脫硝空氣預熱器堵灰的原因及對策分析

李太興

（大唐魯北發電有限責任公司，山東 濱州 251909）

0 概 述

大唐魯北發電有限責任公司的1號、2號鍋爐為亞臨界參數、一次中間再熱、平衡通風、單爐膛自然循環汽包鍋爐，采用了擺動燃燒器的四角切圓燃燒方式。在直吹式制粉系統中采用了中速磨煤機。鍋爐構架為全鋼結構，爐頂設有大罩殼，整體呈倒U型布置。

1 設備布置

每臺鍋爐配有2臺半模式、雙密封、三分倉容克式空氣預熱器，逆轉布置。為了節能減排，在系統中還設置了脫硝設備，采用的脫硝工藝為選擇性催化還原法（SCR），脫硝還原劑是液氨。同時對空氣預熱器進行了相應改造，將冷端及中間層蓄熱元件，合并改造成鍍有搪瓷的蓄熱元件（高度為1 000mm）。蓄熱元件的材質為進口低碳鋼，并采用優質搪瓷釉粉進行噴鍍，這種噴鍍工藝被稱為干法靜電噴鍍。加工成形后，蓄熱元件的材料壁厚為1.05mm。另外，將空預器的冷端吹灰器更換為雙介質吹灰器。空預器的結構簡圖，如圖1所示。

2 存在問題

魯北公司1號、2號機組的脫硝系統投運后，空預器出入口的壓差，有明顯的上升趨勢，尤其是進入冬季后，空預器壓差的增加速率明顯上升，嚴重影響了機組的安全運行。對1號爐的煙氣壓差進行了監測，壓差的變化曲線，如圖2所示。經數月檢測，1號爐空預器煙氣壓差的數據對比，如圖3所示。

圖1 空預器的結構簡圖

圖2 1號爐空預器進出煙氣差壓曲線圖（9～12月）

圖3 1號爐空預器煙氣差壓數據對比

從圖2、圖3可知，脫硝系統投運前，1號機組6月至8月的空預器煙氣壓差，一直維持在1.30kPa左右。自從8月底脫硝系統投運后，1號機組9月至11月的空預器煙氣差壓顯著上升。至11月底，當鍋爐滿負荷時，空預器的兩側煙氣差壓分別高達3.3～3.5kPa。2號機組的脫硝系統在連續噴氨運行時，空預器的煙氣差壓從1.3kPa上升至1.9 kPa。運行至11月后，空預器的堵灰情況迅速加劇，最大負荷下的煙氣壓差，分別高達3.2～3.0 kPa。停機后，對空預器進行內部檢查，發現空預器有堵灰現象，尤其在冷端處的堵灰狀況更嚴重。1號爐空預器的堵灰狀況，如圖4所示。

圖4 1號爐空預器的堵灰狀況

空預器堵灰不僅增加引風機的電耗，還影響了鍋爐運行的經濟性。堵灰嚴重時，將造成爐膛負壓的劇烈波動、供氧量不足導致的負荷受限、風機失速搶風、MFT等情況的出現。經調研，目前已投產SCR系統的電廠或多或少都出現過類似情況，所以，空預器堵灰已成為亟待解決的問題。

3 原因分析

通過對鍋爐空預器相關系統的檢查，并對堵灰成分進行監測，發現低溫腐蝕是造成空預器堵塞的主要原因，即當空氣預熱器蓄熱元件溫度低于煙氣酸露點時，硫酸及其它化合物就會在蓄熱元件壁上凝結，從而引起預熱器的堵塞。

3.1 液態硫酸氫銨的沉積

SCR脫硝系統運行中，不可避免地會產生NH3氣體，逃逸出的NH3與煙氣中的SO3和水蒸氣生成硫酸氫銨凝結物：NH3＋SO3＋H2O＝NH4HSO4。硫酸氫氨在不同的溫度下，分別呈現氣態、液態、顆粒狀。對于燃煤機組，煙氣中飛灰含量較高，硫酸氫氨在146～207℃時為液態；這個區域被稱為ABS區域。煙氣經過SCR反應器和空預器熱段后，排煙溫度被降低，當溫度降至185℃以下時，煙氣中已生成的氣態硫酸氫銨會發生凝固。140～230℃的溫區位于空預器常規設計的冷段層上方和中間層下方，硫酸氫銨在此溫區由液態向固態轉變，因此，具有極強的吸附性，大量灰分會沉降在空預器上，引起空預器堵塞，造成煙氣的流通阻力上升。積灰嚴重時，機組將被迫停運，并需及時對空預器進行清理。硫酸氫銨的沉積過程，如圖5所示。

圖5 硫酸氫銨沉積圖

氨逃逸的形成是由于在SCR反應器內NOx與NH3不完全反應造成的。據統計，當氨的逃逸量小于1mg／L時，硫酸氫銨的生成量很少，空預器的堵塞現象不明顯。若氨逃逸量增加至2mg／L，空預器運行半年后的運行阻力將增加約30%。若氨逃逸量增加至3mg／L，空預器運行半年后的運行阻力將增加約50%。

燃煤含硫量的高低對排放煙氣中SO3的含量影響很大，如果煙氣中SO3含量高，更易使硫酸氫銨形成。所以，采用不同的煤種，控制SCR系統中氨的逃逸量也不相同。對于低硫煤（含S量為1%），控制氨的逃逸量＜3mg／L；對于中硫煤（含S量為1.5%），控制氨的逃逸量＜2mg／L；對于高硫煤（含S量為3%），控制氨的逃逸量＜1mg／L。

3.2 煤質的影響

某年11月，入爐煤收到基硫份平均為1.41%。最高時，全天入爐煤硫份加權平均達2.03%。根據煙氣酸露點的經驗計算公式［3］：

式（1）中：td—煙氣的酸露點，℃；td，w—按煙氣的水蒸氣分壓力計算的水露點，℃；β—與過量空氣系數有關的系數；Sar—收到基燃料折算硫分；α—飛灰系數；Aar—收到基燃料折算灰分。

燃用含硫量較高的燃料時，不僅使得煙氣中的SO2及SO3氣體含量增加，而且煙氣酸露點隨之上升。煙氣中有更多的SO3氣體與水蒸汽結合成硫酸蒸汽，隨著溫度的降低凝結在蓄熱元件表面，進而捕捉煙氣中的飛灰，造成了空預器的堵塞。

3.3 暖風器未及時投入

進入11月后，環境溫度已顯著降低。1號、2號爐在該月的送風溫度平均為11.59℃、9.85℃，環比10月分別下降7.64℃、7.69℃。當環境氣溫下降后，若不及時投運暖風器，將使鍋爐排煙溫度的進一步下降，煙氣溫度極易達到或低于酸露點下，誘發空預器冷端的低溫腐蝕，加劇了空預器的污堵現象。

3.4 吹灰對元件的損傷

空預器經長期運行后，部分低溫段蓄熱元件已被吹灰器吹損變形，蓄熱片之間的通道變窄甚至堵塞，造成飛灰無法通過，進一步加劇了空預器的堵灰。現場檢查中，蓄熱元件被吹損變形的實物，如圖6所示。

圖6 蓄熱元件被吹損變形

4 應對措施

對空預器的局部污堵進行了故障分析及處理，現從預防空預器的低溫腐蝕著手，總結了預防堵灰的經驗，并可針對性地采取一些措施。

4.1 脫硝系統的設計優化及運行

SCR裝置在設計階段要通過冷態流動模型試驗，結合三維兩相流動數值進行模擬計算，對煙道的流場進行優化設計，保證達到流場的均勻；每年定期測量反應器出口NOx濃度，檢查出口NOx不均勻度的情況，并進行必要的噴氨優化調整，以改善催化劑入口NOx和NH3的摩爾比；根據SCR反應器內氨氮摩爾比分布測試的情況，對噴氨格柵系統進行必要的改進，增大調節的范圍和靈活性，保證無論何種情況下都可以保持氨氮摩爾比的均勻性。在脫硝設備的日常運行中，在保證出口NOx滿足排放標準的基礎上，降低噴氨濃度，避免過噴現象。

4.2 加強配煤摻燒及燃燒調整

加強入廠煤含硫量的控制，盡量采購低硫煤。加強對各類煤種的參配工作，防止高硫、高灰分煤種集中進入爐膛，控制入爐煤硫份不大于1.0%，同時加強燃燒調整，保持合適的過量空氣系數，減少SOx生成，從而最大限度地降低空氣預熱器的腐蝕。

4.3 根據排煙溫度及時投運暖風器

在運行過程中，可根據送風機人口溫度及時投入暖風器，并根據排煙溫度及時調整，使其保持合適的開度，以確保空氣預熱器冷端綜合溫度在規定范圍內。

4.4 加強空氣預熱器的吹灰和水沖洗工作

吹灰前，應將吹灰蒸汽的疏水徹底排凈。吹灰蒸汽應保持足夠的過熱度，避免濕蒸汽經吹灰器進入空氣預熱器，從而加劇堵灰。脫硝系統投運后，可根據運行狀況，提高空預器吹灰母管的壓力，由原1.05MPa增壓至1.5MPa。重新修訂空預器吹灰的操作規定，當煙氣壓差大于1.5kPa時，用蒸汽對空預器的吹灰頻次為4小時／次。當煙氣壓差大于2.0kPa時，用蒸汽對空預器的吹灰頻次為2小時／次。當煙氣壓差大于2.5kPa時，空預器的蒸汽吹灰將連續投入。（脫硝系統投運前，每天空預器吹灰器的投運時間約3h）。

4.5 在線水沖洗

具備條件時進行在線水沖洗。經調研，某些電廠為應對堵灰問題，已率先實施了空預器的在線水沖洗。沖洗后，壓差由2.7kPa降至1.5kPa，且未對鍋爐的運行產生影響。

5 結 語

在增加SCR脫硝系統后，引起空氣預熱器堵塞的主要原因是硫酸氫銨的生成。硫酸氫銨冷凝后附著在受熱面上，并捕捉煙氣中的飛灰造成預熱器堵塞。因此，通過噴氨優化設計及運行調整，控制氨的逃逸率，是減輕脫硝空預器堵灰的主要措施。此外，應嚴格控制入爐煤質的含硫量。根據壓差變化，及時投運暖風器、吹灰器、水沖洗等設備，避免低溫腐蝕也是控制空預器堵灰的措施之一。