摘要：燃煤機組在超低排放改造后，SCR煙氣脫硝系統(tǒng)運行時造成空預器堵塞，嚴重影響機組安全穩(wěn)定運行，通過研究造成空預器堵塞的根本原因，提出對策和預防措施，解決了空預器堵塞問題。

0 引言

隨著國家對環(huán)保指標的標準值進一步提高，火力發(fā)電機組都進行了超低排放改造，環(huán)保指標達到了2015 年環(huán)保部的標準值。針對氮氧化物（NOX），大部分電廠采用的是選擇性催化還原脫銷方法（SCR），在SCR化學反應結束后，反應過剩的還原劑NH3會在空預器中和三氧化硫（SO3）以及氮氧化物（NOX）反應生成硫酸氫氨（NH4HSO4），硫酸氫氨在一定條件下以液態(tài)形式粘附在空預器扇形板上，再粘附積灰，時間久了形成板結，造成空預器堵塞，嚴重影響機組安全穩(wěn)定運行。

2016 年貴溪三期兩臺640 MW機組進行了超低排放改造，空預器差壓逐漸升高，見圖1。至2017 年8月，1 號爐空預器差壓最高達2 540 Pa，造成風機頻繁失速，機組被迫降負荷運行。

1 空預器堵塞機理分析

1.1 脫硝機理

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

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

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

1.2 硫酸氫氨生成機理

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

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4

1.3 空預器堵塞物化學分析

利用停機機會取出空預器波紋板上堵塞物進行化驗分析，結果顯示絕大部分是硫酸氫氨，見圖3。

2 空預器堵塞原因研究

2.1 煤質影響

因煤價上漲，火電機組經(jīng)營形式嚴峻，很多電廠為了降低煤價，都不同程度的摻燒了劣質煤和高硫煤。因酸露點溫度與煤的折算硫份的立方根成正比，當入爐煤的硫份增加時，酸露點溫度升高，增加了SO3濃度對空預器的影響，空預器冷端金屬表面腐蝕加重，空預器差壓上升。

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，生成硫酸氨及硫酸氫氨（ABS）凝結物：NH3+SO3+H2O=NH4HSO4。實驗測試結果：若煙氣中氣體氨的負荷體積分數(shù)小于1 mL/m3 時，發(fā)生反應的機會很小，生成NH4HSO4含量也很小，堵塞情況就不嚴重。如果氨氣的體積分數(shù)達到了2 mL/m3，則空預器運行超過半年就會堵塞嚴重，空預器排煙阻力會增加30% 左右。當氨氣體積分數(shù)達到3 mL/m3 時，阻力會增加到50% ，這樣會給引風機帶來嚴重的影響。

2.3 空預器本體溫度影響

硫酸氫氨其物理性質在決定了其在146～207 ℃之間呈液態(tài)，極具腐蝕性和黏結性，與煙氣中的飛灰粒子相結合，附著于預熱器傳熱元件上形成熔鹽狀的機會，造成空預器腐蝕、堵灰，使空預器差壓上升?；痣姍C組鍋爐排煙溫度一般設計值在120 ℃左右，但是實際運行區(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，空預器的排煙溫度的控制非常重要。

2.4 吹灰動力不足影響

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

2.5 噴氨控制不佳

在對氨逃逸率管理上，對噴氨量調節(jié)邏輯進行優(yōu)化，將NH3逃逸和NOX參數(shù)共同參與噴氨量的閉環(huán)調節(jié)，更好的控制脫銷系統(tǒng)的運行。

在標準調節(jié)回路中，煙氣流量值通過鍋爐負荷（或鍋爐總風量）換算，非實測數(shù)據(jù)，且反應器內(nèi)的煙氣量不均勻，導致理論計算在一定程度上失準。加上SCR 反應器入口、出口NOX濃度均為CEMS 表計實測，數(shù)據(jù)采集存在一定的滯后性，且CMES表計測量存在一定程度的誤差，煙氣分布不均也會導致CMES儀表的取樣測點不具備代表性。由于以上的原因，導致噴氨量自動調節(jié)準確性降低。

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

1）反應器進口NOx濃度分布均勻性較好，反應

器出口NOx濃度分布相對標準偏差大，呈鍋爐兩側小，中間大的趨勢。

2）SCR系統(tǒng)入口噴氨格柵閥門開度不合理導致實際運行噴氨量與NOx濃度分布匹配較差，個別測孔氨逃逸超標，造成空預器腐蝕、堵灰，使空預器差壓上升。

3 空預器堵塞解決方案

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

3.1 合理配煤

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

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

通過試驗了解反應器進出口的煙氣速度場和NOX濃度分布場的偏差情況，再通過調整AIG氨噴嘴調節(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的情況，掌握脫硝裝置最大性能出力，以實現(xiàn)機組在不同運行負荷下，脫硝效率合理、NOx排放濃度達標及氨逃逸濃度最低的最佳控制，提高脫硝裝置后續(xù)運行可靠性與穩(wěn)定性，降低對后續(xù)空預器的不利影響。

下圖是對1 號爐的脫硝噴氨格柵做了AIG 優(yōu)化試驗，根據(jù)摸底試驗得出的出口NOx濃度分布規(guī)律調節(jié)進口閥門開度，同時在A、B 側反應器出口測量NOx、O2濃度，依次觀察出口NOx分布情況，測試優(yōu)化結果見圖5。

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

3.2.2 NOX排放值指標競賽方案優(yōu)化

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

通過指標競賽方案修訂，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

火電廠排煙溫度設計值在120 ℃左右，實際值在100～160℃之間，恰好在硫酸氫氨液化之間的溫度，也就是空預器堵塞的區(qū)間，從抽出的空預器元件來看，空預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，只要空預器冷端溫度達到220 ℃，硫酸氫氨將由液態(tài)轉換成氣態(tài)隨煙氣排走，因此通過試驗提高排煙溫度解決空預器堵塞是可行的。

具體操作步驟如下：

1）通知除塵脫硝和脫硫崗位準備試驗。

2）機組負荷控制在400 MW～550 MW之間。

3）關閉送風機聯(lián)絡電動門。

4）逐漸關小單側送風機動葉或者變頻器頻率，增大同側引風機動葉開度，適當關小同側一次風機動葉，觀察該側排煙溫度上升，直至上升到220 ℃，保持連續(xù)運行8 h。

5）一側升溫結束后，恢復該側風機出力。

6）用同樣的方法進行另一側的升溫氣化試驗。

7）試驗期間若有設備異?；蛘邫C組負荷大幅變化立即終止該試驗。

因本單位采用電袋除塵器，排煙溫度大于180 ℃會造成布袋出現(xiàn)糊袋現(xiàn)象，所以硫酸氫氨氣化試驗進行到排煙溫度達到175 ℃時保持不再升溫，故試驗后空預器差壓降低效果不明顯。

3.4 空預器在線清洗

空預器差壓高到嚴重影響機組安全運行，且采取其他措施無效的情況下，采用空預器在線沖洗。

3.4.1 具體步驟如下

1）接好高壓水沖洗管道，隔離空預器吹灰汽源。

2）打開高壓水泵進口手動門與沖洗側的空預器相對應的出水閥門，使工業(yè)水進入泵體，從吹灰器高壓水槍管排除。

3）空載情況下啟動水泵，運行5～15 min，全面檢查無異常。

4）逐漸升壓至工作壓力（1.8 MPa），運行吹灰器進行吹掃。

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

3.4.2 空預器沖洗過程中可能發(fā)生的故障

1）空預器冷端換熱元件發(fā)生不均勻脹縮，空預器發(fā)生卡澀，嚴重時造成空預器跳閘。

2）空預器出口煙溫降低，低溫腐蝕增加，出口一二次風溫降低。

3）煙氣中飛灰因濕度增大，電袋除塵差壓增大，布袋板結。

4）飛灰濕度增大，空預器底部灰斗積灰增多。

5）空預器熱態(tài)沖洗，會產(chǎn)生較大的轉子溫度應力，可能出現(xiàn)嚴重變形不可恢復。

3.4.3 沖洗過程中的事故預想

1）沖洗過程中嚴密監(jiān)視空預器電流、煙氣側壓降、煙氣側出口溫度、電袋除塵器進出口壓差、引風機電流等運行參數(shù)，維持一次風機出口壓力穩(wěn)定。

2） 運行中空預器電流達到18 A 時，立即停止沖洗。

3）嚴密監(jiān)視空預器差壓，若差壓增大立即停止沖洗。

本廠考慮到布袋除塵器運行中不能受潮，避免布袋板結，故沒有采用該方法。

3.5 優(yōu)化吹灰方式

針對硫酸氫氨板結的情況，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，時間上冷端吹灰時間為40 min。每周可根據(jù)差壓情況增加空預器吹灰時間。

通過吹灰參數(shù)的優(yōu)化、吹灰時間的延長，持續(xù)一段時間后，本單位空預器差壓出現(xiàn)明顯下降，引風機電流明顯下降。

4 預防措施

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

4.1 合理配煤摻燒

降低煤中的硫份、灰分。硫份的增加會提高煙氣SO3含量，提高空預器的酸露點，加速硫酸氫氨的形成?；曳值脑黾訒箍疹A器積灰嚴重，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 定期對脫硝噴氨系統(tǒng)進行優(yōu)化試驗

保證噴氨量及分布情況與煙氣流場及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)達標的前提下，嚴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。定期校驗氨逃逸率在線監(jiān)測，避免因氨逃逸率局部過大或者儀表監(jiān)測不準而造成硫酸氫氨生成量的增加。在負荷大幅變化和異常處理時，加大人工干預力度，控制脫硝系統(tǒng)入口NOX的含量，避免低負荷期間噴氨量過大。

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，在一個檢修周期內(nèi)如何確?？疹A器的安全運行，除了運行中采取必要的措施外，在每次檢修時必須對空預器解體清洗，并且要烘干，以保障能夠安全運行到下一個檢修周期。

4.4 加強空預器吹灰管理

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

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

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器本體，壓力太低吹掃效果不好。冷端和熱端壓力應有所不同。

4）停爐后對空預器吹灰器的進汽閥和吹灰槍進行檢查，及時消除缺陷，確保吹灰效果。

5 結語

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

下一步將繼續(xù)研究對空預器波紋板改造，將斜波紋改為直波紋，適當增大間距，以及提升零負荷投入脫硝系統(tǒng)的煙溫，進一步預防空預器堵塞，在確保環(huán)保參數(shù)達標的前提下，機組能夠長周期安全穩(wěn)定運行。