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摘要：结合郑州新力电力有限公司#2锅炉超低排放改造后空气预热器参数的变化，分析了火电厂锅炉采取SC R 装置后对空预器堵灰的影响及高压加热器退出运行、两炉一塔对空预器堵灰的影响，提出了预防空预器堵灰的措施和解决方案。
关键词：火电厂；空气预热器；堵塞原因；分析及对策
1导言
郑州新力电力有限公司#1、#2锅炉为武汉锅炉厂生产的WGZ670/13.7型锅炉，锅炉采用超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧一次中间再热。脱硫系统设计为两炉一塔形式。2016年郑新公司#1、#2机组在脱硝系统安装投运两年后又进行了超低排放改造。2016年郑新公司#1、#2机组完成超低排放改造后，先后于10月29日、11月12日点火启动，经过1个月的运行，发现#2锅炉空气预热器甲1、乙1差压异常升高并有逐渐升高的趋势，随后，甲、乙侧排烟温度及一、二次风温也相继出现了较大幅度的波动，判断#2锅炉空气预热器出现堵塞。2017年3月16日#2锅炉停炉后检查发现下组空气预热器甲、乙侧堵灰严重，甲侧更为明显。
2锅炉脱硝系统和空气预热器系统介绍
2.1脱硝系统：脱硝工艺采用选择性催化还原（SCR）工艺，尿素热解制氨法。锅炉设置两台SCR反应器，脱硝装置采取高尘布置（即脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空气预热器之间），布置3层催化剂，脱硝系统采用声波吹灰，反应器出口NOx浓度小于50mg/Nm3。
2.2空气预热器系统：锅炉空气预热器的型式为单级管箱式布置，共分三层，每层有16个管箱，高度分别为7m、3.5m、3.1m。
3空预器堵塞的原因及对运行造成的影响
锅炉安装SCR脱硝系统后，对空气预热器的运行主要有以下影响：
3.1在火电厂空气预热器烟气环境下，SCR脱硝
系统中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3、水蒸气生成硫酸氢铵，当温度低于147℃时，硫酸氢铵会结露呈现为液态粘稠状物质，而这一温度段正好属于空气预热器的中、低温段。液态的硫酸氢铵具有很大的黏性，会附着在空气预热器受热面上，捕捉烟气中的飞灰，使管壁挂灰加剧，严重时堵塞空气预热器管子，影响空气预热器的流通换热能力，同时，硫酸氢铵凝结物呈中度酸性，再次加剧了换热元件的腐蚀和堵灰。另外，空气预热器堵塞使空气预热器阻力增加，造成风机电耗增加，影响机组经济性。
3.2火电厂锅炉燃烧过程中生成的SO2通过SCR反应器时在活性成分V2O5的催化作用下会部分生成SO3，使烟气中SO2向SO3的转化率增加，即烟气中的SO3含量增加，加速了NH4HSO4的生成，同时也造成烟气酸露点温度升高。在这两个因素综合作用下，加剧了空气预热器的酸腐蚀和堵灰。
3.3目前，环保排放指标参数要求非常严格，考核较以往更为严厉。为了避免环保参数出现不达标，机组运行中，通常脱硝效率都保持在90％～95％，锅炉喷入较多的尿素溶液，导致氨逃逸过高。过多逃逸的氨增加了与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵的几率，使硫酸氢铵结露量增加，液态硫酸氢氨易附着于空气预热器传热元件表面，然后不断捕捉飞灰，形成融盐状的积灰，最终造成空气预热器的堵塞。
4#2锅炉空气预热器堵塞的原因分析及处理
2016年在#1、#2机组完成超低排放改造后，先后于10月29日、11月12日点火启动，经过1个月的运行，发现#2锅炉下组空气预热器甲1、乙1差压持续升高（见表一，二），两侧排烟温度的偏差逐渐增大至10℃，初步怀疑空气预热器运行情况异常，此时，一、二次风温以及引风机电流等参数均未出现明显变化。12月份#2机组高压加热器系统因为疏水管道泄漏，多次退出运行消缺维护，甲、乙侧空气预热器差压出现升高现象，同时甲、乙侧排烟温度及一、二次风温也相继出现了较大幅度的波动，造成机组无法带高负荷运行，并限制了部分制粉系统的正常出力，甲侧排烟温度最高升至163℃，对布袋除尘器的安全运行造成了极大的安全隐患。进入2017年元月份后下组空气预热器甲1、乙1差压明显开始增大，同时热风温度开始下降，特别是甲侧热风温度下降明显。根据这些现象判断为空气预热器堵塞，甲侧堵塞尤为厉害。具体数据见表三、四。通过对同类型锅炉空气预热器堵塞的主要原因排查分析，结合#2锅炉空气预热器运行期间的特征，以及超低排放改造前后的设备性能分析，得出以下结论：
4.1#2锅炉启动以后，机组负荷长期维持在500±50t/h，炉膛出口NOx维持在500±50mg/Nm3，喷氨量随机组负荷的变化维持在350~450L/h，声波吹灰设备运行正常，氨逃逸从未出现大于2ppm的现象，而且从脱硝系统三层催化剂的差压进行对比观察，一直较平稳。因此基本可以排除由于过量喷氨，导致氨逃逸过高而造成空气预热器的堵塞。
4.2#2机组高压加热器系统自2016年12月至2017年3月，因为系统泄漏多次退出检修。（见附表五：高压加热器系统退出前、后，风烟系统及SCR进口烟温分析表）通过以上数据分析，每次高压加热器系统退出以后，主汽流量减少40~50t/h，给水温度降低80℃左右，在给水温度大幅下降的同时，空气预热器出口风温也发生了较为显著的变化。数据显示，2016年12月2日高加系统退出后，检修时间长达276小时；2017年1月17、18、28日高加系统退出后，造成空气预热器处风温最大降幅曾达到13℃。空预器处烟温长时间低于露点，大量的硫酸氢铵连同灰粒黏附在空气预热器管壁上，造成空气预热器换热效果急剧下降，并产生大量的积灰。这是造成空气预热器堵灰并加剧堵塞的主要原因。
5空气预热器堵塞的预防措施
5.1高度重视高加系统退出检修对空气预热器堵灰的影响，优化运行方式及高加系统退出的相关操作，提高检修维护质量，避免出现高加系统的长期停运，从而减小对SCR装置的影响，有效控制空气预热器的堵灰。
5.2针对“两炉一塔”运行的火电厂，必须确保风烟系统的严密性，避免一台锅炉运行、一台锅炉备用期间由于返热烟气，造成空气预热器的管壁潮湿，对换热元件形成腐蚀，引起空气预热器的堵灰。
5.3由于硫酸氢铵黏附在换热器表面之后呈现出既黏又硬的特性，蒸汽吹灰不能有效地去除硫酸氢铵。并且针对加装SCR装置以后空气预热器易堵灰的特点，要充分利用停炉检修，使用高压水冲洗装置对空气预热器进行彻底冲洗，去除长时间沉积的硫酸氢铵。为机组再次启动后的安全稳定运行，创造良好的安全基础。
5.4减少烟气中的SO3采用SCR装置运行以后，催化剂中的钒不可避免地加快了SO2转化为SO3，促使SO3增多。为了减少SO3的生成，火电厂应尽可能采用低硫煤来进一步优化燃烧。
5.5减少烟气中NH3减少烟气中NH3的含量主要从控制进入催化剂之前NH3/NOx混合均匀性、减少NH3的逃逸率、控制烟气温度、提高SCR催化剂的催化活性等方面入手。一般NH3的逃逸率小于2ppm，SCR装置反应空间烟气温度在330～400℃之间，有利于促进NH3充分反应，减少NH4HSO4的生成。
参考文献：
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论文作者:王飞波
论文发表刊物:《电力设备》2019年第7期
论文发表时间:2019/9/17
标签：预热器论文; 空气论文; 锅炉论文; 烟气论文; 系统论文; 硫酸论文; 火电厂论文; 《电力设备》2019年第7期论文;