贵州黔东电力有限公司，贵州镇远557702
摘 要：针对黔东电厂600MW火电机组脱硝改造后，空预器堵塞加剧，严重影响机组带负荷能力及安全运行，分析空预器堵塞的原因及控制措施。通过多次实践证明，采用优化空预器冷端蓄热片材料、控制入炉煤含硫量、进行脱硝喷氨优化、降低脱硝入口NOx、降低脱硝氨逃逸率、提升空预器冷端综合温度、低负荷大幅度提升半侧空预器烟温等措施，能够有效控降空预器堵塞，提升机组带负荷能力和运行安全，采取措施容易实现，且安全性可控，整体经济性得以提升，对于同类型机组有较好的推广价值。
关键词：600MW；空预器；分析；治理
1、电厂空预器运行情况介绍
黔东电厂为两台600MW亚临界锅炉分别配备两台三分仓容克式空气预热器。整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成，在转子内分成热端、中温段、冷端3个部分。每台锅炉布置2套SCR脱硝装置，液氨气化后的氨气为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域，SCR脱硝系统分别于2013年、2014年投运。锅炉长期燃用含硫量3%以上的煤种，在冬季低温或低负荷运行时，空预器冷端综合温度大幅低于烟气露点温度，且脱硝入口NOx值长期处于较高状态，为达到脱硝效率及排放要求，喷氨量增大，氨逃逸率上升，从而加剧生成NH4HSO4沉积物，导致空预器堵灰、局部堵塞现象加重；运行中为控制堵塞而增加空预器吹灰蒸汽压力及频次，导致空预器冷端径向柔性密封装置吹损加剧，冷端漏风量增大进一步降低冷端综合温度，NH4HSO4形成及积灰沉积加速，空预器堵塞恶性循环。
电厂空预器堵塞导致的系统差压增大，其中二次风侧最大差压达2.1kPa，烟气侧差压达3kPa左右。空预器堵塞引起炉膛负压波动增大，同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加；堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度偏差明显增大，锅炉排烟损失增加，同时送/引风机、一次风机电流均有所增加，风机电耗增加明显，送风困难而限制机组负荷，甚至导致风机失速、锅炉灭火等严重问题，已成为严重影响电厂正常安全稳定经济运行的重要难题。
2、电厂设备基本情况
2.1电厂锅炉系统设备
该厂锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特·惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-Ⅱ3，型式：亚临界压力，一次中间再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统，配浓缩型双旋流燃烧器。
锅炉燃烧方式为“W”型火焰燃烧。燃烧器布置于下炉膛前后拱上，前后各有18支燃烧器，每台锅炉共有36支燃烧器。设计煤种主要为贵州六盘水地区的无烟煤。
2.2电厂烟气脱硝系统
电厂#1、#2炉烟气脱硝系统由中国大唐集团科技工程有限公司设计，采用选择性催化还原法（SCR）的脱硝装置，设计脱硝处理能力锅炉最大工况下脱硝效率不小于85％，脱硝装置可用率不小于99%。SCR脱硝反应器布置于省煤器和回转式空预器之间，烟气经省煤器出口烟道后引出进入SCR脱硝反应器，再经过回转式空预器后进入电除尘器。氨气在SCR脱硝反应器中按（NOX/NH3）1:1的比例喷入锅炉烟气，在SCR反应器中催化剂的作用下，与NOX按下述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟气中NOX含量的目的，脱硝剂为99.6%液氨气化处理后的纯氨。
2.3空预器
电厂每台锅炉配用2台东方锅炉空预器分公司提供的三分仓容克式空预器。三分仓空预器通过烟气、二次风和一次风。空预器采用先进的径向、轴向和环向密封系统，轴向、环向密封采用双密封，径向密封装置采用柔性接触式密封，传热元件高度（热端+热端+冷端）为800+800+950mm。
2.4锅炉吹灰器系统
锅炉蒸汽吹灰器全套设备由湖北戴蒙德机械有限公司提供，包括吹灰器5组共129台，1套减压站，吹灰管道及其固定和导向装置等。吹灰汽源取自2只二级减温器进口联箱，在BMCR工况下此处的蒸汽压力为17.9MPa，温度为451℃，蒸汽通过减温减压站后进入各吹灰器。锅炉启动时空预器的吹灰汽源取自辅助蒸汽，其蒸汽压力为0.8MPa～1.3MPa，温度为300～350℃。另每台炉脱硝SCR区配置20台声波吹灰器、16台蒸汽吹灰器，#1炉省煤器配置10台声波吹灰器，#2炉省煤器配置20台声波吹灰器。
3、空预器堵塞机理
SCR反应器是在特定催化剂作用下，以氨作为还原剂，其化学反应机理比较复杂，主反应是NH3在一定的温度和催化剂作用下，选择性的将NOx还原为N2和H2O，其过程涉及到数十个反应方程。但是当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成NH4HSO4，而在150℃～220℃温度区间，NH4HSO4是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加，换热元件的效率降低等问题。
空预器对NH4HSO4结垢非常敏感，即使设计时采取措施减小氨逃逸率，由于负荷瞬变、气流层化、氨或NOx的分布不均、系统控制故障、催化剂性能降低等原因引起氨逃逸率上升，引起空预器结垢还是经常发生。
4、空预器堵塞原因分析
4.1煤质因素
4.1.1 黔东电厂设计煤种含硫量1.83%,校核煤种含硫量1.52%/1.98%，而实际使用入炉煤煤种含硫量1%～5%之间，年平均入炉煤含硫量在3.2%～3.8%之间，含硫量高，燃煤燃烧产生的SO2量较大（S+O2=SO2），SO2在催化剂的作用下进一步氧化生成SO3（2 SO2+O2=2SO3），SO3与烟气中的水蒸汽生成硫酸蒸汽（2SO3+H2O=H2SO4），将进一步提升烟气露点温度，在SO3与烟气露点问题升高的双重影响下，加剧了空预器腐蚀及堵塞。以下为实际入炉煤质情况：
1电厂实际入炉煤分析数据
4.1.2 电厂入炉煤挥发分较低，目前日平均挥发分只有9%～12%左右，导致SCR入口NOx长期偏高，日均值在900 mg/m3～1200mg/m3之间，已超过设计值（900 mg/m3），液氨单耗较大（日平均单耗最大时达1.1g/kWh～1.2g/kWh左右），增大了氨逃逸率（经试验测量满负荷工况下SCR出口局部最大逃逸率达5.41ppm），加速硫酸氢铵形成和空预器堵塞。
4.1.3 因电厂无专业配煤设施，且煤种有一二十种，热值范围15MJ/kg～26MJ/kg、挥发分范围7%～40%、硫份1%～5%、水分3%～15%，煤质波动大，配煤方式主要以斗轮机取料或翻车机翻卸后到原煤仓分仓分煤种上煤，磨煤机单独磨制后炉内混烧为主，掺烧灵活性较差，受设备缺陷及运行方式影响变化较大，配煤合格率长期在90%以下，且受制粉系统设备可靠性偏低影响，锅炉燃烧控制难度加大，烟气中SO2、NOx波动较大，进而增大了脱硝控制难度，耗氨量及氨逃逸率增大。
4.2空预器换热元件温度
与烟气接触的空预器换热元件温度若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，否则反之。电厂现有入炉煤情况下，要求控制空预器冷端综合温度（=冷端排烟温度+空预器入口风温）在165℃～180℃以上，但实际运行中，因机组负荷变化较大（220MW～600MW之间频繁变化），系统未设计暖风器，受环境温度及低负荷时段综合温度大幅降低影响，空预器冷端换热元件（甚至中段换热元件）温度经常低于烟气露点温度，导致硫酸蒸汽及硫酸氢铵凝结并粘附在空预器换热元件上，且粘附性极强，加快空预器换热元件结露、低温腐蚀及堵塞。
4.3 SCR运行喷氨量控制的影响
4.3.1 电厂SCR系统投运以来，因设计的SCR进出口NOx及氨逃逸率测点较少，测点显示值只能表征局部运行情况，且受W型锅炉炉膛较宽，NOx的分布受磨煤机及火嘴运行方式、煤质原因等影响较大，特别在高负荷阶段，炉膛中部温度已超过1400℃，热力型NOx大量产生，烟道两侧NOx分布极不均匀，经试验测量高负荷阶段烟道两侧的NOx值只有中部的一半（两侧为900mg/m3，中部最大达1600mg/m3）。另外，投运以来，电厂未进行过流场中NOx分布及氨逃逸率等试验，脱硝系统各喷氨分支手动门均处于全开状态，导致烟道中部高NOx区域喷氨量不足，烟道两侧低NOx区域喷氨量过大，为控制排放合格，增大喷氨量，导致两侧氨逃逸率超过设计值（满负荷工况下SCR出口局部最大逃逸率达5.41ppm）。
4.3.2 电厂SCR喷氨控制系统自动调整效果不佳，特别是在SCR入口NOx高于1000 mg/m3以上时，几乎无法投入自动，且自动投入期间喷氨量及NOx排放值波动较大，容易出现短时超排及低排，导致耗氨量及氨逃逸率增大。主要原因一是自动逻辑不完善，二是SCR入口NOx过高，三是机煤质波动较大。
4.4机组负荷影响
黔东电厂两台机组经500kV线路送电湖南，处于湖南省电网末端，受送出线路水电容量大（送出线路容量210万kW，沿线装机总量400多万kW），机组负荷受水电出力及湖南省内环境温度变化影响巨大，每年机组启停频繁，深度调峰频繁，日负荷从220MW～600MW之间波动，深度调峰期间（一般每次4h～6h）燃烧工况较差，需投油稳燃，且烟温接近低限值（310℃～320℃），催化剂反应效率降低，氨逃逸率增大，且空预器冷端综合温度大幅低于硫酸氢铵冷凝温度，空预器堵塞速度加剧，导致被迫增加空预器吹灰次数及吹灰压力，致使空预器换热元件及密封元件吹损，漏风增大，空预器冷端温度进一步降低，且因密封元件存在局部吹损程度不一致问题影响，一次风压及二次分压波动增大，进而威胁锅炉燃烧安全及设备运行安全。
4.5燃烧调整影响
因电厂为W型火焰锅炉，锅炉燃烧器设计为前后墙各一层，共36个燃烧器，炉膛燃烧室宽度达34.5米，炉膛热负荷分布及燃烧均衡性、火焰中心控制、炉膛中心温度控制等极大的受到火嘴运行方式、配风方式、磨煤机运行方式（采用分仓配煤，分磨磨制各种煤种）的影响，若调整控制不当，将导致NOx大幅增加，并增大烟道各区域NOx分布不均匀性，导致耗氨量及氨逃逸率增大。
4.6 SCR吹灰及空预器吹灰影响
SCR吹灰器运行是否正常，吹灰是否及时、SCR流场是否均匀合理、是否严格按照要求控制SCR入口烟温及脱硝投退，都将影响催化剂反应效率，特别是在启机过程油煤混燃阶段，以及水平烟道及省煤器吹灰阶段和烟气温度超限的情况下，若监视控制不到位，将导致催化剂反应效率降低，喷氨量及氨逃逸率增大。
4.7空预器冷端换热元件材料及漏风影响
空预器冷端蓄热元件若使用不合理，易导致冷端低温腐蚀和加剧硫酸氢铵凝露粘附等问题。
空预器密封装置密封性能决定了空预器漏风率，并影响到其使用寿命，若选型不当及材质使用不当，将导致密封效果差、漏风率大、吹损严重等问题出现，并形成恶性循环，加重低温腐蚀及空预器堵塞。
5、空预器堵塞的治理方向
空预器堵塞的主要原因是脱硫系统逃逸的氨生成硫酸氢铵粘附在空预器换热元件上（主要在空预器冷端区域）。硫酸氢铵的形成及凝露粘附的主要因素有：（1）烟气总量测量不准、SCR进出口NOx测量不准（或因测点偏少导致无法准确反应整体运行情况）、入口NOx过高及烟道中NOx分布不均、喷氨分支手动门开度不合适、喷氨自动调整效果不佳、催化剂积灰/堵塞/磨损/烧结/中毒、脱硝烟气流程分布不合理、烟气温度过低等，导致的氨逃逸控制不良。（2）煤质含硫量增大、炉膛温度过高、炉膛热负荷分布不均、炉膛配风不合理、制粉系统运行方式及火嘴分布不合理等，将导致硫氧化物及氮氧化物生成量大增。（3）排烟温度过低、环境温度降低、空预器漏风增大、空预器换热元件及密封元件材质不合适等，将导致空预器冷端低温腐蚀及硫酸氢铵的加速冷凝粘附。
为有效改善空预器堵塞情况，经试验采取以下措施效果明显：
5.1优化采购煤种，降低入炉含硫量，经试验黔东电厂入炉煤含硫量降低至2.5%以下，空预器堵塞速度明显减缓。
5.2优化入炉配煤方式并适当提高挥发分，在满足锅炉及制粉系统安全运行的前提下，挥发分由10%～12%提升至15%左右，SCR入口NOx日均值由900mg/m3～1200 mg/m3降低至600mg/m3～800 mg/m3。
5.3加强煤场精细化管理，加大设备综合治理力度，提升其可靠性，确保配煤灵活性和提升准确性，减小入炉煤质波动范围，提升制粉系统运行调整空间，对优化燃烧调整起到保障作用。为降低NOx及控制SO2产生量打好基础。
5.4根据每台磨煤机掺配煤种情况及整体煤质情况，合理控制各负荷段氧量及炉膛配风方式，合理控制磨煤机运行方式及火嘴分布，避免局部缺氧、局部热负荷过大、提升锅炉整体燃烧均衡性，能够明显控制和降低NOx产生量，并减小烟道各区域NOx差值，提升均匀性。
5.5低负荷阶段合理掺配部分高挥发分煤种，降低NOx产生量，并能减少耗油量，减少油灰在脱硝催化剂及空预器换热元件上积存量。
5.6机组启动阶段使用高挥发分、低硫、低水分煤种，可有效提升锅炉燃烧效果，并减少SO2生成量，减少并网初期烟气中NOx含硫，降低喷氨量，减缓空预器堵塞。
5.7加强电力营销，减少深度调峰时间及深度，减少在烟温较低的工况运行时间，同时加强SCR吹灰及空预器吹灰，确保差压在正常范围。
5.8根据每日负荷预测及计划，制定各种负荷工况的吹灰区域及数量，确保低负荷阶段SCR入口烟温满足运行需求，高负荷阶段不出现SCR超温现象。
5.9根据入炉煤含硫量及空预器冷端综合温度情况，调整控制送风机热风再循环开度，提升空预器入口风温，但因热风带灰，长期开启将导致风机叶片磨损，需定期检查叶片磨损情况，在综合温度达到允许值或空预器差压可控的情况下，尽量减少热风再循环开启时间。
5.10优化喷氨自动控制逻辑，结合燃烧优化调整，大幅提升自动控制效果，脱硝低排及超排时间明显减少，氨逃逸率下降。
5.11严格控制SCR及空预器差压监视控制，制定各工况下吹灰控制要求，定期检查声波吹灰器及蒸汽吹灰器运行情况，确保吹灰效果，差压超限时及时增加吹灰；严格控制SCR入口烟温，严禁超过420℃，烟温低于310℃时退出脱硝运行，避免催化剂烧结或微孔堵塞。
5.12机组启停机投油阶段，投入空预器连续吹灰，主汽压力达到要求值后，及时将吹灰汽源由辅助蒸汽切换至主汽，提升吹灰效果，避免油灰积存。
5.13空预器冷端换热元件采用搪瓷工艺，有效减少换热元件低温腐蚀及硫酸氢铵粘附速度，同时根据空预器差压情况，适当增加吹灰频次（但尽量不要提升吹灰压力，避免换热元件及密封装置吹损过快）。
5.14严密监视空预器差压及漏风率，停炉时对空预器及SCR催化剂进行检查，及时清理催化剂积灰，更换空预器吹损的换热元件及密封片，并分析原因和优化吹灰控制方式。
5.15在低负荷阶段，通过半侧提升空预器冷端排烟温度提升至220℃～230℃的方式，能有效降低消除粘附在空预器换热元件上的硫酸氢铵。原理是：空预器冷端排烟温度超过220℃，则粘附的硫酸氢铵将由液态转化为气态，并随着烟气排走；具体及做法是：50%左右负荷工况下，逐步关小待隔离侧空预器二次风挡板，提升排烟温度，若关闭完毕仍无法达到要求烟温，则继续关闭该侧一次风挡板，排烟温度达到220℃～230℃以后保持该工况运行，空预器烟气侧、一次风侧、二次风侧差压明显降低，这是2016年08月10日进行2A空预器半侧提升烟温的试验数据情况，排烟温度逐步提升至220℃以上后，空预器差压有明显下降趋势。
表2 试验数据统计表
进行喷氨优化试验，网格法测量SCR各工况下各区域NOx、氧量、烟气量、氨逃逸率等基础数据，并根据数据情况调整喷氨手动门开度，经过试验，黔东电厂将两侧喷氨分支手动门开度关小，开大烟道中部喷氨分支手动门，能够有效的将氨逃逸率降低至1.5ppm以下。
进行脱硝流场试验，并定期检查脱硝催化剂堵塞/磨损/积灰/烧结情况，发现问题并及时采取措施处理，确保脱硝催化剂效率满足要求。
机组停运后，对空预器进行高压水冲洗，彻底清理其堵塞，冲洗完毕后进行足够实践的通风干燥，确保空预器良好状态投入运行。
在具备条件时，建议增加一次风、二次风暖风器，提升空预器入口风温，确保冷端综合温度满足需求。
条件具备时，建议结合超净排放进行低负荷全工况投运脱硝改造和低氮燃烧器改造。
6、结论
近期对#1、#2炉空预器堵塞的研究分析和实践证明，采用优化空预器冷端蓄热片材料、控制入炉煤含硫量、进行脱硝喷氨优化、降低脱硝入口NOx、降低脱硝氨逃逸率、提升空预器冷端综合温度、低负荷大幅度提升半侧空预器烟温、进行高压水冲洗等措施，能够有效控降空预器堵塞，避免被迫限制负荷提升机组带负荷能力和运行安全，采取措施容易实现，且安全性可控，机组运行经济性得以提升，对于同类型机组有较好的推广价值。
作者简介
王海涛（1982-），男，贵州省修文县人，工程师，主要从事火电厂运行管理工作。
论文作者:王海涛
论文发表刊物:《电力设备管理》2017年第5期
论文发表时间:2017/7/17
标签：烟气论文; 温度论文; 锅炉论文; 负荷论文; 元件论文; 炉膛论文; 电厂论文; 《电力设备管理》2017年第5期论文;