300 MW燃煤機組空預器防堵及阻力優化改造

楊 凱

(1.大唐陜西發電有限公司西安熱電廠，西安 710065；2.西安格瑞科技有限公司，西安 710075)

0 引 言

隨著我國環保排放標準日趨嚴格，超低排放改造后空預器堵灰問題也越發突出。原因主要是因為：(1)為了降低NOx的排放濃度，增大了脫硝催化劑的用量，更多的SO2被氧化成SO3導致煙氣酸露點升高，空預器冷端低溫腐蝕嚴重。(2)投放NH3后很難保證局部氨氮摩爾比，因此氨逃逸率較大，逃逸后NH3可與煙氣中的SO3和水蒸氣進一步反應生成硫酸氫銨，其呈熔融狀時易吸附在飛灰表面，粘附在空預器表面[1-3]。

盡快清除酸液(H2SO4和NH4HSO4)和提高噴氨格柵噴氨格柵后氨氣與煙氣的混合的均勻性是解決空預器堵灰的思路。應盡可能保證反應器內煙氣的速度場及反應物的濃度場(NH3/NOx)均勻分布，以確保設計要求的脫硝效率并降低氨氣逃逸量，同時建立局部高溫、高流速區域以實時清除蓄熱元件表面酸液并對噴氨格柵結構進行設計研究[4]。

通過對空氣預熱器A、B側熱一次風出口和空預器二次風進口冷端設計安裝空氣預熱器熱風循環與熱風吹掃裝置，噴氨母管和噴氨格柵處各分支管的管徑進行合理設計，加裝氨煙擾流器及噴氨格柵優化改造，可以均勻噴氨分支管的流量以及同一噴氨支管上各噴嘴的噴氨量，使煙道內各區域氨濃度分布均勻，再配合煙道流場優化，可使各區域NH3/NOx均勻分布，以確保設計要求的脫硝效率并降低氨氣逃逸量，緩解空預器堵塞問題。某公司進行了空預器防堵及阻力優化后，提高了脫硝系統煙氣流場均勻性、噴氨格柵后氨煙混合均勻性，優化了噴氨分布控制，在保證脫硝效率的條件下減少了噴氨量，同時減輕了空預器堵灰問題。

1 機組概況

某公司300 MW亞臨界機組鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司制造，亞臨界自然循環鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱燃燒方式。采用兩臺容克式三分倉回轉式空氣預熱器，兩臺動葉可調軸流式引風機，兩臺動葉可調軸流式送風機，二臺離心式一次風機；

脫硝裝置采用選擇性催化還原法全煙氣脫硝，脫硝裝置反應器布置于鍋爐省煤器出口與空預器之間，為高粉塵布置，脫硝裝置采用氨作為還原劑，其供應采用液氨供應系統。脫硝系統設計基本參數見表1。

表1 SCR設計參數(BMCR工況、設計煤種)

2 空預器防堵改造方案

2.1 加裝空預器熱風循環及熱風吹掃裝置

煙氣中氣態NH4HSO4的露點約141 ℃，空預器中反應生成的NH4HSO4溫度約為150～200 ℃內，使用300 ℃左右的循環熱風持續沖刷蓄熱元件可以抑制NH4HSO4的生成粘附。利用空預器熱一次風出口管道與空預器冷二次風入口管道內的壓力差可實現熱一次風自回流，通過布置在換熱元件冷端的熱風噴槍加熱吹掃換熱元件冷端，達到提高換熱元件冷端溫度，使NH4HSO4氣化揮發。具體裝置示意如圖1、圖2所示。

10.換熱元件；13.熱風噴嘴圖2 熱風噴槍示意圖

換熱元件10的冷端被加熱至200 ℃后，通過空預器密封區6，空預器密封區6內無氣流流動，換熱元件10的溫度保持不變，然后進入空預器熱煙氣入口7,300～400 ℃的熱煙氣連續沖刷換熱元件10，由于換熱元件10的冷端被熱風噴嘴5加熱至200 ℃左右，熱煙氣中的NH4HSO4無法析出粘附在換熱元件10的冷端。

上述空預器改裝方案中NH4HSO4熱解需要的熱量是空預器內部交換的熱量，不需要新增動力設備，對原有機組改造小，所用裝置及結構簡單，運行維護方便。循環熱風形式為閉式流通，不影響空預器內一次風、二次風和煙氣的流場。同時考慮到熱一次風引至二次風冷端是將高壓頭一次風降壓使用，一次風送風量相應提高，因此在空預器暫無堵灰風險時可切斷熱一次風引送，通過上述改造，實現了空預器防堵塞的目的，有效緩解了空預器差壓的增長。

2.2 空預器防堵系統投運

2.2.1 空預器防堵系統投運前的檢查

防堵灰系統檢修工作完成后，現場要清潔，無殘留雜物，工作票都已結束；對空預器防堵管道進行檢查，確保保溫完好，無開裂及損壞現場，防堵風門經檢驗合格，開關正常無卡澀，無泄漏現場，各溫度表、流量計校驗合格后投入；檢查一次風機、引風機、送風機、空預器運行正常。

2.2.2 空預器防堵系統的投運

在貝克·麥堅時，拉加德平步青云：1995年，她成為執委會成員，是唯一女性成員，同年成為戰略與國際研究中心智庫成員；1999年成為在35個國家設有 60多家辦事處、擁有2000多名律師的美國頂級律師事務所的女主席，成為總部首腦，那年她43歲。

空預器防堵一次風吹掃裝置安裝完成，風門電動控制試運行正常。起爐后，鍋爐運行正常，帶負荷穩定(在大負荷下運行)，特別是一次風送粉系統運行穩定后再開始調試空預器防堵系統。集控室在DCS上將熱一次風送粉系統的風壓調到正常值附近，保持穩定。在集控室DCS上開始啟動空預器防堵風門(此風門為電動操作)，從風門開啟10%開始，保持10分鐘，觀察熱一次風送粉系統的風壓下降后，是否在輸送煤粉的壓力范圍。如果是在此范圍，以后每次增加開啟5%，重復以上操作，直到閥門完全開啟。如果在此操作過程中出現熱一次風送粉系統的風壓下降后，低于正常送粉系統的壓力范圍，就需要進行增加一次風機風量操作，調整一次風機的控制風門，增大開度，滿足熱一次風送粉系統和熱風吹掃的要求。如果出現一次風機的控制風門開度最大，由于熱一次風吹掃閥門的增大，導致熱一次風送粉系統的風壓下降后，送粉系統的壓力要低于要求范圍，必須關小熱一次風吹掃風門開度，優先保證給粉系統的安全運行。

2.2.3 空預器防堵系統的投運指導建議

(1)機組正常投運后，可逐步打開空預器防堵風門進行暖管;

(2)觀察滿負荷時空預器阻力低于1.0 kPa時，建議空預器防堵風門開至30%運行；

(3)觀察滿負荷時空預器阻力在1.0～1.5(kPa)之間時，建議空預器防堵風門開至50%運行；

(4)觀察滿負荷時空預器阻力大于1.5 kPa時，建議空預器防堵風門開至80%運行；

其他負荷段參照滿負荷工況調整方式。

3 脫硝系統優化方案

3.1 脫硝系統速度流場優化

優化前滿負荷SCR系統煙氣速度分布不均勻。省煤器出口的水平煙道存在一個范圍很大的低速渦流區，煙氣流速分布不均勻，入口煙道垂直段布置的噴氨格柵截面煙氣流速不均勻。進入首層催化劑入口截面的煙氣分布不均勻，流向與催化劑方向不垂直。

圖3 SCR系統優化前煙氣速度分布

針對上述流場分布不均勻的問題，分別在省煤器出口煙道、脫硝催化劑頂部煙道內再安裝導流元件來改善噴氨格柵入口的煙氣流場分布的均勻性，消除催化劑區域的低速流體區，減小了催化劑層入口截面速度偏差。優化后滿負荷SCR系統煙氣速度分布如圖4所示。優化后入口煙道噴氨截面的煙氣流場分布已經趨于均勻，調整了SCR頂部導流元件后，進入首層催化劑入口截面的煙氣分布十分均勻，流向也基本垂直于催化劑。

圖4 SCR系統優化后煙氣速度分布

3.2 加裝氨-煙混態擾流發生器

目前SCR脫硝設備一般采用噴氨格柵前加裝導流板來減小煙氣的速度偏差，但為了保證煙氣擴散、稀釋和混合有足夠的時間，噴氨格柵與催化劑間的煙道必須足夠長，而現有煙道長度增加仍有限制。因此提出了在噴氨格柵后面加裝氨-煙混態擾流發生器，用以改善SCR反應器入口處的NH3/NOX分布的均勻性。圖5為數值模擬的安裝氨-煙混態擾流器后上部煙道截面速度分布。經混合器后，煙氣湍流強度增加。通過設計靜態混合器的結構和安裝位置，可提高氨與煙氣的混合效果。

圖5 氨-煙混態擾流器上部煙道截面速度分布

3.3 全靜壓均流等速噴氨格柵優化

噴氨格柵為了獲得良好的混氨效果往往采用數量較多且口徑較小的噴嘴，當供氨閥門低開度運行時，煙氣中攜帶的粉塵、尿素結晶，硫酸氫銨等物質易堵塞噴嘴，造成氨氮摩爾比分布不均的問題，優化后的噴氨格柵采用全靜壓等速設計，合理設置噴嘴角度及防堵裝置，且能實現寬度、深度雙向可調，保證各噴嘴流速均勻，大大降低了噴嘴堵塞的可能性，有效提高了脫硝效率。

4 空預器防堵阻力優化改后性能試驗

該公司實施空預器防堵及阻力優化改造后，在300 MW工況下，保持機組負荷、噴氨量穩定，對脫硝進口流場、進口NOx濃度、出口截面NOx濃度及SCR出口氨逃逸值進行測試。

4.1 脫硝入口速度場分布

脫硝進口煙氣速度分布如圖6所示 。改造后脫硝入口速度場分布相對均勻，A側煙氣流速最小值為12.8 m/s，最大值為17.6 m/s，平均流速為15.0 m/s，各測點風速相對標準偏差CV值為8.8%；B側煙氣流速最小值為11.5 m/s，最大值為16.1 m/s，平均流速為14.3 m/s，各測點風速相對標準偏差CV值為9.9%。

圖6 噴氨格柵布置圖

4.2 脫硝入口NOx濃度分布

脫硝入口NOx濃度分布如圖7所示。改造后脫硝入口NOx濃度場分布相對均勻，SCR入口煙道A側NOx濃度最小值為259.6 mg/Nm3，最大值為323.9 mg/Nm3，平均值為288.7 mg/Nm3，各測點NOx濃度相對標準偏差CV值為7.6%；B側NOx濃度最小值為255.3 mg/Nm3，最大值為303.7 mg/Nm3，平均值為277.2 mg/Nm3，各測點NOx濃度相對標準偏差CV值為7.8%。

圖7 優化后的噴氨格柵布置

4.3 脫硝出口NOx濃度分布

脫硝出口NOx濃度分布如圖8所示。改造后A、B兩側SCR出口NOx均勻性較好，SCR出口煙道A側NOx濃度最小值為27.3 mg/Nm3，最大值為34.5 mg/Nm3，平均值為29.9 mg/Nm3，各測點NOx濃度相對標準偏差CV值為8.8%；B側NOx濃度最小值為23.6 mg/Nm3，最大值為29.7 mg/Nm3，平均值為25.4 mg/Nm3，各測點NOx濃度相對標準偏差CV值為9.9%。

圖8 #1機組SCR出口NOx濃度分布

4.4 噴氨量變化

通過對改造前后脫硝參數進行對比，在同等蒸發量(940 t/h)工況下，改造后噴氨量由142 Nm3/h下降至86.35 Nm3/h，平均下降55.65 Nm3/h，降幅39.2%。此次改造總噴氨量較改造前下降≥10%，滿足設計要求。本次改造后，噴氨量下降明顯，可大量減少硫酸氫的生成，在運行中有利改善空預器堵塞的問題。

圖9 #1機組SCR系統改造前后噴氨量變化

4.5 空預器差壓分析

空預器差壓分析，見表2。

表2 改造后300 W工況空預器差壓記錄表

由表2可看出：改造后300 MW負荷工況下，空預器阻力一直穩定在1.4 kPa以下，空預器阻力大幅下降，改造效果較好。

5 結束語

對某公司300 MW機組進行了空預器防堵及阻力優化改造，結合CFD數值模擬確定了優化改造方案，實測了改造后脫硝系統入口煙氣流速分布和進出口NOx濃度分布，對比了改造前后的噴氨量和空預器差壓。實驗結果表明改造效果良好。具體結論如下：

(1)原有脫硝系統內煙氣流場分布不均，優化導流元件后，明顯提高了催化劑入口煙氣流速分布和進出口NOx濃度分布的均勻性。

(2)噴氨格柵后加裝氨煙混合器可以顯著提高氨煙混合均勻性。改造后，300 MW負荷條件下噴氨量降低39.2%，改造效果較好，取得了良好的經濟性。

(3)改造后空預器阻力一直穩定在1.4 kPa以下，空預器阻力大幅下降，同時減少了引風機電耗，改造效果較好。