火电机组脱硝系统对空气预热器影响及对策

李太兴

（大唐鲁北发电有限责任公司，山东滨州251909）

火电机组脱硝系统对空气预热器影响及对策

李太兴

（大唐鲁北发电有限责任公司，山东滨州251909）

以大唐鲁北发电有限责任公司1号和2号锅炉脱硝系统投运后空气预热器堵灰问题为例，对脱硝系统投运后空气预热器影响进行深入分析，讨论引发空预器堵灰的主要原因，并提出治理措施，对其他火电机组的空预器堵灰问题处理有一定的借鉴意义。

火电机组；脱硝；空预器；堵灰

1 设备概况

大唐鲁北发电有限责任公司1号、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国ABB－CE燃烧工程公司设计制造的HG－1020／18.58－YM23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，紧身封闭，炉顶为大罩壳，整体呈倒U型布置。每台锅炉配有两台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，其型号为28.0－VI（T）－1983－SMR，逆转布置。

为了响应国家节能减排号召，分别建设了脱硝工艺系统，脱硝工艺为选择性催化还原法（SCR），脱硝还原剂为液氨，同时对空气预热器进行了相应改造，即将冷端及中间层蓄热元件合并改造为一层镀搪瓷元件（高1 000 mm），该蓄热元件采用进口零碳钢镀搪瓷，总厚度为1.05 mm，搪瓷釉粉采用进口产品，搪瓷喷镀方式采用干法静电喷镀工艺；同时将空预器冷端吹灰器更换为双介质吹灰器。

2 存在问题

1号和2号锅炉脱硝系统分别于2013年8月、10月通过168 h试运，脱硝系统投运后，空预器出入口压差上升趋势明显，尤其是在进入冬季之后压差增加速率明显上升，严重影响了机组的安全运行，1号锅炉空预器进出烟气差压曲线如图1所示。

图1 1号炉空预器烟气差压数据对比

从图1可以看出，1号机组在脱硝投运前（6月至8月）期间，压差一直维持在1.30 kPa左右，但在8月底脱硝系统投运后，即9月至11月期间，空预器进出口烟气差压大幅度上升。11月底，在锅炉满负荷时，空预器两侧烟气差压分别高达3.5kPa和3.3 kPa。2号机组脱硝系统10月20日至10月27日连续喷氨运行期间，空预器烟气差压由1.3 kPa迅速上涨至1.9 kPa，11月份空预器堵灰迅速加剧，最大负荷下烟气差压分别高达3.0 kPa和3.2 kPa。停机内部检查发现，空预器内部尤其是冷端堵灰严重，堵灰情况如图2所示。

图2 空预器堵灰情况

空预器堵灰造成了送引风机电耗的增加，影响锅炉运行的经济性。堵灰严重时，将造成炉膛负压的剧烈波动、供氧量不足导致负荷受限、风机失速抢风、MFT等，直接影响了锅炉运行的安全性［1］。经调研目前已投产SCR系统的电厂或多或少都出现了此类情况，成为亟待解决的生产难题［2］。

3 原因分析

通过对锅炉空预器相关的系统检查及堵灰成分的监测，发现低温腐蚀是造成空预器堵塞的主要原因，即当空气预热器蓄热元件温度低于烟气酸露点时，硫酸及其他化合物就在蓄热元件壁上凝结堵塞［3］。

3.1 氨逃逸影响

由于SCR脱硝系统运行中不可避免存在NH3逃逸问题，逃逸出的NH3与烟气中的SO3和水蒸气生成NH4HSO4。NH4HSO4在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。据锅炉厂统计，对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，NH4HSO4在146～207℃温度范围内为液态，这个区域称为ABS区域（图3）。烟气经过SCR反应器和空预器热段后，排烟温度降低，当温度降至185℃以下时，烟气中已生成的气态NH4HSO4会发生凝固。140～230℃之间的温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，由于NH4HSO4在此温区为液态向固态转变阶段，具有极强的吸附性，会造成大量灰分在空预器沉降，引起空预器堵塞及阻力上升，严重时将迫使停炉以清理空预器［4］。同时，NH4HSO4本身对金属有较强的腐蚀性，会造成催化剂金属支撑架和空预器冷段腐蚀。

图3 硫酸氢铵沉积区域分布

氨逃逸的形成是由于在SCR反应器内NOx和NH3不完全反应造成的，据统计，当氨的逃逸量为1 μL／L以下时，NH4HSO4生成量很少，空预器堵塞现象不明显，若氨逃逸量增加到2 μL／L，空预器运行半年后其阻力增加约30%；若氨逃逸量增加到3 μL／L，空预器运行半年后阻力增加约50%。此外，氨过剩使运行成本提高并导致飞灰化学性质发生改变，飞灰质量变差，再利用价值降低；氨泄漏到大气中又会对大气造成新的污染，因此必须严格控制氨泄漏量，一般要求小于3 μL／L［4］。

由于燃煤的含硫量决定着烟气中SO3的含量，而SO3的含量对NH4HSO4的形成有显著影响，所以对于不同的煤种，SCR中氨逃逸量的控制也不同：低硫煤（S质量分数为1%以下），氨逃逸量＜6 μL／L；中硫煤（S质量分数为1%～1.5%），氨逃逸量＜4 μL／L；高硫煤（S质量分数3%以上），氨逃逸量＜2 μL／L［5］。

3.2 煤质影响

据统计，11月份入炉煤收到基硫分平均为1.41%，最高时全天入炉煤硫分加权平均高达2.03%。根据烟气酸露点的经验计算公式［4］

式中：td为烟气的酸露点，℃；td，w为按烟气的水蒸气分压力计算的水露点，℃；β为与过量空气系数有关的系数；Sar为收到基燃料折算硫分；α为飞灰系数；Aar为收到基燃料折算灰分。

当燃用含硫量较高的燃料时，不仅使得烟气中的SO2及SO3气体含量增加，而且烟气酸露点随之上升，因此烟气中更多的SO3气体与水蒸汽能结合成的硫酸蒸汽凝结在空预器蓄热元件，进而捕捉烟气中的飞灰形成空预器堵塞。

3.3 暖风器影响

进入冬季后，环境温度显著降低，1、2号炉送风温度全月平均为11.59℃、9.85℃，环比10月份分别下降7.64℃、7.69℃。外界气温下降后若不及时投运暖风器，造成锅炉排烟温度进一步下降，烟气温度极易达到或低于酸露点下，诱发空预器冷端低温腐蚀，加剧空预器污堵。另外，冬季由于气温变化剧烈，暖风器经常发生泄漏，严重时从风机底部排污口处有大量水排出，暖风器被迫停运，使得排烟温度相应降低，不能保证冷端综合温度高于设计值运行，导致空预器低温段腐蚀加剧，进而加剧空预器堵灰。

3.4 吹灰对换热元件损伤

空预器低温段换热元件长期运行，由于吹灰蒸汽过热度不够或吹灰阀门不严等原因，造成部分蓄热元件被吹灰器吹损变形，蓄热片吹损后，蓄热片之间的通道变窄甚至堵塞，造成飞灰无法通过，进一步加剧了空预器的堵灰。

4 应对措施

优化脱硝系统的设计及运行，严控氨逃逸率。SCR装置在设计阶段要通过冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值模拟计算，对烟道的流场进行优化设计，保证流场的均匀；每年定期进行反应器出口NOx浓度场的测量检验，检查出口NOx不均匀度的情况，并进行必要的喷氨优化调整，以改善催化剂入口NOx和NH3的摩尔比；根据SCR反应器内氨氮摩尔比分布测试的情况，对喷氨格栅系统进行必要的改进，增大调节的范围和灵活性，保证无论何种情况下都可以保持氨氮摩尔比的均匀性。脱硝日常运行中，在保证出口NOx满足排放标准的基础上降低喷氨浓度，避免过喷现象。

加强配煤掺烧及燃烧调整，减少烟气中SOx含量［6］。加强入厂煤含硫量的控制，尽量采购低硫煤，加强对各类煤种的掺配工作，防止高硫、高灰分煤种集中进入炉膛，控制入炉煤硫分不大于1.0%，同时加强燃烧调整，保持合适的过量空气系数，减少SOx生成，从而最大限度地降低空气预热器的腐蚀。

根据排烟温度情况及时投运暖风器。在运行过程中，可根据送风机人口温度及时投入暖风器，并根据排烟温度及时调整，使其保持合适的开度，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。

加强空气预热器的吹灰和水冲洗工作［7］。吹灰前将吹灰蒸汽疏水彻底排净，吹灰蒸汽应保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰。脱硝投运后，根据运行状况提高空预器吹灰母管压力，由原1.05 MPa增压至1.5 MPa，并重新修订空预器吹灰规定：当烟气差压大于1.5 kPa时，空预器蒸汽吹灰4 h／次；当烟气差压大于2.0 kPa时，空预器蒸汽吹灰2 h／次；当烟气差压大于2.5 kPa时，空预器蒸汽吹灰连续投入（脱硝系统投运前，空预器吹灰器每天投运约3 h）。

具备条件时进行在线水冲洗。经调研，天津盘山电厂为应对堵灰问题，2013年6月，率先实施了空预器在线水冲洗，冲洗后压差由2.7 kPa降至1.5 kPa，且未对锅炉运行产生影响。

5 结语

在增加SCR脱硝系统之后，空气预热器堵塞的主要原因是由于NH4HSO4生成后附着在受热面上，并捕捉烟气中的飞灰而造成的。通过喷氨优化设计及优化运行调整，控制氨逃逸率，是减轻脱硝空预器堵灰的主要措施。此外，要严格控制入炉煤硫分，根据压差变化和投运暖风器、吹灰器、水冲洗等，避免低温腐蚀是控制空预器堵灰的次要措施。

［1］范从振.锅炉原理［M］.北京：水利电力出版社，1986.

［2］李永华，应静良.电站锅炉空气预热器［M］.北京：中国电力出版社，2002.

［3］岳志娟.锅炉防磨及抗低温腐蚀措施［J］.发电设备，2009（4）：309－310.

［4］马双忱，金鑫，孙云雪，崔基伟.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机理与控制［J］.热力发电，2010，39（8）：12－17.

［5］朱珍平，刘振宇，朱宏贤，等.V2O5／AC催化剂低温催化的NONH3－O2反应－SO2，V2O5担载量和反应温度的影响［J］.中国科学（B辑），2000，30（2）：154－159.

［6］李嘉康.回转式空预器局部污堵故障分析及解决［J］.华北电力技术，2013（4）：47－50.

［7］王晋一.回转式空气预热器堵灰及腐蚀的原因及预防［J］.电力安全技术，2003，5（10）：42－43.

Impact on Air Preheaters by Denitration System and Its Countermeasures in Thermal Power Unit

LI Taixing
（Datang Lubei Power Generation Co.，LTD，Binzhou 251909，China）

In Datang Lubei Power Generation Co.，Ltd，after boiler denitration system is put into operation on two units，ash plugging problem on air preheaters is proved to be serious.Taking the ash plugging problem as an example，we give an in-depth analysis on the impact on air preheater by denitration system.Main causes of air preheater ash plugging are discussed and management measures are put forward.This will prove to be of high reference value for other thermal power units.

thermal power unit；denitration；air preheater；ash plugging

TK228

B

1007－9904（2015）03－0075－03

2014－12－25

李太兴（1982），男，工程师，主要从事节能环保管理工作。