摘要:本文结合电厂运行实践，提出了630MW锅炉脱硝改造后遇到的空预器堵塞，送引风机出力受限，以及严重情况下机组被迫停机的严重问题。低负荷下由于喷氨过量生成的NH4HSO4是造成上述现象发生的主要原因。对此结合运行经验，给出了增加烟气旁路，对硫酸氢铵进行在线热解，协同调整风机运行方式的三种不同应对措施，解决了锅炉脱硝改造后的缺陷，保证了燃煤机组安全，清洁运行。
关键词：锅炉脱硝；硫酸氢铵；空预器堵塞；应对策略
1、概况：
大唐三门峡发电公司二期#3、4机组锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG－1900/25.4－YM4型一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式反动式汽轮机。
2、脱硝改造后遇到的问题及原因分析
2.1存在的问题
1、空预器堵塞：SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。目前燃煤电厂广泛应用的SCR催化剂多为改良的V205／Ti02催化剂，其催化活性温度在300℃～400℃。在烟气温度较低的情况下，会生成副反应物硫酸氢铵堵塞空预器，使脱硝改造后空预器堵塞成为常态化，且有如下特点：①空预器蒸汽吹灰和激波吹灰难以吹掉，只能起到缓解作用。②空预器一旦发生因硫酸氢铵堵塞迹象后，随着机组运行时间积累堵塞会越来越重，最终被迫停炉③根据锅炉负压及一、二次风压波动结合机组停运后检查确定堵塞严重部位为空预器受热面冷端。
2、风机出力受限：空预器堵塞，其进出口差压增大，严重影响锅炉安全运行，风机出力受限，经常会有喘振现象，使风机出力降低。
3、烟温低机组被迫退出运行：随着社会用电结构发生变化，燃煤火电机组出现大面积、长时间低负荷运行、深度调峰更是常态化的情况，导致进入脱硝系统的烟温过低。脱硝SCR反应区入口烟气温度在冬季和低负荷时出现低于300℃，在深度调峰时接近SCR反应器跳闸温度270℃。环保参数面临超标风险，机组被迫停运。
2.2原因分析
2.2.1氨逃逸
SCR装置被安置在省煤器和空气预热器之间，当入口烟温在360～380℃以下时，SCR反应效率会随着烟气温度的提高而增强，相应的氨逃逸率则逐渐降低。当烟气温度低于催化剂的活性温度范围下限时，在烟气温度为150~200℃，NH3与SO3和H2O反应生成（NH4）2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，降低脱硝效率，为了达到国家对NOx排放的标准要求，不得不增大喷氨量，从而促使更多的生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂通道或微孔，从而降低催化剂的活性，局部堵塞还会造成催化剂的磨损。随着烟气的流动,逃逸的氨气与SO3和H2O进一步在空预器中生成副反应生成物（NH4）2SO4、NH4HSO4，吸附在其受热面造成空预器堵塞，使空预器进出口差压增大，空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域。
2.2.2机组负荷和煤质变化
机组一直低负荷运行排烟温度偏低，催化剂活性降低，副反应加强，扩大了硫酸氢氨的沉积区域。由于实际燃用煤种与设计煤种变化较大，含S量变化化从0.36％~1.50％不等，含硫量高，水分高，造成烟气中SO2含量增大，同时副反应生成物（NH4）2SO4、NH4HSO4生成量增加。容易加快空预器结露腐蚀和堵塞。
2.2.3流场分布不均
由于进入脱硝装置中的烟气流场分布不均匀，容易造成局部的喷氨量过大引起副反应物生成。
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3应对方法
3.1 SCR入口增加烟气旁路
主要是采用减少经过省煤器用于给水加热的烟气，通过旁路直接进入SCR装置的方法，提高进入SCR反应区烟气的温度。在省煤器旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路挡板的开度可以控制直接进入SCR反应区的烟气量，进而可以控制烟气温度。可以满足锅炉启动初期脱硝SCR反应器在机组并网前投入运行，基本实现了SCR全负荷投入条件。
提高烟温会来造成空预器整体运行温度区间的改变，空预器工作温度从原来的 350℃ -120℃（烟气侧），预计将会提升到 380℃ -230℃，之后各个运行设备运行温度均会发生改变，因此烟温改变后设备是否能安全运行，直接关系到治理方案是否可行。所以在空预器后设置低温省煤器，降低烟气温度，减少排烟热损失，同时保证后面的设备在安全设计温度下运行。
低温省煤器系统布置在锅炉低温省煤器布置在空预器出口和电除尘器入口烟道之间，沿烟道横向布置四台低温省煤器，每台低温省煤器分为四组冷却器，每组冷却器有独立的进、回水手动门，当出现冷却器泄漏时可单独进行隔离，避免退出整台低温省煤器运行。
3.2对硫酸氢铵进行在线热解
我公司#3、#4炉脱硝超低改造后以来，#3、#4炉空预器因脱硝反应生成副产物硫酸氢铵吸附在空预器受热面造成空预器差压增大，根据空预器冷热段堵塞差异性和在线运行经验分析，说明空预器堵塞与受热面温度有一定关系，通过在线提高堵塞侧空预器排烟温度进行在线热解，对空预器堵塞减小有一定作用。
2017年2月以来，因省网负荷较低，#3炉长期处于低负荷运行负荷点，偶尔进行深度调峰，#3炉A空预器差压逐步增大，中间间断对#3A空预器进行热解，但因环境温度低，#3A空预器出口排烟温度提高有限，热解效果不明显。为了缓解空预器堵塞情况，4月初，环境温度上升，提高排烟温度至160℃，#3A空预器热解后同负荷下参数对比见表1。
经过热解#3A空预器差压堵塞情况好转，#3A空预器二次风差压及烟气侧差压均有下降，机组最高出力能带500MW，比热解前多带80MW，热解效果明显。
3.3 协同调整风机运行方式
增设SCR脱硝装置后，2017年3月底#3A空预器堵塞情况恶化，炉压波动最大至±500pa,二次风压波动150-1000pa,一次风压波动8-11KPA，最大出力仅能带430MW。对机组运行安全性、经济性均造成了影响，#3炉炉压、一次风压、二次风压波动很大，自动调节投入时风机动叶波动较大，对风机安全稳定运行影响很大，易引起风机失速喘振，为防止出现异常，做出了风机协同调整方法：
①A侧送风机、一次风机出力通过偏置下调，风机出口压力不低于B侧风机即可；②负荷400MW以上时尽量提高B侧送风机出力，满足风量需求前提下，尽量减少A送出力；如必须提高A送出力，应缓慢增加并加强监视风机运行情况，防止因A送出力波动加大造成喘振，发现电流波动大、风机异音大应及时降低A送出力，使其恢复正常；③一次风机偏置不可过大，确保A侧风机出口压力不低于B侧风机，一次风压不可过高，维持ABE磨冷风调门一定开度，提高A一次风机抗干扰能力；④A、B引风机出力尽量调平，A引风机电流应大于B引风机，保证A引风机烟气量；⑤发现炉压、一次风压波动加剧，可切除自动，分析原因消除后重新投入，将A侧排烟温度提高，降低空预器堵塞。
4结论分析
SCR脱硝改造后遇到空预器堵塞，风机出力受限，以及严重下低机组被迫退出运行等问题。低负荷下由于喷氨过量生成的NH4HSO4是造成上述现象发生的主要原因。对此结合运行经验，提出了在运行中增加烟气旁路挡板，酸氢铵进行在线热解，风机协同调整等应对策略，有效改善了SCR脱销运行中的不利影响。通过三门峡2台630MW运行实践，验证了该运行策略效果安全、有效，并有一定的运行推广价值。
参考文献：
[1]梁衡．SCR空气预热器改造方案设计与实施要点[R]．火电厂大气污染物控制研讨会，日照：2011．
[2]志强，宋国升，陈崇明.某电厂600 MW机组SCR脱硝过程氨逃逸原因分析[J]．电力建设，2012(9)：66—68．
论文作者:张灵风
论文发表刊物:《电力设备》2017年第12期
论文发表时间:2017/8/31
标签：烟气论文; 风机论文; 省煤器论文; 温度论文; 机组论文; 负荷论文; 在线论文; 《电力设备》2017年第12期论文;