(京能集团山西漳山发电有限责任公司 山西省长治市 046021)
摘要：随着人们对生态环境的更高要求，国家对环保要求的日益严格，火电厂机组采用 SCR 脱硝工艺控制 NO X 排放是大势所趋,目前，火电厂对减少 N0 X 的排放，取得了显著成效，但是逃逸的氨气会生成硫酸氢铵并沉积在空预器中，导致空预器烟气差压升高，堵塞空预器，系统阻力增大，影响锅炉安全、经济运行。
关键词：空预器；堵塞；原因 ；处理
引言：
空预器堵塞是超低排放改造后各大电厂遇到的普遍性问题，不仅导致风机电流增大能耗增加，排烟温度升高，严重时被迫降低机组出力运行，极端情况甚至出现被迫停炉，因此有效预防空预器堵塞非常重要，需要我们在运行中不断总结经验。
1空预器堵灰原因分析
1.1烟气中灰含量大
为了降低燃料成本，通过掺烧泥煤，泥煤的掺配量也在逐渐增多，单台炉每天能掺烧 900t 的煤泥，节约了燃料成本的同时，增加了烟气中灰含量，灰量增加，空预器堵灰之后差压逐渐上升。
1.2 烟气中 SO3 含量增加
烟气中SO3含量的增加，烟气酸露点的温度提高，酸结露的几率增加，空预器冷端腐蚀加重，空预器的堵灰风险增加。
1.3氨逃逸率超标
SCR 脱硝系统中的逃逸氨与烟气中的 SO3 及水蒸汽生成硫酸氢氨。
NH3 + SO3 + H2O Þ NH4HSO4
在一定温度范围内呈液态的硫酸氢氨呈中度酸性且具有很大的粘性，中低温情况下，硫酸氢氨结晶，易沉积在空预器的换热元件表面上并吸捕烟气中的飞灰物，加剧换热元件的堵灰。氨逃逸为 3ppm 以下时堵塞程度较轻，氨逃逸为 3ppm 以上时堵塞发生的几率加重。
1.4 空预器烟气入口流场分布变化
SCR 烟气脱硝系统通常会导致空预器烟气入口流场分布发生不同程度的变化，导致喷氨量某些区域存在过喷现象，而某些区域氨量不足，为了控制最终出口 NOx 排放，加大喷氨量，最终导致未反应的氨排出脱硝塔，形成较大的氨逃逸。再就是氨逃逸测点不能反映全部流场区域的氨逃逸，表计显示氨逃逸不超标，但实际上某些区域氨逃逸可能很高。
1.5空预器冷端综合温度低
空预器冷端综合温度控制过低，最终导致冷端腐蚀加重，堵灰加重。硫酸氢氨在 150 ～ 200℃温度范围内为液态，液态硫酸氢氨与烟气中的飞灰粒子相结合，烟气流经空预器时，在空预器波纹蓄热元件上逐渐沉积，形成了粘结性极强的融盐状的积灰。
1.6 煤质含氮、硫量过高
燃料型 NOX 高，喷氨量增加，逃逸氨与硫酸反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，硫酸氢氨在 150 ～ 200℃温度范围内为液态，液态硫酸氢氨与烟气中的飞灰粒子相结合，烟气流经空预器时，在空预器波纹蓄热元件上逐渐沉积，形成了粘结性极强的融盐状的积灰。随着 NH3 和 SO3 浓度乘积的升高，硫酸氢铵的露点温度升高，生成更多的液态硫酸氢氨。
1.7 机组长时间低负荷、环境温度低、喷氨量大
机组长时间低负荷运行，SCR 区域温度较低，接近脱硝跳闸温度300℃，较低的温度不利于脱硝反应，为了控制出口 NOx 排放，必须加大喷氨量，最终氨逃逸量大，NH3 和 SO3 浓度高，逃逸氨与硫酸反应生成了比正常多得多的硫酸氢铵或硫酸铵，又因为空预器冷端温度低，硫酸氢氨在空预器中温段呈液态，液态硫酸氢氨与烟气中的飞灰粒子相结合形成了粘结性极强的融盐状的积灰，导致空预器大量堵灰，差压较快速上升。
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2 防范对策
2.1严格控制进口烟气中 NO X 浓度，运行中注意监视 SCR 进口烟气中 NO X 浓度小于 550mg/Nm 3 ， 若出现 SCR 进口烟气中 NO X 浓度小于 550mg/Nm 3 时，应进行入炉煤的调整及调整负荷，通过调整磨组的运行方式尽可能的控制 SCR 进口烟气中 NO X 浓度小于 550mg/Nm 3 。
2.2增加预热器吹灰频次，适度增加预热器吹灰频次 ，尤其是增加易积灰的冷端吹灰次数 ，避免预热器的差压增大 。
2.3适度降低燃煤硫份和氧量，降低入炉燃煤的硫份 ，并降低炉膛的氧量 ，可以减少 SO ３ 生成量 ，降低低温腐蚀 。
2.4适度降低 SCR 喷氨量，在保证 NOX 排放浓度符合环保要求的前提下 ，尽量控制喷氨量 ，以降低 NH ４ HSO ４ 的生成量 。
2.5适投用风机暖风器，在环境温度较低的季节 ，及时投用风机暖风器 ，以提高预热器受热面冷端温度 ，降低低温腐蚀 。尽量开大燃尽风开度，满负荷保持下三层燃尽风挡板开度 60%以上，第四层燃尽风挡板全开，可以让脱硝入口 NOx 含量降到 200mg/Nm³，降低脱硝喷氨压力，防止过量喷氨。中低负荷阶段，同时为维持大风箱差压，会适当关小燃尽风挡板，实际运行中，低负荷阶段，开大燃尽风挡板，即使大风箱差压在 0.25Kpa 左右，锅炉壁温和汽温仍然无任何问题，因此低负荷阶段，没必要为了维持大风箱差压在 0.4Kpa 而把燃尽风挡板关的很小，甚至全关，如果低负荷阶段燃尽风全关或开的很小，脱硝入口 NOx 会高达 500mg/Nm³，甚至有时会达到 600mg/Nm³，导致脱硝喷氨量极大，且低负荷脱硝区域烟温低，脱硝反应效果稍差，导致氨逃逸数值爆表（10ppm 以上）。因此在低负荷阶段，当把燃尽风挡板开大后，脱硝入口 NOx 含量可控制在 350mg/Nm³，有效降低了脱硝喷氨压力，控制了氨逃逸率不超标。
2.6 空预器在线升温吹扫，根据硫酸氢铵物化特性：腐蚀品、沸点 350℃ 、熔点 147℃ ，可采取空预器烟气升温方式将空预器冷端硫酸氢铵加热至 147℃ 以上，同时进行连续蒸汽吹灰方式， 在其液化状态下吹扫随烟气排掉以降低空预器烟气差压。将机组负荷控制在 480MW 左右，手动降低拟吹扫侧空预器送风机出力， 按 0.5℃/min 速率提高排烟温度。 同时提高另一侧送风机出力，维持炉膛总风量稳定。
将拟吹扫侧送风机动叶开度逐步关小至 10% 左右后， 安排专人就地缓慢关闭拟吹扫侧空预器出口热二次风档板， 继续提高该侧空预器出口排烟温度至 160℃ 。 提高炉本体至空预器吹灰母管压力至2.0~2.5MPa ，投入该侧空预器连续吹灰 6h 。 连续吹灰完成后恢复
风组正常运行方式。 实践表明效果明显。
2.7 设备检修，利用机组调停或检修机会 ，及时进行检修 ，彻底解决预热器漏风问题 ，并将受热面进行水冲洗 。
2.8利用停炉对空预器进行彻底水冲洗，并抽取受热面以检查冲洗效果。硫酸氢铵沉积物高溶于水，我厂可以利用停炉或检修，就近利用高压工业水，对空预器进行高压水冲洗，每天空预器控制在冲洗两天左右，可以达到很好的效果，若检修时间较长时间允许，可将换热元件吊出进行冲洗。
2.9加强 SCR 喷氨量、氨逃逸、脱硝入口 NOX、风机电流、空预器电流和空预器差压的运行监视工作。 对于对氨逃逸无法准确及时监视的情况，控制喷氨量更为重要，不能单单通过 SCR 进出口烟气中 NO X 的浓度确定喷氨量，在负荷增加氧量变化的时候做好提前量，以免出现短时过度喷氨。 同时建立脱硝系统定期试验制度，包括流场均匀性试验，催化剂活性试验。 特别是流场试验，在催化剂运行 2~3 年后，催化剂活性必然降低，通过流场均匀性试验， 能及时掌握催化剂局部失效引起氨逃逸率局部增加的状况，通过调整喷氨流量分布，避免氨逃逸率局部超标。
结束语：
通过测试光伏组件表面不同落灰程度及温度对光伏组串发电量影响比例结论 ，可将此结论应用当光伏电站选址 、设计及运营过程中 ，为后续光伏电站可靠 、高效运行提供有力保证 。
参考文献：
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[2] 金其森,殷志龙. 630MW机组脱硝改造后空预器差压大问题分析[J]. 江苏电机工程. 2015(01)
[3] 王成忠. 600MW机组脱硝改造后空预器差压大问题分析[J]. 山东工业技术. 2016(22)
论文作者:王璐
论文发表刊物:《电力设备》2018年第30期
论文发表时间:2019/4/11
标签：烟气论文; 硫酸论文; 温度论文; 负荷论文; 液态论文; 浓度论文; 预热器论文; 《电力设备》2018年第30期论文;