660 MW機組空預器堵塞的原因分析及處理措施

安 龍 胡鋒超

（陜西寶雞第二發(fā)電有限責任公司，陜西寶雞721405）

0 引言

空氣預熱器安裝在鍋爐尾部煙道上，主要作用是吸收鍋爐排煙余熱，加熱一、二次風溫度，不僅能使排煙溫度降低，一、二次風溫的升高還能改善煤粉與空氣燃燒的特性，達到節(jié)約燃料、提高鍋爐效率的目的[1-3]。

我國環(huán)保要求日趨嚴格，小容量、低參數機組已逐漸關停，而部分在役的大容量、高參數機組因大氣污染物排放不滿足國家關于燃煤電廠大氣污染物超低排放標準，已陸續(xù)實施超低排放改造[4]。機組超低排放改造中，降低NOx排放濃度主要是以爐外脫硝技術為主，實踐證明，此方法常出現噴氨過量、氨逃逸率大的問題，過量的氨與煙氣中的三氧化硫反應生成硫酸氫銨，附著于空氣預熱器換熱片表面，因其具有較強的粘附性，與煙氣中的粉塵一起吸附在換熱器表面，造成空預器堵塞[5-6]。

1 設備概況

某發(fā)電廠5號機組為660 MW燃煤機組，鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG-2066/25.4-M977型超臨界、變壓運行、螺旋管圈直流爐，單爐膛，一次中間再熱，四角切圓燃燒方式，平衡通風，全鋼架懸吊結構，Π型露天布置，固態(tài)排渣。燃用煤種為甘肅華亭煤和陜西彬長煤，收到基硫分分別為0.64%、0.68%。

空氣預熱器為三分倉回轉容克式，熱段、中層、冷段受熱面高度分別為775 mm、625 mm、1 000 mm，規(guī)程規(guī)定額定工況下空氣預熱器差壓應控制在1.5 kPa以下，空氣預熱器介質設計參數如表1所示。

表1 空氣預熱器介質設計參數 單位：℃

2 空預器堵塞機理

煤中的硫主要以無機硫、有機硫的形態(tài)存在，燃燒反應后產生SO2，SO2在一定溫度條件下與O2反應生成SO3[6]。當SCR系統(tǒng)噴氨過量時，氨逃逸率增大，在鍋爐排煙溫度＜300 ℃時，SO3與NH3和H2O反應生產硫酸氫銨，反應方程式如下[5]：

氨逃逸率越大，生成硫酸氫銨的量越大，因硫酸氫銨有較強的黏性，與煙氣中粉塵粘附一起附著于空氣預熱片表面，形成空氣預熱器堵塞現象。

3 空氣預熱器堵塞現象及分析處理

3.1 堵塞現象

2019年3月，5號機組啟動后出現空氣預熱器差壓逐漸增大、排煙溫度逐漸升高的現象，如表2所示。從表2可以看出：在660 MW負荷下，A側空氣預熱器差壓達到了1.26 kPa, 超過了規(guī)程規(guī)定值；在不同負荷情況下，A側空氣預熱器差壓及出口溫度均高于B側；隨著負荷的上升，空氣預熱器差壓變化明顯。

表2 不同負荷下空氣預熱器差壓及排煙溫度

3.2 原因分析

空氣預熱器堵塞的原因主要有煤中硫分過高、SCR噴氨調節(jié)不當或故障、空氣預熱器冷端綜合溫度控制不合理以及空氣預熱器吹灰不當等[5，7]。運行人員通過調取歷史趨勢和查看SIS歷史回放發(fā)現，本次空氣預熱器堵塞的主要原因是SCR系統(tǒng)噴氨調整不當。

2019年3月的機組啟動過程中，當SCR系統(tǒng)前煙氣溫度達280 ℃時，投入SCR系統(tǒng)運行。在排煙溫度較低時，氨的還原能力相對較弱，根據SCR脫硝反應原理可知，增大噴氨量，促進反應正向進行，為保證煙氣中氮氧化物排放濃度＜50 mg/Nm3，值班人員將A、B兩側噴氨調節(jié)門逐漸開大，最后全開，以快速降低煙氣中氮氧化物的排放濃度，滿足環(huán)保排放標準。此時，DCS顯示A/B兩側氨逃逸率數值不變，經檢查發(fā)現A側氨逃逸表發(fā)生故障無法正確顯示，B側氨逃逸表已滿量程；排煙煙溫為116 ℃，催化劑所處環(huán)境溫度較低，由2所述可判斷已有大量硫酸氫銨生成，附著于空氣預熱器換熱片表面，導致機組正常運行后空氣預熱器差壓逐漸增大，排煙溫度逐漸升高。

3.3 處理措施

為保證機組能長時間安全、穩(wěn)定運行，電廠人員制定了一些措施：（1）加強空氣預熱器吹灰管理，發(fā)現差壓上升時加強吹灰，確保吹灰蒸汽參數滿足要求，吹灰前充分疏水，保證過熱度滿足要求；（2）任何工況下保證空氣預熱器冷端綜合溫度＞180 ℃；（3）更換A側氨逃逸表，對A、B兩側氨逃逸表進行噴氨優(yōu)化調整試驗，減少噴氨量，控制氨逃逸率；（4）控制入爐煤硫分，盡量燃用低硫煤；（5）盡可能向調度申請，增加機組負荷運行，提高排煙溫度，降低硫酸氫銨轉化率；（6）控制好氧量，特別是加減負荷過程中，氧量不會大幅變化；（7）必要時進行空氣預熱器在線水沖洗。

4 結語

此次空預器堵塞主要是機組啟動過程中噴氨調節(jié)閥控制不當、氨逃逸率表計發(fā)生故障所致，通過采取3.3所述運行控制措施后，在機組各負荷時段，空氣預熱器差壓沒有明顯變化，由此可判斷空氣預熱器堵塞現象并沒有加劇。