周申明，方 陽，張文爭，付文勝

（貴州粵黔電力有限責(zé)任公司，貴州 六盤水 553505）

某廠4號爐空預(yù)器由豪頓華工程有限公司生產(chǎn)，型號為32VNT1800（300）三分倉容克式空氣預(yù)熱器，蓄熱原件高度自上而下分別為700mm、300mm、800mm，轉(zhuǎn)子直徑14800mm，空預(yù)器煙氣側(cè)壓差設(shè)計值為1088Pa。

自2013年9月脫硝改造投運以來，空預(yù)器蓄熱元件堵塞嚴(yán)重，額定工況下，煙氣側(cè)差壓在運行一個月達(dá)到3.5kPa。連續(xù)運行3個月后，煙氣側(cè)差壓將達(dá)到5kPa以上，不但風(fēng)機(jī)電耗大幅上升，且鍋爐氧量不足，機(jī)組無法帶滿負(fù)荷。

1 空預(yù)器蓄熱元件堵塞原因分析

脫硝改造后空預(yù)器蓄熱元件堵塞主要原因是SCR脫硝反應(yīng)逃逸NH3和煙氣中SO3和H2O形成硫酸氫銨，對空氣預(yù)熱器低溫段形成堵塞和腐蝕，SCR 脫硝催化劑也會將部分SO2轉(zhuǎn)化為SO3，加劇低溫段腐蝕和堵塞。當(dāng)冷端綜合溫度低于廠家推薦值，燃煤硫份高于設(shè)計值，硫酸氫氨生成區(qū)將進(jìn)一步上移，造成ABS區(qū)域跨層，不易吹掃。

其次，采用三段式蓄熱元件結(jié)構(gòu)造成中溫段和冷端元件層與層之間的橫向間隙是吹灰器垂直吹掃介質(zhì)難以清掃的部位，容易堆積灰渣、影響運行阻力、誘發(fā)硫酸氫銨粘附和堵塞。

另外，空預(yù)器蒸汽吹灰參數(shù)達(dá)不到廠家設(shè)定值，影響吹灰效果，吹灰蒸汽過熱度不足還會造成蓄熱元件損壞，使用壽命降低。

1.1 硫酸氫氨在脫硝過程中的產(chǎn)生機(jī)理及其對空預(yù)器蓄熱元件堵塞的影響

由于燃煤中硫的存在，燃煤在爐內(nèi)燃燒過程中在溫度的作用下，必然要產(chǎn)生SO2和SO3，而SO2一方面在灰中成分V2O5和鐵質(zhì)物質(zhì)的作用下，有部分要氧化為SO3，另一方面煙氣中SO2經(jīng)過脫硝塔時在催化劑中V2O5的作用下也有部分生成為SO3。并且SO3的生成量隨著燃煤中硫含量的升高和脫硝塔中催化劑的層數(shù)的增加而升高；還有在脫硝過程中，由于NH3的逃逸是客觀存在的，它在一定溫度下與SO3形成硫酸氫氨，其反應(yīng)式如下：

硫酸氫氨在不同的溫度下分別呈現(xiàn)氣態(tài)、液態(tài)、顆粒狀。對于燃煤機(jī)組，煙氣中飛灰含量較高時，硫酸氫氨在146℃~207℃溫度范圍內(nèi)為液態(tài)，但隨著SO3含量和氨逃逸量的增加，液態(tài)硫酸氫氨的溫度范圍要上升，同時對于無暖風(fēng)器，在無法滿足空預(yù)器冷端綜合溫度時，隨著環(huán)境溫度的變化和機(jī)組負(fù)荷變化，造成鍋爐排煙溫度變化后，液態(tài)硫酸氫氨的沉積帶區(qū)域也將發(fā)生不同的變化，即隨著環(huán)境溫度的降低和機(jī)組負(fù)荷的降低，鍋爐排煙溫度必將降低，此時液態(tài)硫酸氫氨沉積帶將上移，反之將下移。這個區(qū)域被稱為ABS區(qū)域。

氣態(tài)或顆粒狀液體狀硫酸氫氨會隨著煙氣流經(jīng)預(yù)熱器，不會對預(yù)熱器產(chǎn)生影響。相反，液態(tài)硫酸氫氨捕捉飛灰能力極強(qiáng)，會與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合，附著于預(yù)熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，造成預(yù)熱器的腐蝕、堵灰等，進(jìn)而影響預(yù)熱器的換熱及機(jī)組的正常運行。硫酸氫氨的反應(yīng)速率主要與溫度、煙氣中的NH3、SO3及H2O濃度有關(guān)。為此，應(yīng)嚴(yán)格控制SO2→SO3的轉(zhuǎn)化率及SCR出口的NH3的逃逸率。

通過在線監(jiān)測數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，該廠4號爐SCR脫硝系統(tǒng)氨逃逸高達(dá)5ppm以上，硫酸氫銨生成量較大，空預(yù)器蓄熱元件易造成硫酸氫氨堵塞，導(dǎo)致空預(yù)器運行壓差高。

1.2 空預(yù)器蓄熱元件布置方式對蓄熱元件堵塞的影響

該廠4號爐空預(yù)器由豪頓華工程有限公司生產(chǎn)，蓄熱原件高度自上而下分別為700mm、300mm、800mm，三段式布置方式，這種換熱元件布置的初衷是在冷端布置全封閉、大通道的換熱元件，以利于吹灰蒸汽將硫酸凝結(jié)生成的灰垢清除，同時將SCR噴氨后生成的硫酸氫銨液態(tài)沉積帶控制在較高的中溫端，以避免出現(xiàn)跨層現(xiàn)象，使吹掃介質(zhì)的能量發(fā)生衰減。在實際運行中我們發(fā)現(xiàn)，冷端換熱元件確實起到了防止硫酸凝結(jié)產(chǎn)生的堵灰現(xiàn)象。下面的照片是4號爐在2014年3月份停爐檢修期間，在離線清洗前拍攝的?？梢钥吹嚼涠藫Q熱元件非常干凈，而且潔凈的高度也較高，這說明冷端換熱元件在蒸汽吹掃的作用下對硫酸凝結(jié)堵灰解決得較好。

圖1 空預(yù)器蓄熱元件布置

圖2 冷端換熱元件堵灰現(xiàn)象

但4號爐空預(yù)器阻力卻一直居高不下，而且在2014年1月用30Mpa的高壓水泵沖洗了約一周時間，空預(yù)器阻力也沒有出現(xiàn)明顯的下降現(xiàn)象。我們分析空預(yù)器內(nèi)出現(xiàn)了硫酸氫銨液態(tài)沉積帶跨層的現(xiàn)象，雖然最初設(shè)計時考慮硫酸氫銨將沉積在中溫端不會跨層，但實際運行時由于冬季溫度低，入口風(fēng)溫也低，加之低負(fù)荷時入口煙溫也低，這些因素都會造成硫酸氫銨沉積帶下移，從而跨入與冷端換熱元件的層間。在這一層間，硫酸氫銨是連通的，由于其本身具有粘性，即使被高壓水射流打穿，之后仍會連接在一起，使高壓水沖洗不見效果。

1.3 空預(yù)器吹灰蒸汽系統(tǒng)存在的問題

該廠4號爐空預(yù)器吹灰汽源由后屏過熱器出口集箱引出，空預(yù)器說明書要求吹灰器閥前蒸汽壓力1.5 Mpa，吹灰蒸汽壓力0.93Mpa~1.07 Mpa，吹灰器蒸汽疏水溫度350℃，疏水溫度300℃~350℃；先吹冷端在吹熱端，推薦每8小時吹灰一次，吹灰頻次可以根據(jù)空預(yù)器實際運行情況調(diào)整。

通過查找，該廠空預(yù)器吹灰蒸汽系統(tǒng)主要存在以下問題：①蒸汽吹灰母管蒸汽減壓閥閥后壓力設(shè)定值為1.5 Mpa ，但是吹灰母管減壓閥不能自動調(diào)節(jié)壓力，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷或者吹灰蒸汽耗汽量發(fā)生變化后減壓閥后壓力不能維持在設(shè)定值，安全閥頻繁發(fā)生起跳（起跳值4.0 Mpa），過高的蒸汽壓力會加劇蓄熱元件吹損；反之，機(jī)組低負(fù)荷運行時，吹灰蒸汽壓力值達(dá)不到設(shè)計值，影響吹灰效果。②空預(yù)器吹灰蒸汽疏水母管原設(shè)計管徑25mm，疏水時間較長；通過實驗，空預(yù)器吹灰蒸汽疏水時間70分鐘后疏水溫度為230℃,疏水時間太長，熱量損失大。③空預(yù)器蒸汽吹灰疏水溫度沒有遠(yuǎn)傳至DCS畫面，不便于觀察疏水溫度，存在疏水不徹底或未疏水即投入空預(yù)器吹灰的情況，蒸汽帶水導(dǎo)致蓄熱元件吹損嚴(yán)重。④空預(yù)器蒸汽吹灰提升閥沒有安裝就地壓力表及溫度表，不便于觀察實際吹灰蒸汽壓力及溫度。

2 優(yōu)化脫硝塔流場設(shè)計降低氨逃逸

參照DL/T1418-2015火電廠煙氣脫硝技術(shù)導(dǎo)則及相關(guān)規(guī)定，SCR系統(tǒng)流場相關(guān)設(shè)計要求如下：①首層催化劑上游斷面速度分布均勻：相對標(biāo)準(zhǔn)偏差小于15%；②首層催化劑上游斷面氨濃度分布均勻：相對標(biāo)準(zhǔn)偏差小于5%；③首層催化劑上游斷面煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）小于±10°；④首層催化劑上游斷面溫度偏差小于±10℃；⑤空預(yù)器上游斷面速度分布均勻：相對標(biāo)準(zhǔn)偏差小于15%；⑥空預(yù)器上游斷面煙氣入射角度（與垂直方向的夾角）小于±10°。

2.1 改造前脫硝塔流場相關(guān)指標(biāo)情況

改造前SCR 脫硝系統(tǒng)共布置有三層催化劑，初裝二層，即2+1模式，噴氨及混合裝置由5支噴氨管和5個圓盤構(gòu)成，三維模型見下圖，通過對100%BMCR工況進(jìn)行流場數(shù)值模擬，結(jié)果如下：

圖3 流場優(yōu)化前三維模型圖

2.1.1 速度分布

（1）噴氨管下游斷面速度分布極差，噴氨區(qū)域的流場處于極度混亂狀態(tài)，不利于氨濃度均勻分布。

（2）首層催化劑上游斷面速度分布均勻性差，斷面存在明顯的高速區(qū)，最大速度達(dá)到10.5m/s，這容易造成催化劑的磨損，速度相對標(biāo)準(zhǔn)偏差值為18.8%。

（3）空預(yù)器上游轉(zhuǎn)彎煙道處存在明顯的渦流區(qū)，造成空預(yù)器上游斷面速度分布均勻性差，存在明顯的高速區(qū)，最大速度達(dá)到26.1m/s，這容易造成蓄熱元件的磨損，空預(yù)器上游斷面速度相對標(biāo)準(zhǔn)偏差值為25.9%。

2.1.2 濃度分布

首層催化劑上游的氨濃度分布不均勻，相對標(biāo)準(zhǔn)偏差為26.9%，不能達(dá)到小于5%的設(shè)計要求，存在因氨/氮混合效果較差所帶來的脫硝效率低和氨逃逸量大的隱患。造成首層催化劑上游氨濃度分布不均勻的主要原因有兩點。

（1）噴氨區(qū)域煙氣速度分布不均勻。

（2）噴氨口數(shù)量太少，噴氨過于集中，并且混合器間距大、混合效果差。

2.1.3 溫度分布

首層催化劑上游斷面溫度分布均勻，溫度偏差在4℃以內(nèi)。由于在氨氮混合過程中，氨氣會通過熱傳遞吸收煙氣中的部分熱量，故煙氣經(jīng)過噴氨區(qū)域后，煙氣的溫度會有所下降。

2.1.4 煙氣入射角

首層催化劑上游煙氣速度矢量與豎直方向的夾角最大值為36.0°，不能達(dá)到煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）小于10°的技術(shù)要求。

空預(yù)器上游煙氣速度矢量與豎直方向的夾角最大值為67.3°，也不能達(dá)到煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）小于10°的技術(shù)要求。

由以上模擬結(jié)果可知，SCR 脫硝裝置的速度分布、氨濃度分布和溫度分布都不能達(dá)到設(shè)計要求，存在因氨/氮混合效果較差、速度偏差大所帶來的脫硝效率低和氨逃逸量大的隱患；同時，空預(yù)器上游轉(zhuǎn)彎煙道處流場差，不利于空預(yù)器發(fā)揮最佳換熱性能。

2.2 脫硝塔流場優(yōu)化方案及效果

采用數(shù)值模擬和物模試驗相結(jié)合的方法對SCR系統(tǒng)流場進(jìn)行CFD數(shù)值模擬研究，對導(dǎo)流板等部件的結(jié)構(gòu)和布置進(jìn)行優(yōu)化，通過多次分析調(diào)整，形成SCR脫硝系統(tǒng)流場的優(yōu)化方案。

2.2.1 脫硝塔流場優(yōu)化方案

①在省煤器出口水平變徑煙道處，增設(shè)導(dǎo)流板；②在噴氨格柵上游轉(zhuǎn)彎煙道處，拆除原有導(dǎo)流板，去除縱向固定板，調(diào)整后重新安裝；③在噴氨格柵上游變徑煙道處，增設(shè)兩塊導(dǎo)流板；④拆除原有噴氨管及圓盤混合器，重新安裝新噴氨格柵；⑤在新噴氨格柵下游處，增設(shè)圓盤混合器，以強(qiáng)化氨氮的混合作用；⑥在整流格柵上游轉(zhuǎn)彎煙道處，增設(shè)導(dǎo)流板；⑦在整流格柵上游傾斜煙道處，增設(shè)阻流板；⑧在SCR出口轉(zhuǎn)彎煙道處，拆除原有導(dǎo)流板；⑨在空預(yù)器上游轉(zhuǎn)彎煙道處，增設(shè)導(dǎo)流板；⑩在空預(yù)器上游變徑煙道處，增設(shè)導(dǎo)流板；在空預(yù)器上游處，增設(shè)導(dǎo)流板。

圖4 流場優(yōu)化后的三維模型圖

2.2.2 脫硝塔流場優(yōu)化效果

2017年9月，通過第三方專業(yè)檢測機(jī)構(gòu)測試相關(guān)數(shù)據(jù)如下表：

表1 4號爐SCR性能測試結(jié)果

從上表可以看出SCR脫硝系統(tǒng)流場優(yōu)化后各項指標(biāo)滿足DL/T1418-2015火電廠煙氣脫硝技術(shù)導(dǎo)則要求，尤其是氨逃逸下降較多，大大降低了硫酸氫銨產(chǎn)生量，緩解了空預(yù)器蓄熱元件堵塞。

3 空預(yù)器蓄熱元件布置方式由三段式改為兩段式布置

通過到周邊空預(yù)器運行情況良好的興義、桐梓、茶園等同樣使用高硫份煤種電廠的考察，并對比運行情況稍好的該廠1、2號爐空預(yù)器的結(jié)構(gòu)形式，發(fā)現(xiàn)未發(fā)生空預(yù)器堵塞的高硫分燃煤電廠，其空預(yù)器蓄熱元件布置均是兩層結(jié)構(gòu)，其冷端約1100mm~1200mm，硫酸氫銨不發(fā)生跨層分布，空預(yù)器吹灰效果較好。因此，專業(yè)討論決定4號爐空預(yù)器采用兩段式蓄熱元件布置方式。

通過空預(yù)器性能計算，機(jī)組在50%BMCR負(fù)荷運行時，硫酸氫銨沉積帶分布在冷端蓄熱元件0mm~1050mm蓄熱元件區(qū)域，為保證各種負(fù)荷下硫酸氫銨堵灰區(qū)完全處在冷端蓄熱元件中，并留有安全裕量，冷端蓄熱元件高度采用1200mm 的大通道L型波形，熱端蓄熱元件采用800mm的高效換熱波形。2017年1月，4號爐空預(yù)器蓄熱元件改為兩段式結(jié)構(gòu)工作完成。

2017年9月，4號爐空預(yù)器累計運行2個月后第三方性能測試，100%BMCR工況下，空預(yù)器煙氣側(cè)壓差1.27kPa,達(dá)到預(yù)期效果。

4 空預(yù)器吹灰蒸汽系統(tǒng)治理

針對空預(yù)器吹灰系統(tǒng)主要存在的問題，主要做了如下工作：

（1）對空預(yù)器吹灰蒸汽減壓閥執(zhí)行機(jī)構(gòu)進(jìn)行換型改造，實現(xiàn)空預(yù)器吹灰蒸汽壓力能夠自動跟蹤調(diào)節(jié)，保證吹灰蒸汽壓力達(dá)到廠家推薦值。

（2）空預(yù)器蒸汽吹灰母管管徑改為60mm，提高疏水能力，縮短疏水時間。

（3）空預(yù)器蒸汽吹灰疏水溫度設(shè)定啟閉值，當(dāng)疏水溫度達(dá)到設(shè)定值后方可關(guān)閉空預(yù)器吹灰蒸汽疏水門，進(jìn)而投入空預(yù)器蒸汽吹灰，保證吹灰蒸汽有一定的過熱度。

（4）將空預(yù)器蒸汽吹灰疏水溫度遠(yuǎn)傳至DCS畫面，每個提升閥安裝就地壓力表與溫度表，便于觀察吹灰蒸汽參數(shù)是否符合廠家推薦值。

5 處理效果及經(jīng)濟(jì)效益分析

通過對SCR脫硝系統(tǒng)流場優(yōu)化及噴氨格柵改造，氨逃逸顯著下降，同時兩段式蓄熱元件布置方式避免了硫酸氫銨跨層分布，空預(yù)器吹灰系統(tǒng)的治理確保了吹灰效果。

2017年9月，4號爐空預(yù)器累計運行2個月后第三方性能測試，100%BMCR工況下，空預(yù)器煙氣側(cè)壓差1.27kPa,達(dá)到預(yù)期效果。

考慮空預(yù)器長期運行空預(yù)器差壓會進(jìn)一步上漲，按照100%BMCR工況下空預(yù)器煙氣側(cè)壓差維持在1.8kPa進(jìn)行空預(yù)器改造前后經(jīng)濟(jì)效益對比，煙氣側(cè)差壓較改造前下降1.7kPa，引風(fēng)機(jī)煙氣流量按2150000Nm3/h,機(jī)組年運行小時4500h計算，則年節(jié)約

2150000/3600*1700*0.97/1000/0.82/0.98*4500=55 14792kWh

每千瓦時按0.3517元計算，則年節(jié)約生產(chǎn)成本：5514792*0.3517=1939552元。

[1]貴州粵黔電力有限責(zé)任公司3、4號爐空預(yù)器運行維護(hù)使用手冊.

[2]貴州粵黔電力有限責(zé)任公司運行規(guī)程.

[3]粵黔電力有限責(zé)任公司4號機(jī)脫硝裝置超低排放改造性能驗收報告.

[4]貴州粵黔電力有限責(zé)任公司3、4號機(jī)組SCR脫硝超低改造工程流場CFD模擬及物模試驗報告.