1 000 MW機組脫硝系統空預器堵灰防治

李紹剛，韓麗娜

(中國華電集團山東分公司華電萊州發電有限公司，山東 萊州 261400)

1 000 MW機組脫硝系統空預器堵灰防治

李紹剛，韓麗娜

(中國華電集團山東分公司華電萊州發電有限公司，山東 萊州 261400)

華電萊州發電有限公司一期選擇性催化還原法(SCR)脫硝裝置投運后空預器堵灰不斷加劇，造成風機電耗、空預器煙氣側、一/二次風側差壓等增大，使機組的經濟性不斷下降，同時降低了機組出力。通過分析空預器堵灰原因，并提出一些預防措施，進而提高機組經濟性。

脫硝；空預器；預防；差壓；氨逃逸

0 前言

華電萊州發電有限公司一期#1，#12機1 000 MW燃煤發電機組為了節能減排、改善當地大氣環境質量，已經完成脫硝改造工程。脫硝系統采用選擇性催化還原法(SCR)脫硝技術，主要原理為還原劑在催化劑的作用下，將火電廠煙氣中產生的氮氧化合物還原成無污染的氮氣和水，其中煙氣中的氮氧化合物主要以NO和NO2為主。煙氣脫硝裝置安裝于鍋爐省煤器出口至空預器入口之間。在鍋爐最大連續出力工況(B-MCR)下，脫硝效率大于75 %，即鍋爐出口的NOx排放量小于75 mg/m3(標態O2=6 %)[1]。

1 脫銷系統簡介

華電萊州發電有限公司#1，#2機組脫硝系統是由華電工程設計制造，采取SCR來達到去除煙氣中NOx的目的。SCR反應器采用高灰型工藝布置(即反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間)，催化劑購自重慶遠達催化劑股份有限公司。

化學反應式如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O，

6NO2+8NH3→7N2+12H2O，

6NO+4NH3→6H2O+5N2。

脫硝系統主要由兩部分組成：氨儲存和制備系統(氨站)、還原劑供應系統(SCR區)。

#1，#2機組共用1套液氨儲存與供應系統，外購液氨通過液氨槽車運至液氨儲存區，通過往復式卸氨壓縮機將液氨儲罐(2個)中的氣氨壓縮后送入液氨槽車，利用壓差將液氨槽車中的液氨輸送到液氨儲罐中。液氨經蒸發器(3個)蒸發成氣氨后進入氣氨緩沖罐(2個)，氣氨通過稀釋風機(每臺鍋爐2臺)稀釋后，分別經過2臺機組的噴氨格柵送入SCR反應器(每臺鍋爐2套)。按(NOx/NH3)1∶1的比例噴入鍋爐煙氣中的NH3在SCR反應器中催化劑的作用下與煙氣中NOx按上述化學反應式進行反應，從而達到降低排煙中NOx含量的目的。

2 空預器堵灰的原因

2.1 加裝脫銷裝置后對空預器的影響

火電機組進行SCR脫硝改造后，空預器堵灰的嚴重程度隨時間逐漸加劇，空預器嚴重堵灰的風險大大增加，同時促使冷端腐蝕情況加劇。空預器堵灰不僅造成空預器煙氣側、一/二次風側差壓增大、排煙溫度升高、風機電耗增加，鍋爐效率顯著下降，堵灰嚴重時還將造成風量不足、負荷受限、爐膛負壓波動大、燃燒不穩、軸流風機失速搶風甚至被迫停運等，直接影響鍋爐運行的安全性和經濟性。

2.2 空預器堵灰的類型

2015—2016年SCR 脫硝系統一直處于投運狀態，現舉例說明華電萊州發電有限公司SCR 脫硝系統投運后空預器各運行參數的變化，分析空預器堵灰情況的變化趨勢和影響因素，見表1、表2。

從表1統計數據可以看出，5月中旬投入高硫煤后，A/B空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓都隨之升高，A/B引風機排煙溫度也升高了，主要原因還是燃煤硫分波動大，脫硝運行噴氨流場不均造成氨逃逸偏高，空預器堵灰嚴重。

從表2統計數據可以看出，2015年12月#1鍋爐空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓均比11月份上升，此外隨著環境溫度降低，會加劇空預器堵灰現象，#1鍋爐空預器漏風率高，冷端腐蝕積灰因素影響也會越來越大，需及早投入二次風暖風器運行。

表1 #1機組2016年5月空預器運行參數匯總對比

表2 #1機組2015年11月和12月空預器運行參數匯總對比

空預器堵灰的類型主要有3類：硫酸氫胺型、結露型、積灰未能有效清除。在SCR脫硝改造后，硫酸氫胺型堵灰已成為主要類型。硫酸氫銨型堵灰的直接原因是黏性的液態硫酸氫銨黏附在空預器換熱元件上并黏附飛灰。硫酸氫銨型堵灰的發生有3個必要條件即氨逃逸、SO3濃度、煙氣溫度，且低溫對硫酸氫銨生成影響較大。

(1)安裝SCR脫硝裝置后，逃逸氨與硫酸反應生成硫酸氫銨和硫酸銨，硫酸氫銨在高溫時處于氣態，在低溫時變為固態，但在中間溫度時(150～220 ℃)處于液態。液態的硫酸氫銨有黏性，很容易黏附在空預器的換熱元件上，造成空預器換熱元件堵塞。氨逃逸指標偏高會使空預器堵灰速度明顯加快。

(2)在脫硝催化劑的作用下，煙氣中SO2向SO3的轉化率增加，即煙氣中SO3含量增加，煙氣酸露點溫度隨之升高，空預器的酸腐蝕和堵灰狀況因此加劇。以下情況尤其要注意SO3濃度對堵灰的影響：燃用貧煤或無煙煤，燃煤硫分波動大，催化劑SO3轉化率化驗值偏高[2]。

(3)加裝SCR 裝置后，煙氣通過該裝置阻力增加，造成空預器熱端壓差增加約25 %，空預器漏風率隨之增加，漏風增加降低了空預器排煙溫度，加劇了低溫腐蝕。

3 預防空預器堵灰措施

3.1 控制氨逃逸方面[3]

氨逃逸的大小對空預器阻力變化的影響：在逃逸率為0.91 mg/m3時，堵塞程度較輕，空預器阻力增加速度比較平緩；在逃逸率為2.28 mg/m3時，堵塞發展速度較快；當逃逸率為1.52～3.04 mg/m3時，11個月后可達到設計壓損的1.5倍。當逃逸率為3.04～6.07 mg/m3時，3個月后即可達到設計壓損的1.5倍。根據國內外SCR脫硝運行經驗，飛灰中氨含量控制在50 mg/kg以下時，說明氨逃逸率控制在安全運行范圍內。空預器飛灰氨含量超過50 mg/kg，特別是空預器垢樣檢測結果的氨含量相當高，可以判斷機組SCR脫硝運行中噴氨量過大，導致空預器冷端硫酸氫銨沉積。控制氨逃逸可以從以下幾點著手。

(1)盡量控制氨逃逸在較低值運行，嚴格避免大于2.28 mg/m3的情況。在保證脫硫系統出口NOx排放濃度滿足環保要求的前提下，盡量降低噴氨濃度。

(2)通過燃燒調整，嚴格控制SCR進口NOx，以降低噴氨量。

(3)在低負荷、負荷變動大、磨煤機啟停和倒磨等異常工況時，加強運行調整，控制爐膛出口NOx和脫硝噴氨量不超上限值。改善低負荷時低氮燃燒的二次配風方式，加強對SCR進口NOx指標的監督和控制，避免在低負荷時噴氨過量。

(4)避免 SCR 入口煙溫過低。低負荷及時做好煙氣擋板調整、省煤器煙氣旁路調整等，提高SCR入口煙氣溫度和脫硝效率，減輕空預器堵灰。根據試驗曲線，煙氣溫度在370～400 ℃時噴氨量比300 ℃時降低約40 %，脫硝效率提高約10 %。

(5)加強入爐煤混配摻燒管理。盡量控制入爐煤硫分在設計值范圍內，燃煤硫分較高時，應嚴格控制氨逃逸量，適當提高排煙溫度，同時保持硫分和煤質相對穩定、避免大幅波動。

3.2 空預器運行參數監視和調整

運行中應重點監視空預器差壓、空預器冷端綜合排煙溫度、風機振動等，及時分析并進行調整。空預器壓差大于設計值上限(一般為 1.1～1.2 kPa)時，適當加強空預器吹灰次數，分析堵灰的原因并采取相應措施；空預器壓差超過設計值上限的 1.5 倍以后，堵灰速度明顯增快，壓差太高會造成風機喘振，超過1.7 kPa以上就很難沖洗，應及早采取控制措施；機組檢修開機后，空預器壓差超設計值 0.2 kPa 以上，一般為停機清理不徹底造成，在運行中更需重視空預器壓差的監督和控制，有停機機會時徹底檢查，并徹底清理換熱元件內部積灰。

保證空預器冷端綜合溫度。嚴格執行暖風器投運管理規定，一般空氣預熱器綜合冷端溫度(排煙溫度與空預器入口風溫之和)低于136 ℃(具體數值按入爐煤硫分計算為準)，應及時投入暖風器運行。冬季環境溫度低，空預器冷端腐蝕和堵灰現象發展迅速，合理控制空預器冷段溫度可以緩解低溫腐蝕的發生。通過運行調整適當提高排煙溫度，對控制空預器堵灰有一定效果。

加強特殊工況的監督和管理。機組啟停期間、噴氨量或氨逃逸指標異常、冬季低溫(以及換季時空氣濕度大且環境溫度低)、低負荷運行、燃煤硫份異常波動、吹灰裝置故障，是導致空預器堵灰的高發期，應加強運行管理，及時采取措施。

空預器壓差大或持續升高時，應適當增加冷端蒸汽吹灰頻次，但應注意防止換熱元件吹損。此外，應重視空預器蒸汽吹灰的現場檢查。蒸汽吹灰設備異常在遠程操作中不易發現，在堵灰原因分析時，往往被其他原因掩蓋。應定期現場檢查蒸汽吹灰器工作情況，重點檢查提升閥故障、行程不到位、蒸汽泄漏、蒸汽帶水、蒸汽溫度不足等問題。如存在吹灰器行程不到位、近端疏水管結構導致疏水不暢等，應進行治理改造。

通過加強入爐煤混配摻燒管理和增加空預器吹灰頻次等方法，對比表3和表1中5月中旬空預器運行參數，A/B空預器進出口煙氣差壓、進出口二次風差壓比表1有明顯下降趨勢。

表3 #1機組2016年5月25日和5月26日空預器運行參數

3.3 投用高壓水沖洗清理堵灰[4]

對燃煤硫分高，噴氨量大，空預器易堵塞的機組，根據原有吹灰器配備情況，加裝雙介質吹灰器及有成熟業績的在線高壓水沖洗裝置，必要時投入在線沖洗，避免嚴重堵灰造成降負荷、停爐消缺等，避免高頻次吹灰造成換熱元件吹損。

在線高壓水沖洗裝置一般控制沖洗水壓力2 832 MPa、水流量145 210 kg/min，水源應滿足水量和水質要求，可選用連排水、定排水、工業水、生活水等，不能用循環水，保證沖洗水泵入口壓力不低于設計值。在線高壓水沖洗應選擇在75%～90%負荷段之間進行。應提高排煙溫度，減少噴氨量、氨逃逸率，以提高沖洗效果。沖洗過程中，通過觀察沖洗水泵的回水量判斷噴嘴工作情況，注意防止噴嘴堵塞、脫落及槍管泄漏等情況。

空預器堵塞嚴重且在線沖洗效果不明顯時，可半邊隔離后進行高壓水連續沖洗，防止新增積灰，提高清灰效果。堵塞嚴重的空預器，如果連續幾天高壓在線沖洗后沒有明顯效果，應停機檢修時進行高壓離線水沖洗或實施化學清洗。水沖洗后，空氣預熱器應徹底干燥，以防空氣預熱器再次投運后發生腐蝕堵灰。

機組停機時，也可利用高壓水沖洗裝置清洗空預器，節約費用，提高效率。

3.4 脫硝系統噴氨優化和改造

3.4.1 脫硝噴氨格柵的優化改造

根據 SCR反應器內氨氮摩爾比分布測試情況，對噴氨格柵進行必要的改進，在各負荷段更好的保持氨氮摩爾比的均勻性。噴氨格柵噴嘴易發生部分堵塞的情況，應分析堵塞原因采取改進措施，必要時加裝吹掃裝置。

3.4.2 脫硝吹灰裝置優化

脫硝催化劑頻繁發生積灰、堵灰的情況，需加強對 SCR吹灰器的檢查維護，保證吹灰效果。在聲波吹灰不能有效覆蓋催化劑通道時，在相應位置安裝聲波吹灰器，或調試投用脫硝蒸汽吹灰，并注意杜絕蒸汽帶水的發生。

分別對2臺機組進行煙氣超低排放改造，脫硝改造增加原備用層催化劑，催化劑形式仍采用蜂窩式催化劑，增加量為460 m3，對相關熱控和電氣設備進行改造，對原有設備進行恢復性檢修，改造后煙囪入口NOx排放濃度由小于75 mg/m3(標態，O2=6%)降低為小于50 mg/m3(標態，O2=6%)。

4 結束語

空預器堵灰嚴重影響鍋爐運行的安全性和經濟性，本文通過分析SCR脫硝裝置投運后對空預器造成腐蝕和堵灰的原因，并提出一些預防措施，通過數據對比，效果顯著，保證了機組安全經濟穩定運行。

[1]華電萊州發電有限公司.1 000 MW機組集控運行規程[Z].萊州：華電萊州發電有限公司,2015.

[2]馮志華,常麗萍,任軍,等.煤熱解過程中氮的分配及存在形態的研究進展[J].煤炭轉化,2000,23(3):6-12.

[3]趙惠富.污染氣體NOx的形成和控制[M].科學出版社,1993.

[4]鄭博文.脫硝系統運行與防止空預器堵塞[J].科技與創新，2014(14)：22-23.

X 773

B

1674-1951(2017)12-0056-03

2017-08-02；

2017-11-20

(本文責編：齊琳)

李紹剛(1982—)，男，山東曲阜人，工程師，工學碩士，從事電廠運行方面的工作(E-mail:15153577692@139.com)。韓麗娜(1985—)，女，山東濟南人，工程師，工學碩士，從事電廠運行方面的工作(E-mail:lina0904@163.com)。