氣側(cè)、一/二次風側(cè)差壓等增大，使機組的經(jīng)濟性不斷下降，同時降低了機組出力。通過分析空預器堵灰原因，并提出一些預防措施，進而提高機組經(jīng)濟性。

脫硝；空預器；預防；差壓；氨逃逸

0 前言

華電萊州發(fā)電有限公司一期#1，#12機1 000 MW燃煤發(fā)電機組為了節(jié)能減排、改善當?shù)卮髿猸h(huán)境質(zhì)量，已經(jīng)完成脫硝改造工程。脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝技術(shù)，主要原理為還原劑在催化劑的作用下，將火電廠煙氣中產(chǎn)生的氮氧化合物還原成無污染的氮氣和水，其中煙氣中的氮氧化合物主要以NO和NO2為主。煙氣脫硝裝置安裝于鍋爐省煤器出口至空預器入口之間。在鍋爐最大連續(xù)出力工況(B-MCR)下，脫硝效率大于75 %，即鍋爐出口的NOx排放量小于75 mg/m3(標態(tài)O2=6 %)[1]。

1 脫銷系統(tǒng)簡介

華電萊州發(fā)電有限公司#1，#2機組脫硝系統(tǒng)是由華電工程設計制造，采取SCR來達到去除煙氣中NOx的目的。SCR反應器采用高灰型工藝布置(即反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間)，催化劑購自重慶遠達催化劑股份有限公司。

化學反應式如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O，

6NO2+8NH3→7N2+12H2O，

6NO+4NH3→6H2O+5N2。

脫硝系統(tǒng)主要由兩部分組成：氨儲存和制備系統(tǒng)(氨站)、還原劑供應系統(tǒng)(SCR區(qū))。

#1，#2機組共用1套液氨儲存與供應系統(tǒng)，外購液氨通過液氨槽車運至液氨儲存區(qū)，通過往復式卸氨壓縮機將液氨儲罐(2個)中的氣氨壓縮后送入液氨槽車，利用壓差將液氨槽車中的液氨輸送到液氨儲罐中。液氨經(jīng)蒸發(fā)器(3個)蒸發(fā)成氣氨后進入氣氨緩沖罐(2個)，氣氨通過稀釋風機(每臺鍋爐2臺)稀釋后，分別經(jīng)過2臺機組的噴氨格柵送入SCR反應器(每臺鍋爐2套)。按(NOx/NH3)1∶1的比例噴入鍋爐煙氣中的NH3在SCR反應器中催化劑的作用下與煙氣中NOx按上述化學反應式進行反應，從而達到降低排煙中NOx含量的目的。

2 空預器堵灰的原因

2.1 加裝脫銷裝置后對空預器的影響

火電機組進行SCR脫硝改造后，空預器堵灰的嚴重程度隨時間逐漸加劇，空預器嚴重堵灰的風險大大增加，同時促使冷端腐蝕情況加劇?？疹A器堵灰不僅造成空預器煙氣側(cè)、一/二次風側(cè)差壓增大、排煙溫度升高、風機電耗增加，鍋爐效率顯著下降，堵灰嚴重時還將造成風量不足、負荷受限、爐膛負壓波動大、燃燒不穩(wěn)、軸流風機失速搶風甚至被迫停運等，直接影響鍋爐運行的安全性和經(jīng)濟性。

2.2 空預器堵灰的類型

2015—2016年SCR 脫硝系統(tǒng)一直處于投運狀態(tài)，現(xiàn)舉例說明華電萊州發(fā)電有限公司SCR 脫硝系統(tǒng)投運后空預器各運行參數(shù)的變化，分析空預器堵灰情況的變化趨勢和影響因素，見表1、表2。

從表1統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以看出，5月中旬投入高硫煤后，A/B空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓都隨之升高，A/B引風機排煙溫度也升高了，主要原因還是燃煤硫分波動大，脫硝運行噴氨流場不均造成氨逃逸偏高，空預器堵灰嚴重。

從表2統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以看出，2015年12月#1鍋爐空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓均比11月份上升，此外隨著環(huán)境溫度降低，會加劇空預器堵灰現(xiàn)象，#1鍋爐空預器漏風率高，冷端腐蝕積灰因素影響也會越來越大，需及早投入二次風暖風器運行。

表1 #1機組2016年5月空預器運行參數(shù)匯總對比

表2 #1機組2015年11月和12月空預器運行參數(shù)匯總對比

空預器堵灰的類型主要有3類：硫酸氫胺型、結(jié)露型、積灰未能有效清除。在SCR脫硝改造后，硫酸氫胺型堵灰已成為主要類型。硫酸氫銨型堵灰的直接原因是黏性的液態(tài)硫酸氫銨黏附在空預器換熱元件上并黏附飛灰。硫酸氫銨型堵灰的發(fā)生有3個必要條件即氨逃逸、SO3濃度、煙氣溫度，且低溫對硫酸氫銨生成影響較大。

(1)安裝SCR脫硝裝置后，逃逸氨與硫酸反應生成硫酸氫銨和硫酸銨，硫酸氫銨在高溫時處于氣態(tài)，在低溫時變?yōu)楣虘B(tài)，但在中間溫度時(150～220 ℃)處于液態(tài)。液態(tài)的硫酸氫銨有黏性，很容易黏附在空預器的換熱元件上，造成空預器換熱元件堵塞。氨逃逸指標偏高會使空預器堵灰速度明顯加快。

(2)在脫硝催化劑的作用下，煙氣中SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率增加，即煙氣中SO3含量增加，煙氣酸露點溫度隨之升高，空預器的酸腐蝕和堵灰狀況因此加劇。以下情況尤其要注意SO3濃度對堵灰的影響：燃用貧煤或無煙煤，燃煤硫分波動大，催化劑SO3轉(zhuǎn)化率化驗值偏高[2]。

(3)加裝SCR 裝置后，煙氣通過該裝置阻力增加，造成空預器熱端壓差增加約25 %，空預器漏風率隨之增加，漏風增加降低了空預器排煙溫度，加劇了低溫腐蝕。

3 預防空預器堵灰措施

3.1 控制氨逃逸方面[3]

氨逃逸的大小對空預器阻力變化的影響：在逃逸率為0.91 mg/m3時，堵塞程度較輕，空預器阻力增加速度比較平緩；在逃逸率為2.28 mg/m3時，堵塞發(fā)展速度較快；當逃逸率為1.52～3.04 mg/m3時，11個月后可達到設計壓損的1.5倍。當逃逸率為3.04～6.07 mg/m3時，3個月后即可達到設計壓損的1.5倍。根據(jù)國內(nèi)外SCR脫硝運行經(jīng)驗，飛灰中氨含量控制在50 mg/kg以下時，說明氨逃逸率控制在安全運行范圍內(nèi)。空預器飛灰氨含量超過50 mg/kg，特別是空預器垢樣檢測結(jié)果的氨含量相當高，可以判斷機組SCR脫硝運行中噴氨量過大，導致空預器冷端硫酸氫銨沉積?？刂瓢碧右菘梢詮囊韵聨c著手。

(1)盡量控制氨逃逸在較低值運行，嚴格避免大于2.28 mg/m3的情況。在保證脫硫系統(tǒng)出口NOx排放濃度滿足環(huán)保要求的前提下，盡量降低噴氨濃度。

(2)通過燃燒調(diào)整，嚴格控制SCR進口NOx，以降低噴氨量。

(3)在低負荷、負荷變動大、磨煤機啟停和倒磨等異常工況時，加強運行調(diào)整，控制爐膛出口NOx和脫硝噴氨量不超上限值。改善低負荷時低氮燃燒的二次配風方式，加強對SCR進口NOx指標的監(jiān)督和控制，避免在低負荷時噴氨過量。

(4)避免 SCR 入口煙溫過低。低負荷及時做好煙氣擋板調(diào)整、省煤器煙氣旁路調(diào)整等，提高SCR入口煙氣溫度和脫硝效率，減輕空預器堵灰。根據(jù)試驗曲線，煙氣溫度在370～400 ℃時噴氨量比300 ℃時降低約40 %，脫硝效率提高約10 %。

(5)加強入爐煤混配摻燒管理。盡量控制入爐煤硫分在設計值范圍內(nèi)，燃煤硫分較高時，應嚴格控制氨逃逸量，適當提高排煙溫度，同時保持硫分和煤質(zhì)相對穩(wěn)定、避免大幅波動。

3.2 空預器運行參數(shù)監(jiān)視和調(diào)整

運行中應重點監(jiān)視空預器差壓、空預器冷端綜合排煙溫度、風機振動等，及時分析并進行調(diào)整。空預器壓差大于設計值上限(一般為 1.1～1.2 kPa)時，適當加強空預器吹灰次數(shù)，分析堵灰的原因并采取相應措施；空預器壓差超過設計值上限的 1.5 倍以后，堵灰速度明顯增快，壓差太高會造成風機喘振，超過1.7 kPa以上就很難沖洗，應及早采取控制措施；機組檢修開機后，空預器壓差超設計值 0.2 kPa 以上，一般為停機清理不徹底造成，在運行中更需重視空預器壓差的監(jiān)督和控制，有停機機會時徹底檢查，并徹底清理換熱元件內(nèi)部積灰。

保證空預器冷端綜合溫度。嚴格執(zhí)行暖風器投運管理規(guī)定，一般空氣預熱器綜合冷端溫度(排煙溫度與空預器入口風溫之和)低于136 ℃(具體數(shù)值按入爐煤硫分計算為準)，應及時投入暖風器運行。冬季環(huán)境溫度低，空預器冷端腐蝕和堵灰現(xiàn)象發(fā)展迅速，合理控制空預器冷段溫度可以緩解低溫腐蝕的發(fā)生。通過運行調(diào)整適當提高排煙溫度，對控制空預器堵灰有一定效果。

加強特殊工況的監(jiān)督和管理。機組啟停期間、噴氨量或氨逃逸指標異常、冬季低溫(以及換季時空氣濕度大且環(huán)境溫度低)、低負荷運行、燃煤硫份異常波動、吹灰裝置故障，是導致空預器堵灰的高發(fā)期，應加強運行管理，及時采取措施。

空預器壓差大或持續(xù)升高時，應適當增加冷端蒸汽吹灰頻次，但應注意防止換熱元件吹損。此外，應重視空預器蒸汽吹灰的現(xiàn)場檢查。蒸汽吹灰設備異常在遠程操作中不易發(fā)現(xiàn)，在堵灰原因分析時，往往被其他原因掩蓋。應定期現(xiàn)場檢查蒸汽吹灰器工作情況，重點檢查提升閥故障、行程不到位、蒸汽泄漏、蒸汽帶水、蒸汽溫度不足等問題。如存在吹灰器行程不到位、近端疏水管結(jié)構(gòu)導致疏水不暢等，應進行治理改造。

通過加強入爐煤混配摻燒管理和增加空預器吹灰頻次等方法，對比表3和表1中5月中旬空預器運行參數(shù)，A/B空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓比表1有明顯下降趨勢。

表3 #1機組2016年5月25日和5月26日空預器運行參數(shù)

3.3 投用高壓水沖洗清理堵灰[4]

對燃煤硫分高，噴氨量大，空預器易堵塞的機組，根據(jù)原有吹灰器配備情況，加裝雙介質(zhì)吹灰器及有成熟業(yè)績的在線高壓水沖洗裝置，必要時投入在線沖洗，避免嚴重堵灰造成降負荷、停爐消缺等，避免高頻次吹灰造成換熱元件吹損。

在線高壓水沖洗裝置一般控制沖洗水壓力2 832 MPa、水流量145 210 kg/min，水源應滿足水量和水質(zhì)要求，可選用連排水、定排水、工業(yè)水、生活水等，不能用循環(huán)水，保證沖洗水泵入口壓力不低于設計值。在線高壓水沖洗應選擇在75%～90%負荷段之間進行。應提高排煙溫度，減少噴氨量、氨逃逸率，以提高沖洗效果。沖洗過程中，通過觀察沖洗水泵的回水量判斷噴嘴工作情況，注意防止噴嘴堵塞、脫落及槍管泄漏等情況。

空預器堵塞嚴重且在線沖洗效果不明顯時，可半邊隔離后進行高壓水連續(xù)沖洗，防止新增積灰，提高清灰效果。堵塞嚴重的空預器，如果連續(xù)幾天高壓在線沖洗后沒有明顯效果，應停機檢修時進行高壓離線水沖洗或?qū)嵤┗瘜W清洗。水沖洗后，空氣預熱器應徹底干燥，以防空氣預熱器再次投運后發(fā)生腐蝕堵灰。

機組停機時，也可利用高壓水沖洗裝置清洗空預器，節(jié)約費用，提高效率。

3.4 脫硝系統(tǒng)噴氨優(yōu)化和改造

3.4.1 脫硝噴氨格柵的優(yōu)化改造

根據(jù) SCR反應器內(nèi)氨氮摩爾比分布測試情況，對噴氨格柵進行必要的改進，在各負荷段更好的保持氨氮摩爾比的均勻性。噴氨格柵噴嘴易發(fā)生部分堵塞的情況，應分析堵塞原因采取改進措施，必要時加裝吹掃裝置。

3.4.2 脫硝吹灰裝置優(yōu)化

脫硝催化劑頻繁發(fā)生積灰、堵灰的情況，需加強對 SCR吹灰器的檢查維護，保證吹灰效果。在聲波吹灰不能有效覆蓋催化劑通道時，在相應位置安裝聲波吹灰器，或調(diào)試投用脫硝蒸汽吹灰，并注意杜絕蒸汽帶水的發(fā)生。

分別對2臺機組進行煙氣超低排放改造，脫硝改造增加原備用層催化劑，催化劑形式仍采用蜂窩式催化劑，增加量為460 m3，對相關(guān)熱控和電氣設備進行改造，對原有設備進行恢復性檢修，改造后煙囪入口NOx排放濃度由小于75 mg/m3(標態(tài)，O2=6%)降低為小于50 mg/m3(標態(tài)，O2=6%)。

4 結(jié)束語

空預器堵灰嚴重影響鍋爐運行的安全性和經(jīng)濟性，本文通過分析SCR脫硝裝置投運后對空預器造成腐蝕和堵灰的原因，并提出一些預防措施，通過數(shù)據(jù)對比，效果顯著，保證了機組安全經(jīng)濟穩(wěn)定運行。

[1]華電萊州發(fā)電有限公司.1 000 MW機組集控運行規(guī)程[Z].萊州：華電萊州發(fā)電有限公司,2015.

[2]馮志華,常麗萍,任軍,等.煤熱解過程中氮的分配及存在形態(tài)的研究進展[J].煤炭轉(zhuǎn)化,2000,23(3):6-12.

[3]趙惠富.污染氣體NOx的形成和控制[M].科學出版社,1993.

[4]鄭博文.脫硝系統(tǒng)運行與防止空預器堵塞[J].科技與創(chuàng)新，2014(14)：22-23.

X 773

B

1674-1951(2017)12-0056-03

2017-08-02；

2017-11-20

(本文責編：齊琳)

李紹剛(1982—)，男，山東曲阜人，工程師，工學碩士，從事電廠運行方面的工作(E-mail:15153577692@139.com)。韓麗娜(1985—)，女，山東濟南人，工程師，工學碩士，從事電廠運行方面的工作(E-mail:lina0904@163.com)。