摘 要：大型燃煤电厂脱硝系统超低排放改造后，暴露出了一系列的问题，其中最突出的就是空预器堵塞，本文针对 630MW燃煤机组SCR烟气脱硝技术改造后空预器的堵塞进行分析研究，对空预器堵塞后的消融，提出解决方法。通过合理的改变运行方式，达到降低空预器差压的目的。
ABSTRACT: A series of problems have been exposed after the ultra-low emission renovation of denitrification system in large coal-fired power plants. The most prominent one is the blockage of air preheater. In this paper, the blockage of air preheater after the renovation of SCR flue gas denitrification technology for 630 MW coal-fired units is analyzed and studied, and the ablation after blockage of air preheater is put forward. The purpose of reducing differential pressure of air preheater is achieved by changing operation mode reasonably.
关键词：脱硝，硫酸氢铵，空预器堵塞，消融，差压
Key words: denitrification, ammonium bisulfate, air preheater blockage, ablation, differential pressure
1、前言
国家环保部GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》已于2011年7月29日正式实施，为保证可持续性发展，并担负起企业应有的社会责任，火电机组在脱硫的基础上，相继完成了脱硝等超低排放改造，NOx等排放均达到标准要求。
国家电投开封发电分公司（以下简称开封电厂）分别于2013、2014年对两台630MW#1、2燃煤机组进行了脱硝改造，2015年进行了超低排放改造，备用层催化剂投入使用。脱硝采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NOx的目的，催化剂型式采用蜂窝式,脱硝装置采用液氨作为还原剂，由液氨供应系统供应。
开封电厂脱硝系统技术改造后，环保参数排放均已达超低排放要求，但运行中也出现了一些问题，其中以下游设备空预器堵塞问题较为严重，通过运行中不断摸索研究调整，开封电厂总结出了针对空预器堵塞问题的预防及解决方法。
2、 系统简介
开封电厂采用东方锅炉厂引进技术制造的超临界参数变压本生型锅炉，炉型为：单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，型号为：DG2020/25.4-‖1型。空预器采用东方锅炉（集团）股份有限公司空气预热器工程分公司生产的LAP13494/1900型容克式空气预热器，转子直径为13494mm，蓄热元件高度自上而下分别为800、800和300 mm，冷段300mm蓄热元件为低合金耐腐蚀考登钢，其余热段蓄热元件为碳钢，空气预热器为中心驱动，转子以 0.99转/分的转速旋转回转空预器是由传热元件、转子密封、传动装置、转子推力轴承、转子导向轴承等部件，以及消防、火灾监控、蒸汽吹灰系统等组成。为保证空预器安全经济运行，配有漏风回收系统、轴承润滑系统、火灾报警系统、消防及清洗系统和吹灰装置。
2013、2014年脱硝改造的同时空预器改造采取“部分更换”的原则进行，更换冷端换热元件材料，采用干法静电喷涂镀搪瓷工艺进行双面喷涂，基材采用进口脱碳钢。
中间蓄热元件高度增加为1000mm，SCR脱硝系统投运后，为了解决冷端换热元件硫酸氢铵的堵灰问题，同时改善热端和中温段换热元件的堵灰问题，原有冷端吹灰器更换为高压水加蒸汽联合的双介质吹灰器；为冷端提供高压水的高压水泵及其管路系统同时增设。改造后热端利旧原高能量蒸汽吹灰器，并对利旧的吹灰器进行校核，满足改造后的吹灰效果，以及时清理热端换热元件出现的氧化皮和积灰，改善热端堵灰的状况，同时还可以及时清理可能积聚的可燃物，防止空气预热器着火。
3、空预器堵塞问题分析、预防
3.1空预器堵塞现象：
两台机组自2013、2014年进行脱硝改造后，运行中空预器差压即有明显的上升，特别是2015年进行超低排放改造，脱硝系统催化剂备用层投运，这种现象更加明显。
例如：#1机组2015年11月5日检修完毕启动，启动初期空预器A、B侧差压在满负荷时基本在1.5 KPa；至2016年1月9日机组停运前满负荷时差压A、B侧最大值达2.8 KPa/2.2 KPa，引风机全压已达到8KPa报警限制，风压有摆动现象，威胁机组安全，影响机组接带满负荷能力，2016年1月12日停炉，空预器进行冲洗， 2016、2017年度空预器最高差压2.0KPa,可控，2018年差压开始上涨。
#2机组2017年5月A修对空预器进行拆包冲洗，7月13日启动后满负荷空预器差压A、B侧分别为1.42/1.27KPa，至2018年1月，#2炉A侧空预器差压最大至3.15KPa,已经威胁到了机组的安全。
3.2空预器堵塞危害：
a、空预器阻力增大后，同样工况较堵塞前风机电耗增加，排烟温度升高，排烟损失增大；
b、满负荷工况由于烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组出力受限；
c、两台空预器堵塞程度不一，造成两侧烟道阻力不同，风机易发生抢风，影响机组安全运行；
3.3空预器堵塞原因分析
3.3.1脱硝原理。
在SCR中，烟气中的氮氧化物被氨气还原成氮气和水，氮氧化物被脱除的化学式为：
4NO + 4NH3 + O2 →4N2 + 6H2O
6NO + 4NH3 →5N2 + 6H2O
2NO2 + 4NH3 + O2 →3N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3 →7N2 + 12H2O
NO + NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2
除上述催化还原反应外,当温度等条件改变时,还可能发生以下副反应:
4NH3 + 3O2 →2N2 + 6H2O
4NH3 + 5O2 →4NO + 6H2O
2NH3 →N2 + 3H2
SO3 + 2NH3 + H2O →(NH4)2SO4
SO3 + NH3 + H2O →NH4HSO4
SCR 反应器中的烟气温度一般设计要求为320℃～420℃之间，因为当烟气温度位于340℃～380℃之间时，催化剂活性物的活性最高，催化还原反应效率最高。省煤器后空预器前的烟气温度正好满足此区间，这也是SCR 布置在省煤器后空预器前的原因。当烟气温度低于320℃时，用于反应的氨气会和烟气中的SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢铵，此时铵盐会对催化剂活性物微孔进行堵塞和加速对催化剂的磨损，降低催化剂的活性；对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢铵会在147℃～207℃温度范围内时呈现为液态，液态硫酸氢铵是一种“鼻涕状”粘性、强腐蚀性的物质，空预器的冷端温度正好在此温度区间，因此，硫酸氢铵将会粘附在空预器的冷端并进一步吸附粘结大量烟气中的飞灰造成空预器堵塞，一般脱硝改造时需同时进行空预器冷段改造，空预器冷端一般改造为镀搪瓷组件，搪瓷组件可有效防止低温腐蚀，并且搪瓷表面比较顺滑，不易粘污其他物质，即使粘污也易于吹灰器清扫。综上所述， 当进入SCR 反应器中的烟气温度低于320℃时，SCR 脱硝必须退出运行，禁止喷氨。当温度高于420℃，特别是烟气温度高于450℃时，副反应会发生，NH3会被氧化成NO，造成还原反应无法进行，并且高温烟气还会对催化剂造成烧结，大大降低催化剂的寿命。国内燃煤机组均参与调峰，且经常低负荷运行，SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口，硫酸铵和硫酸氢铵随即生成。
3.3.2、空预器堵塞原因分析：
a、喷氨均匀性差，为使排放达标，过量喷入氨气；
b、烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大，氨逃逸超限；
c、低负荷工况排烟温度偏低，硫酸氢铵沉积区域增大；
d、燃用高硫煤；
4、预防空预器堵塞方法
根据上述空预器堵塞原因分析，提出以下预防方法：
a、进行喷氨均匀性实验，并通过网格法测量验证喷氨均匀性，降低氨逃逸率。
b、优化喷氨逻辑，在保证小时均值合格前提下，尽量提高SCR出口NOx小时排放均值达75%以上，减少喷氨量。
c、提高入炉煤的空干基挥发份，调整燃烧，降低火焰中心，调整燃尽风，降低SCR入口NOx排放值。
d、保持合理的制粉系统运行方式，保持制粉系统最经济出力，防止运行磨组煤量过低，制粉系统运行台数过多，降低一次风压，保证锅炉主燃烧区煤粉的浓度，提高主燃烧区产生的NOx被还原的比例。
e、尽量降低入炉煤的硫份。
f、定期进行空预器连续吹灰。
采用优化运行方式，通过实践#1机组连续运行136天，空预器差压控制在2.2 KPa/1.95 KPa，不影响机组接带满负荷能力。
但#2机组由于脱硝均匀性试验滞后，2017年7月13日启动后，中间两次调停，至2018年1月12日停运，共运行151天，600MW时，A/B侧空预器差压从1.42/1.27KPa涨至3.15/1.91KPa,已经严重威胁机组安全。
5、空预器堵塞后的处理研究及对策
通过优化系统运行方式，极大的减缓了空预器中硫酸氢铵的生成，延长了空预器发生堵塞的周期，但是随着机组长周期运行，空预器中硫酸氢铵的积累，仍可能发生堵塞情况。通常的解决方案是机组在线及停运后进行高压水冲洗，工期长、费用高，并且针对硫酸氢铵沉积不能保证效果。
5.1硫酸氢铵特性研究
根据硫酸氢铵的理化性质得知，硫酸氢铵熔点147℃，实际应用中当烟温达到150℃～230℃时硫酸氢铵即发生升华，产生可逆过程。德国和日本最早提出的关于硫酸氢铵结垢的形成与空预器运行时蓄热元件金属壁温的相互关系得到了实际运行经验的验证。在高粉尘的条件下，发生结垢的最大金属壁温比硫酸氢铵的酸露点温度低4.4℃。而在低粉尘浓度的条件下发生结垢的温度范围延伸到硫酸氢铵的酸露点温度之上，这种特点使得很大比例的硫酸氢铵沉积在灰粒上，并且随灰粒被带出空预器。若不出现该现象，硫酸氢铵的沉积将扩展到更高的温度区域。此外，飞灰具有一定的冲刷清洁作用，小于或等于150℃时，硫酸氢铵紧密固化，但可以用吹灰设备清除。
通过厂家对空预器蓄热元件耐热性了解到，碳钢蓄热片变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上；根据硫酸氢铵不同粉尘浓度结垢特性，通过提高空预器吹灰蒸汽压力提高0.2 MPa、并增加吹灰次数，观察空预器差压无明显下降。
5.2空预器堵塞后处理对策
针对硫酸氢铵的理化特性，并考虑到空预器是整体升温，在控制好温升率的情况下，膨胀变形不会使动静间隙发生突变，不影响空预器安全运行。根据开封电厂除尘器改造后为电袋除尘，袋场安全连续运行温度不大于165℃，制定编写了空预器升温消融试验方案，采用关小一侧热二次风挡板，提高该侧空预器温度的方法使硫酸氢铵升华，同时进行空预器连续吹灰，解决空预器堵塞问题。
内容
一、检查与准备：
1、查试验前已对排烟温度、布袋除尘器入口温度测点校对。
2、除灰已提前4小时停止该侧除尘器布袋反吹，防止硫酸氢铵在滤袋上积聚。
3、查空预器冷端吹灰已投入连续运行。
4、查运行人员根据要求已做好手动关闭 侧热二次风挡板的准备。
5、保持机组燃烧稳定
6、燃油系统处于热备用
7、查需要退出的保护名称
二、操作步骤：
1、 机组负荷300-500MW。
2、 机组 A（B） 侧空预器处理堵塞，烟气差压 KPa。
3、缓慢关小 A（B）（同）侧空预器出口热二次风挡板，控制 A（B）（同）侧排烟温缓慢升高0．5℃/分钟。
4、 A（B）（同）侧空预器出口烟温度达 160-165℃时观察其阻力开始降低，在此温度下硫酸氢铵气化，记录空预器烟气侧差压下降情况，温度达到后时间控制在4小时内。反复进行3天。
5、试验完成后恢复A（B）侧空预器出口热二次风挡板时缓慢进行，防止烟温骤变。
三、注意事项：
1、控制好升温速率，防止由于膨胀不均造成空预器卡涩，严密监视空预器电流摆动情况，发现电流摆动立即停止升温，并适当降低空预器出口烟温，确保空预器电流不再摆动。
2、就地检查空预器运行情况，确保运行正常，无卡涩。
3、控制布袋前温度＜160℃，引风机运行最高入口温度＜160℃，且在该温度下运行时密切监视风机运行参数。脱硫设备温度＜160℃。
4、监视引风机振动＜4.6mm/s，否则停止升温。
5、若排烟温度≥200℃，根据现场情况，由总指挥决定机组是否紧急停运。
#2炉分别于2018年2月1、2、4日，对2A侧空预器做3次提烟温消融试验，关小2A侧热二次风挡板，控制烟温上涨速率0.5℃/min，2A空预器后烟温达160-170℃时，保持空预器连续吹灰，空预器差压开始下降，空预器差压下降至2.2KPa以下，机组长期运行，未出现差压再次升高现象，2018年9月15日又做一次消融试验，从停炉后空预器透光试验及肉眼判断，硫酸氢铵集聚减少且颗粒度降低。延长了空预器的堵塞周期，节约了在线水冲洗的费用。
6、结束语
通过对空预器堵塞现象的总结，查阅参考相关文献，借鉴同类型机组经验，对空预器堵塞问题进行分析，提出合理的调整建议和对策，并通过调整试验，解决了空预器堵塞问题，延长了空预器堵塞周期，提高了机组的运行经济性；科学的组织措施和方案、精心细致的操作是机组可靠运行的安全保障。保证了机组的长周期运行。
参 考 文 献：
[1]朱珍平、刘振宇、朱宏贤等.V2O5/AC催化剂低温催化 的NO2NH32O2反应———SO2,V2O5担载量和反应温度的影响[J].中国科学(B辑),2000,30(2):1542159.。
[2]沈迪新、胡成南.我国火电厂排放氮氧化物控制技术。
[3]王磐 660MW燃煤锅炉空预器堵塞及处理技术研究 《科技风》 2018.6.28
论文作者:乔永生
论文发表刊物:《中国电业》2019年第10期
论文发表时间:2019/9/11
标签：机组论文; 硫酸论文; 温度论文; 烟气论文; 氢铵论文; 蓄热论文; 催化剂论文; 《中国电业》2019年第10期论文;