摘要：燃煤機(jī)組在超低排放改造后，SCR煙氣脫硝系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)造成空預(yù)器堵塞，嚴(yán)重影響機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行，通過研究造成空預(yù)器堵塞的根本原因，提出對(duì)策和預(yù)防措施，解決了空預(yù)器堵塞問題。

0 引言

隨著國(guó)家對(duì)環(huán)保指標(biāo)的標(biāo)準(zhǔn)值進(jìn)一步提高，火力發(fā)電機(jī)組都進(jìn)行了超低排放改造，環(huán)保指標(biāo)達(dá)到了2015 年環(huán)保部的標(biāo)準(zhǔn)值。針對(duì)氮氧化物（NOX），大部分電廠采用的是選擇性催化還原脫銷方法（SCR），在SCR化學(xué)反應(yīng)結(jié)束后，反應(yīng)過剩的還原劑NH3會(huì)在空預(yù)器中和三氧化硫（SO3）以及氮氧化物（NOX）反應(yīng)生成硫酸氫氨（NH4HSO4），硫酸氫氨在一定條件下以液態(tài)形式粘附在空預(yù)器扇形板上，再粘附積灰，時(shí)間久了形成板結(jié)，造成空預(yù)器堵塞，嚴(yán)重影響機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行。

2016 年貴溪三期兩臺(tái)640 MW機(jī)組進(jìn)行了超低排放改造，空預(yù)器差壓逐漸升高，見圖1。至2017 年8月，1 號(hào)爐空預(yù)器差壓最高達(dá)2 540 Pa，造成風(fēng)機(jī)頻繁失速，機(jī)組被迫降負(fù)荷運(yùn)行。

1 空預(yù)器堵塞機(jī)理分析

1.1 脫硝機(jī)理

圖2 為SCR 脫硝機(jī)理：利用催化劑和NH3 等還原劑與煙霧中的NO或者NO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成N2和H2O，SCR 化學(xué)反應(yīng)式如下：

4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O

4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O

1.2 硫酸氫氨生成機(jī)理

鍋爐尾部煙氣脫硝過程中逃逸的NH3與SO3反應(yīng)生成硫酸氫氨（NH4HSO4），硫酸氫氨在146～207 ℃內(nèi)為液態(tài)，液態(tài)NH4HSO4對(duì)飛灰的吸附能力極強(qiáng)，很容易與鍋爐煙氣含有的飛灰粒子相結(jié)合，然后吸附空預(yù)器表面沉積成灰甚至板結(jié)，造成空預(yù)器被積灰腐蝕和堵塞。發(fā)生的化學(xué)反應(yīng)為：

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4

1.3 空預(yù)器堵塞物化學(xué)分析

利用停機(jī)機(jī)會(huì)取出空預(yù)器波紋板上堵塞物進(jìn)行化驗(yàn)分析，結(jié)果顯示絕大部分是硫酸氫氨，見圖3。

2 空預(yù)器堵塞原因研究

2.1 煤質(zhì)影響

因煤價(jià)上漲，火電機(jī)組經(jīng)營(yíng)形式嚴(yán)峻，很多電廠為了降低煤價(jià)，都不同程度的摻燒了劣質(zhì)煤和高硫煤。因酸露點(diǎn)溫度與煤的折算硫份的立方根成正比，當(dāng)入爐煤的硫份增加時(shí)，酸露點(diǎn)溫度升高，增加了SO3濃度對(duì)空預(yù)器的影響，空預(yù)器冷端金屬表面腐蝕加重，空預(yù)器差壓上升。

2.2 氨逃逸率影響

鍋爐的噴氨量過大，造成氨逃逸率高。過量的氨氣與煙氣中的SO3、水蒸氣反應(yīng)，生成硫酸氨及硫酸氫氨（ABS）凝結(jié)物：NH3+SO3+H2O=NH4HSO4。實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果：若煙氣中氣體氨的負(fù)荷體積分?jǐn)?shù)小于1 mL/m3 時(shí)，發(fā)生反應(yīng)的機(jī)會(huì)很小，生成NH4HSO4含量也很小，堵塞情況就不嚴(yán)重。如果氨氣的體積分?jǐn)?shù)達(dá)到了2 mL/m3，則空預(yù)器運(yùn)行超過半年就會(huì)堵塞嚴(yán)重，空預(yù)器排煙阻力會(huì)增加30% 左右。當(dāng)氨氣體積分?jǐn)?shù)達(dá)到3 mL/m3 時(shí)，阻力會(huì)增加到50% ，這樣會(huì)給引風(fēng)機(jī)帶來嚴(yán)重的影響。

2.3 空預(yù)器本體溫度影響

硫酸氫氨其物理性質(zhì)在決定了其在146～207 ℃之間呈液態(tài)，極具腐蝕性和黏結(jié)性，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熔鹽狀的機(jī)會(huì)，造成空預(yù)器腐蝕、堵灰，使空預(yù)器差壓上升。火電機(jī)組鍋爐排煙溫度一般設(shè)計(jì)值在120 ℃左右，但是實(shí)際運(yùn)行區(qū)間在100～160 ℃之間，正好有部分溫度在硫酸氫氨液態(tài)區(qū)間，因此，空預(yù)器的排煙溫度的控制非常重要。

2.4 吹灰動(dòng)力不足影響

吹灰的作用是及時(shí)清除空預(yù)器受熱面上的積灰和硫酸氫氨板結(jié)物，但是對(duì)壓力和過熱度都有明確的要求，如果吹灰壓力低、吹灰時(shí)間短會(huì)造成空預(yù)器積灰不易吹盡，吹灰蒸汽溫度低又會(huì)造成蒸汽帶水，減弱吹灰效果。如果受熱面積灰不能及時(shí)清除，時(shí)間長(zhǎng)了就會(huì)造成板結(jié)，空預(yù)器差壓迅速增大。

2.5 噴氨控制不佳

在對(duì)氨逃逸率管理上，對(duì)噴氨量調(diào)節(jié)邏輯進(jìn)行優(yōu)化，將NH3逃逸和NOX參數(shù)共同參與噴氨量的閉環(huán)調(diào)節(jié)，更好的控制脫銷系統(tǒng)的運(yùn)行。

在標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)回路中，煙氣流量值通過鍋爐負(fù)荷（或鍋爐總風(fēng)量）換算，非實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，且反應(yīng)器內(nèi)的煙氣量不均勻，導(dǎo)致理論計(jì)算在一定程度上失準(zhǔn)。加上SCR 反應(yīng)器入口、出口NOX濃度均為CEMS 表計(jì)實(shí)測(cè)，數(shù)據(jù)采集存在一定的滯后性，且CMES表計(jì)測(cè)量存在一定程度的誤差，煙氣分布不均也會(huì)導(dǎo)致CMES儀表的取樣測(cè)點(diǎn)不具備代表性。由于以上的原因，導(dǎo)致噴氨量自動(dòng)調(diào)節(jié)準(zhǔn)確性降低。

采用網(wǎng)格法在SCR 反應(yīng)器進(jìn)出口截面測(cè)量NOx、O2濃度分布規(guī)律及出口氨逃逸分布，從圖4 中測(cè)試數(shù)據(jù)來看三種工況呈相同的規(guī)律：

1）反應(yīng)器進(jìn)口NOx濃度分布均勻性較好，反應(yīng)

器出口NOx濃度分布相對(duì)標(biāo)準(zhǔn)偏差大，呈鍋爐兩側(cè)小，中間大的趨勢(shì)。

2）SCR系統(tǒng)入口噴氨格柵閥門開度不合理導(dǎo)致實(shí)際運(yùn)行噴氨量與NOx濃度分布匹配較差，個(gè)別測(cè)孔氨逃逸超標(biāo)，造成空預(yù)器腐蝕、堵灰，使空預(yù)器差壓上升。

3 空預(yù)器堵塞解決方案

經(jīng)過空預(yù)器堵塞的原因研究，提出一系列對(duì)策，從根本上降低或者杜絕空預(yù)器堵塞情況的發(fā)生。

3.1 合理配煤

盡可能保持單一煤種，在必須進(jìn)行高硫煤摻燒過程中，保持六臺(tái)磨煤機(jī)的折算硫份總數(shù)不大于7%，保證不抬高硫酸氫氨的酸露點(diǎn)。

3.2 噴氨系統(tǒng)優(yōu)化

3.2.1 脫硝系統(tǒng)噴氨優(yōu)化試驗(yàn)

通過試驗(yàn)了解反應(yīng)器進(jìn)出口的煙氣速度場(chǎng)和NOX濃度分布場(chǎng)的偏差情況，再通過調(diào)整AIG氨噴嘴調(diào)節(jié)閥，在最大程度上改善噴氨系統(tǒng)的流量分配不均問題，消除SCR出口NH3及NOX分布不均及局部超標(biāo)的情況，掌握脫硝裝置最大性能出力，以實(shí)現(xiàn)機(jī)組在不同運(yùn)行負(fù)荷下，脫硝效率合理、NOx排放濃度達(dá)標(biāo)及氨逃逸濃度最低的最佳控制，提高脫硝裝置后續(xù)運(yùn)行可靠性與穩(wěn)定性，降低對(duì)后續(xù)空預(yù)器的不利影響。

下圖是對(duì)1 號(hào)爐的脫硝噴氨格柵做了AIG 優(yōu)化試驗(yàn)，根據(jù)摸底試驗(yàn)得出的出口NOx濃度分布規(guī)律調(diào)節(jié)進(jìn)口閥門開度，同時(shí)在A、B 側(cè)反應(yīng)器出口測(cè)量NOx、O2濃度，依次觀察出口NOx分布情況，測(cè)試優(yōu)化結(jié)果見圖5。

圖5 優(yōu)化后脫硝系統(tǒng)進(jìn)、出口NOx濃度分布圖優(yōu)化后，因噴氨不均造成的個(gè)別孔氨逃逸高的現(xiàn)象得到改善且均小于3 ppm。

3.2.2 NOX排放值指標(biāo)競(jìng)賽方案優(yōu)化

在確保環(huán)保指標(biāo)不超標(biāo)的前提下，指標(biāo)競(jìng)賽方案修改為NOx 排放值控制在40 mmg/Nm3每高或者低1 mmg/Nm3進(jìn)行等比例扣分。

通過指標(biāo)競(jìng)賽方案修訂，NOX 月平均值控制40 mmg/Nm3左右，氨逃逸率得到明顯改善。

3.3 硫酸氫氨氣化試驗(yàn)

火電廠排煙溫度設(shè)計(jì)值在120 ℃左右，實(shí)際值在100～160℃之間，恰好在硫酸氫氨液化之間的溫度，也就是空預(yù)器堵塞的區(qū)間，從抽出的空預(yù)器元件來看，空預(yù)器堵塞集中在中間區(qū)域，而在熱端和冷端之間沒有發(fā)生堵塞，只要空預(yù)器冷端溫度達(dá)到220 ℃，硫酸氫氨將由液態(tài)轉(zhuǎn)換成氣態(tài)隨煙氣排走，因此通過試驗(yàn)提高排煙溫度解決空預(yù)器堵塞是可行的。

具體操作步驟如下：

1）通知除塵脫硝和脫硫崗位準(zhǔn)備試驗(yàn)。

2）機(jī)組負(fù)荷控制在400 MW～550 MW之間。

3）關(guān)閉送風(fēng)機(jī)聯(lián)絡(luò)電動(dòng)門。

4）逐漸關(guān)小單側(cè)送風(fēng)機(jī)動(dòng)葉或者變頻器頻率，增大同側(cè)引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開度，適當(dāng)關(guān)小同側(cè)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，觀察該側(cè)排煙溫度上升，直至上升到220 ℃，保持連續(xù)運(yùn)行8 h。

5）一側(cè)升溫結(jié)束后，恢復(fù)該側(cè)風(fēng)機(jī)出力。

6）用同樣的方法進(jìn)行另一側(cè)的升溫氣化試驗(yàn)。

7）試驗(yàn)期間若有設(shè)備異?；蛘邫C(jī)組負(fù)荷大幅變化立即終止該試驗(yàn)。

因本單位采用電袋除塵器，排煙溫度大于180 ℃會(huì)造成布袋出現(xiàn)糊袋現(xiàn)象，所以硫酸氫氨氣化試驗(yàn)進(jìn)行到排煙溫度達(dá)到175 ℃時(shí)保持不再升溫，故試驗(yàn)后空預(yù)器差壓降低效果不明顯。

3.4 空預(yù)器在線清洗

空預(yù)器差壓高到嚴(yán)重影響機(jī)組安全運(yùn)行，且采取其他措施無效的情況下，采用空預(yù)器在線沖洗。

3.4.1 具體步驟如下

1）接好高壓水沖洗管道，隔離空預(yù)器吹灰汽源。

2）打開高壓水泵進(jìn)口手動(dòng)門與沖洗側(cè)的空預(yù)器相對(duì)應(yīng)的出水閥門，使工業(yè)水進(jìn)入泵體，從吹灰器高壓水槍管排除。

3）空載情況下啟動(dòng)水泵，運(yùn)行5～15 min，全面檢查無異常。

4）逐漸升壓至工作壓力（1.8 MPa），運(yùn)行吹灰器進(jìn)行吹掃。

5）高壓水沖洗結(jié)束后，利用調(diào)壓閥，將水泵降出力至空載，降壓要緩慢，停止水泵電機(jī)，檢查管路中無剩余壓力。

3.4.2 空預(yù)器沖洗過程中可能發(fā)生的故障

1）空預(yù)器冷端換熱元件發(fā)生不均勻脹縮，空預(yù)器發(fā)生卡澀，嚴(yán)重時(shí)造成空預(yù)器跳閘。

2）空預(yù)器出口煙溫降低，低溫腐蝕增加，出口一二次風(fēng)溫降低。

3）煙氣中飛灰因濕度增大，電袋除塵差壓增大，布袋板結(jié)。

4）飛灰濕度增大，空預(yù)器底部灰斗積灰增多。

5）空預(yù)器熱態(tài)沖洗，會(huì)產(chǎn)生較大的轉(zhuǎn)子溫度應(yīng)力，可能出現(xiàn)嚴(yán)重變形不可恢復(fù)。

3.4.3 沖洗過程中的事故預(yù)想

1）沖洗過程中嚴(yán)密監(jiān)視空預(yù)器電流、煙氣側(cè)壓降、煙氣側(cè)出口溫度、電袋除塵器進(jìn)出口壓差、引風(fēng)機(jī)電流等運(yùn)行參數(shù)，維持一次風(fēng)機(jī)出口壓力穩(wěn)定。

2） 運(yùn)行中空預(yù)器電流達(dá)到18 A 時(shí)，立即停止沖洗。

3）嚴(yán)密監(jiān)視空預(yù)器差壓，若差壓增大立即停止沖洗。

本廠考慮到布袋除塵器運(yùn)行中不能受潮，避免布袋板結(jié)，故沒有采用該方法。

3.5 優(yōu)化吹灰方式

針對(duì)硫酸氫氨板結(jié)的情況，將吹灰參數(shù)修改為熱端吹灰蒸汽壓力控制在0.7～0.8 MPa，蒸汽溫度大于350 ℃，過熱度150 ℃，吹灰前要充分疏水900 s。冷端吹灰蒸汽壓力控制在1.2～1.37 MPa，蒸汽溫度大于350 ℃，過熱度150 ℃，吹灰前要充分疏水900 s，時(shí)間上冷端吹灰時(shí)間為40 min。每周可根據(jù)差壓情況增加空預(yù)器吹灰時(shí)間。

通過吹灰參數(shù)的優(yōu)化、吹灰時(shí)間的延長(zhǎng)，持續(xù)一段時(shí)間后，本單位空預(yù)器差壓出現(xiàn)明顯下降，引風(fēng)機(jī)電流明顯下降。

4 預(yù)防措施

優(yōu)化脫硝系統(tǒng)、控制好脫硝效率和氨逃逸率，是預(yù)防空預(yù)器堵塞的幾個(gè)關(guān)鍵問題，具體預(yù)防措施如下：

4.1 合理配煤摻燒

降低煤中的硫份、灰分。硫份的增加會(huì)提高煙氣SO3含量，提高空預(yù)器的酸露點(diǎn)，加速硫酸氫氨的形成。灰分的增加會(huì)使空預(yù)器積灰嚴(yán)重，造成堵塞，所以在原煤的硫份和灰分控制上必須要控制好。

4.2 定期對(duì)脫硝噴氨系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化試驗(yàn)

保證噴氨量及分布情況與煙氣流場(chǎng)及NOX分布同步，從而提高脫硝效率、降低氨逃逸率。在保證環(huán)保參數(shù)達(dá)標(biāo)的前提下，嚴(yán)格控制氨逃逸率不大于2.28 mmg/m3，正常情況下不大于0.76 mmg/m3。定期校驗(yàn)氨逃逸率在線監(jiān)測(cè)，避免因氨逃逸率局部過大或者儀表監(jiān)測(cè)不準(zhǔn)而造成硫酸氫氨生成量的增加。在負(fù)荷大幅變化和異常處理時(shí)，加大人工干預(yù)力度，控制脫硝系統(tǒng)入口NOX的含量，避免低負(fù)荷期間噴氨量過大。

4.3 逢停必洗

脫硝系統(tǒng)超低排放改造后，不可避免的生成硫酸氫氨，在一個(gè)檢修周期內(nèi)如何確?？疹A(yù)器的安全運(yùn)行，除了運(yùn)行中采取必要的措施外，在每次檢修時(shí)必須對(duì)空預(yù)器解體清洗，并且要烘干，以保障能夠安全運(yùn)行到下一個(gè)檢修周期。

4.4 加強(qiáng)空預(yù)器吹灰管理

1）合理安排空預(yù)器吹灰，若出現(xiàn)空預(yù)器差壓上升，增加吹灰次數(shù)。

2）保證空預(yù)器吹灰汽源的過熱度，防止蒸汽帶水。進(jìn)行充分的疏水，溫度滿足要求才可以進(jìn)行吹灰。

3）吹灰參數(shù)必須保證，壓力不可太高也不可太低，壓力太高容易吹損空預(yù)器本體，壓力太低吹掃效果不好。冷端和熱端壓力應(yīng)有所不同。

4）停爐后對(duì)空預(yù)器吹灰器的進(jìn)汽閥和吹灰槍進(jìn)行檢查，及時(shí)消除缺陷，確保吹灰效果。

5 結(jié)語(yǔ)

針對(duì)超低排放改造后的空預(yù)器堵塞問題，經(jīng)研究形成機(jī)理、原因并采取適合本單位的措施得到較好控制，目前1 號(hào)機(jī)組空預(yù)器差壓控制在正常范圍（見表1），引風(fēng)機(jī)電流明顯降低，安全裕度增加，機(jī)組接帶負(fù)荷能力增強(qiáng)，未再發(fā)生風(fēng)機(jī)失速現(xiàn)象，排煙溫度也明顯降低。

下一步將繼續(xù)研究對(duì)空預(yù)器波紋板改造，將斜波紋改為直波紋，適當(dāng)增大間距，以及提升零負(fù)荷投入脫硝系統(tǒng)的煙溫，進(jìn)一步預(yù)防空預(yù)器堵塞，在確保環(huán)保參數(shù)達(dá)標(biāo)的前提下，機(jī)組能夠長(zhǎng)周期安全穩(wěn)定運(yùn)行。