新排放條件下燃煤電廠空預器堵塞問題的控制技術(shù)研究

余 斌，李 劍，徐小瓊，陳小波

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014）

0 引言

隨著我國電力工業(yè)的發(fā)展，發(fā)電廠鍋爐裝機總量持續(xù)增長，NOX的排放量與日俱增，其所產(chǎn)生的污染和影響也愈來愈受到關(guān)注。GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》要求2014年7月1日起執(zhí)行NOX排放濃度限值100 mg/m3（標況下，以下同）的標準[1]。一些重點區(qū)域紛紛提出“近零排放”目標，要求燃煤電廠大氣污染物排放達到燃機標準，NOX排放濃度低于50 mg/m3。隨著我國排放標準的提高，發(fā)電廠鍋爐均逐步通過改造升級SCR煙氣脫硝裝置來進行更深度的煙氣脫硝，在煙氣中NOX含量降低的同時，也加劇了發(fā)電廠鍋爐空氣預熱器的堵塞問題[2]。

在新排放條件下，空預器堵塞成為發(fā)電廠鍋爐運行中的突出問題，不但影響鍋爐的經(jīng)濟性，還影響到機組安全運行，因此，研究并分析新排放條件下空預器堵塞原因及控制措施十分必要。

1 背景介紹

1.1 典型發(fā)電廠鍋爐空預器

空預器是燃煤鍋爐的重要輔機之一。目前大型發(fā)電廠燃煤鍋爐普遍采用三分倉容克式空氣預熱器，由于具有回轉(zhuǎn)結(jié)構(gòu)，所以又稱為回轉(zhuǎn)式空氣預熱器。其基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。

1.2 典型脫硝系統(tǒng)

為達到新的大氣污染排放標準要求，國內(nèi)電站燃煤機組均配置了煙氣脫硫脫硝系統(tǒng)，其中煙氣脫硝多采用SCR（選擇性催化還原）法。SCR法是在催化劑作用下，以NH3作為還原劑，將NOX還原成N2和H2O的工藝。SCR系統(tǒng)在多數(shù)發(fā)電廠采用的布置方式為高塵布置方式，即將SCR反應器布置在省煤器與空預器之間，鍋爐省煤器出口的煙氣，在SCR反應器入口前的煙道中，與稀釋后的氨充分混合后，進入SCR反應器，經(jīng)SCR處理的煙氣進入鍋爐空氣預熱器、靜電除塵器和引風機，最后進入FGD（煙氣脫硫）系統(tǒng)[3-4]。

圖1 回轉(zhuǎn)式空氣預熱器

1.3 空預器堵塞的原因

燃煤機組未配置SCR系統(tǒng)時，在正常運行中煙氣攜帶的飛灰會在空預器蓄熱元件表面沉積，遇到低溫還會形成板結(jié)，引起空預器堵塞。對于此類情況，一般發(fā)電廠運行中采用蒸汽吹灰，基本可以控制空預器的堵塞情況[5]。

煤在燃燒時會生成少量的SO3，機組配置SCR系統(tǒng)后，SCR反應催化劑中的活性組分釩在催化降解NOX的過程中，對SO2的氧化起到一定的催化作用，又使部分煙氣中的SO2氧化生成SO3[6]。在脫硝過程中，由于氨的不完全反應，NH3/NOX摩爾比通常控制大于理論值，因此脫硝過程氨逃逸不可避免。SO3與SCR脫硝過程中未反應的氨（逃逸的氨）反應生成硫酸氫銨[7]，這是一種粘性很強的物質(zhì)，很容易在空預器沉積，并促使大量飛灰附著于空預器，從而影響其傳熱性能，增大其阻力，對空預器經(jīng)濟安全運行造成影響[8-10]。

2 新排放條件下的空預器堵塞問題

在發(fā)電廠鍋爐超低排放、近零排放改造之前，空預器堵塞問題就一直存在，而隨著新環(huán)保排放標準的實施，發(fā)電廠鍋爐通過增加脫硝催化劑數(shù)量、增加脫硝系統(tǒng)噴氨強度、更換強氧化性的催化劑等方法來達到清潔排放目標的同時，發(fā)電廠鍋爐空預器堵塞問題也隨之加劇。

增加脫硝催化劑數(shù)量，則增加了脫硝系統(tǒng)的煙氣阻力，使引風機進口的負壓上升，空預器的煙氣與空氣的差壓增加，空預器漏風率增大，使大量的冷空氣漏入煙氣中，造成空預器冷端平均溫度降低，容易結(jié)露產(chǎn)生受熱面堵塞，進而造成空預器煙氣側(cè)、二次風側(cè)進出口差壓上升。

增加脫硝系統(tǒng)噴氨強度，則帶來氨逃逸率的升高，促進了煙氣中逃逸的氨與SO3生成硫酸氫銨的正反應，造成了煙氣中硫酸氫銨濃度的上升，加劇了空預器堵塞。

更換強氧化性的催化劑，則在SCR反應的同時，提高了SO2轉(zhuǎn)化為SO3的氧化反應，使煙氣中SO3升高，加劇空預器堵塞問題[11]。

3 解決空預器堵塞問題的技術(shù)方法

超低排放改造后，空預器堵塞是目前發(fā)電廠運行中重點關(guān)注的問題，解決和消除空預器堵塞是火力發(fā)電廠的迫切需求。從應對角度上，控制空預器堵塞的技術(shù)方法有運行優(yōu)化法、控制空預器壁溫法、空預器吹灰、空預器水沖洗、單側(cè)空預器升溫法等。

3.1 運行優(yōu)化法

燃料與燃燒優(yōu)化法從控制灰和硫酸氫銨生成的角度來解決空預器堵塞問題，包括燃料優(yōu)化、鍋爐燃燒優(yōu)化、脫硝系統(tǒng)優(yōu)化。

從燃料優(yōu)化的角度，合理進行燃煤摻配，應保證燃料的硫分、灰分、水分盡可能穩(wěn)定。

從燃燒優(yōu)化的角度，優(yōu)化配風，消除兩側(cè)煙溫偏差，優(yōu)化煙氣流場，維持合理的煙氣氧量，減少NOX生成，同時也減少了用氨量[12]。根據(jù)煤種變化及SCR進口NOX濃度及時調(diào)整燃燒工況，必要時改變爐內(nèi)風粉配比方式、適當降低鍋爐運行氧量[13]。

從脫硝優(yōu)化的角度，在滿足環(huán)保要求的前提下，結(jié)合燃燒優(yōu)化后的煙氣流場，合理定量噴氨，嚴格控制脫硝系統(tǒng)噴氨量，降低氨逃逸，減少硫酸氫銨的反應生成量，最終可降低脫硝投入對空預器積灰和堵塞的影響，尋求脫硝效率和預熱器安全運行平衡點。

控制空預器漏風率也可以緩解空預器堵塞。空預器漏風率大會使大量的冷空氣漏入煙氣中，造成空預器冷端平均溫度降低，容易結(jié)露產(chǎn)生低溫腐蝕和堵塞。進行預熱器改造可降低空預器漏風率。

運行優(yōu)化法的特點是可行性高、適用范圍廣、成本較低，對機組正常運行干擾小。就解決空預器堵塞問題效果來說，其對未進行過充分優(yōu)化的機組有明顯效果，對已進行過充分優(yōu)化、燃燒較好的機組效果不明顯。

3.2 提升空預器壁溫法

硫酸氫銨在壁溫低于酸露點的受熱面上凝結(jié)下來時，就會對受熱面金屬產(chǎn)生嚴重腐蝕作用，粘結(jié)煙氣中的灰粒子，使其沉積在潮濕的受熱面上造成煙氣通道堵塞。

當換熱元件金屬壁溫比酸露點溫度高 5～10℃時，則不會沉積低溫粘結(jié)灰，此時即使有積灰也是松散的。所以，換熱元件金屬壁溫直接決定著換熱元件堵塞的速率[2]。

提升空預器壁溫法實質(zhì)上是控制空預器的冷端綜合溫度（進口空氣溫度與出口煙氣溫度之和）不低于防堵塞最低要求值。在入口煙溫比較低、特別是低負荷和燃用劣質(zhì)煤種時，空預器入口冷風需要加熱到所需的溫度。在大氣溫度較低時或機組低負荷期間，可投入暖風器以提高空預器的冷端綜合溫度。圖2為從理論意義上計算的絕對安全的理想空預器冷端綜合溫度推薦范圍，燃煤收到基含硫量對理想空預器冷端綜合溫度有很大影響，當燃煤收到基含硫量低于臨界值（0.5%左右）時，實際發(fā)電廠鍋爐可達到理想空預器冷端綜合溫度；而當燃煤收到基含硫量高于臨界值（如1.0%）、進口空氣溫度20℃時，推薦的空預器出口煙氣溫度在170℃以上，實際發(fā)電廠鍋爐因運行經(jīng)濟性考慮無法達到理想空預器冷端綜合溫度；綜合安全性與經(jīng)濟性，實際發(fā)電廠鍋爐空預器推薦冷端溫度更接近表1所列情況。

提升空預器壁溫法解決空預器堵塞的效果比較明顯，適用性較廣且改造成本較低，但傳統(tǒng)的控制空預器壁溫法為了提高冷端進口溫度，采用增設(shè)再循環(huán)風機進行熱風再循環(huán)或者抽取熱二次風至二次風機進口與冷空氣混合，以提高進風溫度。系統(tǒng)增設(shè)的再循環(huán)風機提高了廠用電率，增加了能耗損失；而采用抽取熱二次風至二次風機進口與冷空氣混合以提高進風溫度，一方面增加了二次風機的電耗，另一方面，再循環(huán)熱風和送風機入口冷風的混合不均易造成送風機運行出現(xiàn)故障，影響風機使用壽命。

表1 美國發(fā)電廠鍋爐空預器推薦冷端溫度

圖2 防止空預器堵塞的運行溫度指導曲線（美國豪頓華VN空預器）

目前，提出一種提升空預器壁溫的新思路是對傳統(tǒng)的三分倉回轉(zhuǎn)式空預器的送風方式進行改造，采用熱一次風進風回熱；因一次風的壓力較高，則無需增壓風機，既可達到既熱風循環(huán)降解硫酸氫銨，又避免增設(shè)增壓風機所帶來的額外能耗的效果。

3.3 空預器吹灰優(yōu)化法

對于新排放條件下存在的空預器差壓升高較快的現(xiàn)象，在空預器壓差增加后，應適度提高空預器吹灰母管壓力，并相應縮短吹灰時間間隔，特別是冬季鍋爐排煙溫度較低時，空預器冷端吹灰器應增加吹灰次數(shù)。在進行吹灰器改造時，可考慮采用雙介質(zhì)吹灰器（高壓水+蒸汽）或一點多噴口形式吹灰器增加吹灰動量，使吹灰穿透深度達到 800～1 000 mm。

空預器吹灰要達到效果，除了吹灰壓力、吹灰頻率、吹灰汽源品質(zhì)等的保證外，更重要的條件是吹灰蒸汽所覆蓋的空預器被吹灰區(qū)域應與空預器堵塞區(qū)域一致。

在設(shè)計或改造空預器吹灰裝置時，應根據(jù)鍋爐實際煙氣成分與空預器構(gòu)造情況，確定空預器易堵塞區(qū)域，并確保吹灰器所吹蒸汽能有足夠剛性覆蓋空預器易堵塞區(qū)域，使灰粒產(chǎn)生振動，脫離硫酸氫銨的吸附被煙氣帶走，達到降低空氣預熱器因硫酸氫銨吸附灰粒而堵塞的效果。硫酸氫銨在空預器中的沉積位置如圖3所示。

圖3 硫酸氫銨在空預器中的沉積位置

3.4 空預器在線水沖洗法

空預器蓄熱元件內(nèi)部堵塞，主要成分是灰、硫酸氫氨、鹽類等具有粘著性并結(jié)垢的物質(zhì)，在60~80℃的水中溶解度最大。在線沖洗就是在空預器運行中，將60~80℃高壓水送入空預器冷端，隨著空預器的轉(zhuǎn)動進行沖洗，疏通堵塞的蓄熱元件。

圖4為某發(fā)電廠空預器在線水沖洗系統(tǒng)，空預器在線高壓水沖洗系統(tǒng)水源取自鍋爐爐側(cè)閉式冷卻水供引風機水箱補水管道，經(jīng)過濾網(wǎng)后直接引入高壓水泵進行加壓，由該清洗裝置噴嘴噴出，清除空預器冷端蓄熱元件上的灰垢。該清洗裝置安裝在空預器煙氣出口處，每臺空預器配置1臺。與常規(guī)蒸汽吹灰器類似，為半伸縮型設(shè)計，外部占用空間小[14]。

進行空預器在線水沖洗時，啟動高壓水槍后，應觀察空預器電流、出口煙溫變化情況采取分段逐步加壓，防止大流量沖洗水進入導致空預器運行異常。沖洗過程中注意監(jiān)視風煙系統(tǒng)參數(shù)，如空預器運行電流、煙氣側(cè)壓差、爐膛壓力、空預器運行聲音、報警、送/引風機及一次風機電流、動葉開度等。高壓水沖洗完畢后，應立即恢復蒸汽吹灰，避免煙道中積灰吸濕后增加煙道重量引起事故。一次成功的空預器在線水沖洗，在機組負荷和鍋爐總風量基本不變的情況下，空預器電流平穩(wěn)幾乎無波動，運行正常無卡澀或者摩擦現(xiàn)象，小流量沖洗時對鍋爐的空預器運行情況無明顯不利影響。在沖洗過程中，空預器煙氣側(cè)差壓不斷下降，降幅可達1 kPa左右，煙氣側(cè)差壓可降至機組大修后機組剛開始運行的狀態(tài)。

圖4 某發(fā)電廠空預器在線水沖洗系統(tǒng)

空預器在線水沖洗技術(shù)的特點是短期解決堵塞效果較明顯，改造成本中等，對機組運行干擾較大。

3.5 單側(cè)空預器升溫法

單側(cè)空預器升溫清除積灰的理論基礎(chǔ)是：硫酸氫銨的氣化溫度為150～230℃，對空預器升溫后硫酸氫銨從固態(tài)變成氣態(tài)，可減輕空預器堵塞；碳鋼空預器蓄熱片變形溫度為420℃，表面噴涂陶瓷的冷端蓄熱元件爆瓷溫度在300℃以上，與硫酸氫銨的氣化溫度有足夠的安全余量；對于合適的空預器，控制好升溫速率，升溫后整體膨脹變形造成的摩擦問題可受控。

某發(fā)電廠在實施環(huán)保新標準后，2號機組運行一個多月發(fā)生2A空預器堵塞，滿負荷2A側(cè)空預器煙氣側(cè)差壓達3 kPa左右，嚴重影響了機組的安全經(jīng)濟運行。在此情況下根據(jù)硫酸氫氨的物理特性并結(jié)合以前停運空預器的經(jīng)驗，提出通過將空預器升溫的方式治理堵塞[15]。

單側(cè)空預器升溫時機組帶50%負荷，緩慢降低A側(cè)送風機出力，增大B側(cè)送風機出力，控制A側(cè)排煙溫升，當A送風機出力減至最低后停運該風機。A空預器排煙溫度達175℃左右時其阻力開始降低，最終排煙溫度升高到216℃，考慮到空預器冷端漏風的影響，空預器冷端蓄熱片的底部應該達到了230℃，在此溫度下硫酸氫氨基本全部氣化，空預器阻力基本恢復到機組剛啟動時的狀況。

空預器升溫過程中的注意事項：

（1）控制好升溫速率，防止由于膨脹不均造成卡澀。

（2）投入空預器冷端吹灰連續(xù)運行。

（3）由于送風聯(lián)絡門在空預器升溫過程中為關(guān)閉狀態(tài)，當一側(cè)送風機停運后，如其出口擋板不嚴發(fā)生倒風時倒回來的為熱風，可能造成停運的送風機軸承溫度升高，應加強監(jiān)視。

（4）如需全部或部分關(guān)閉升溫側(cè)空預器入口煙氣擋板時，由于煙道阻力發(fā)生變化，此時要防止引風機發(fā)生搶風。

（5）雖然一側(cè)空預器后排煙溫度在200℃以上，但另一側(cè)溫度較低，整體不會造成吸收塔入口煙溫升高過多。

采用對空預器升溫的方法治理硫酸氫氨造成的空預器蓄熱元件堵塞是有效的，同時具有耗時短、費用低、效果顯著等優(yōu)勢；但該方法存在一定操作難度，且對機組正常運行造成較大干擾。單側(cè)空預器升溫時，一側(cè)空預器的煙氣量減小，另一側(cè)增加，即使對電除塵器出力進行調(diào)整，也容易造成除塵效率的下降；同時一側(cè)空預器的排煙溫度超過200℃，給煙氣冷卻器或無前置煙氣冷卻器的靜電除塵器帶來超溫隱患；過高的排煙溫度也會縮短煙道膨脹節(jié)的使用壽命。

4 不同技術(shù)方法的比較

各種空預器防堵技術(shù)在運行成本（增加額外能耗）、防堵效果、技術(shù)實施成本和實施難度上各有差異，各方面的對比分析見表2。

表2 不同技術(shù)方法的比較

運行優(yōu)化和吹灰技術(shù)作為傳統(tǒng)的空預器防堵技術(shù)在燃煤發(fā)電機組普遍采用，但在新環(huán)保排放要求下，很難滿足機組空預器防堵的要求。提升蓄熱元件壁溫、水沖洗和單側(cè)升溫從目前各發(fā)電廠的應用情況來看，對空預器堵塞防治效果較好，但是單側(cè)升溫和在線水沖洗技術(shù)運行風險較高，傳統(tǒng)的提升蓄熱元件壁溫技術(shù)運行能耗高，推廣應用受到一定的限制。綜上所述，機組運行中，發(fā)電廠可同時采用多種技術(shù)結(jié)合配套使用來防止和控制空預器堵塞；而在新環(huán)保排放要求下，新型的提升蓄熱器壁溫技術(shù)能達到較好的空預器堵塞防治效果，將是今后燃煤發(fā)電機組空預器防堵技術(shù)的發(fā)展方向之一。

5 結(jié)語

解決和消除空預器堵塞問題的技術(shù)方法，從應對角度上，可分為運行優(yōu)化法、控制空預器壁溫法、空預器吹灰、空預器水沖洗、單側(cè)空預器升溫法等。不同的技術(shù)方法之間并不沖突，對于新建機組，可優(yōu)先從空預器設(shè)備材質(zhì)、吹灰系統(tǒng)設(shè)計、在線水沖洗系統(tǒng)設(shè)計上進行考慮；對于改造機組，可采用從燃料優(yōu)化、燃燒優(yōu)化、脫硝優(yōu)化、運行優(yōu)化的角度進行多種技術(shù)方法綜合治理的方案。

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