脱硝系统投运后空预器堵灰的防治

脱硝系统投运后空预器堵灰的防治

崔锡盛

大唐鲁北发电有限公司崔锡盛

摘要：阐述了SCR脱硝装置投运后对空预器造成腐蚀和堵灰的原因。以及通过一系列运行措施和调整，探讨有效解决空预器结垢和堵灰的方法和途径。

关键词：烟气脱硝；选择性催化还原法（SCR）；空预器堵灰

1我国是少数几个以煤为主要能源的国家，67%的NOX来自煤的燃烧，因此火电厂锅炉脱硝技术的广泛应用是控制我国大气中NOX排放的关键所在。近年来随着国家对环保要求的力度继续加大，越来越多的燃煤锅炉加装脱销系统。然而随着脱硝系统不断投运的同时，部分电厂却出现空预器严重堵灰的现象，而且有不断加剧的趋势，甚至最终不得不停炉进行空预器清洗消除。大唐鲁北电厂两台机组先后进行脱硝改造，自SCR脱硝系统投运以来，空预器多次出现蓄热原件冷端低温腐蚀堵灰现象，而且堵灰比较严重，且恶化速度较快，进入冬季环境温度下降时尤其明显。

大唐鲁北发电有限责任公司2×330MW锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，炉顶为大罩壳，整体成倒U型布置。#1、#2炉增设烟气脱硝系统，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（B—MCR）、处理100%烟气量条件下，脱硝效率不小于80%，催化剂按“2+1”布置，脱硝还原剂采用成品液氨。

2举例说明我厂SCR脱硝系统投运后空预器各参数的变化趋势我厂1号机组利用6月份临修期间对空预器进行了水冲洗处理，7月份开机以来，SCR脱硝系统一直处于投运状态，现将最近几月空预器运行参数进行汇总对比，分析空预器堵灰情况的变化趋势和影响因素（如表格中所示）：

由统计数据可以看出，1号炉临修空预器高压水冲洗后，空预器进出口烟气差压、一、二次风差压都显著降低。至7月末，1号炉空预器积灰情况得以控制，无明显发展。

8月份1号炉锅炉负荷率上升7.4%，空预器进出口烟气差压、一、二次风差压都随之升高，B侧空预器烟气差压上升较为明显，两侧空预器随脱硝运行积灰情况均呈缓慢增长趋势。

9月份1号炉空预器进出口烟气差压、一、二次风差压均环比上升，B侧空预器烟气差压上升较为明显，除锅炉负荷率上升2%因素，主要原因还是脱硝运行喷氨流场不均造成氨逃逸偏高。此外随着环境温度降低，1号炉空预器漏风率高，冷端腐蚀积灰因素影响也会越来越大，需及早投入二次风暖风器运行。

10月份空预器堵灰现象则更明显，且B侧空预器堵灰情况更为严重。

总结以上数据，我们基本得出以下几个观点：1）SCR脱硝系统的长期投运是造成此次空预器堵灰的主要因素2）空预器堵灰的严重程度随时间逐渐加剧，且根据现场运行经验与氨逃逸量密切相关3）环境温度降低会加剧堵灰现象。

3空预器堵灰的原理3.1安装SCR脱硝系统后，在电厂空预器烟气环境下，SCR脱硝系统中逸出的氨气与烟气中的三氧化硫、水蒸气生成硫酸氢铵凝结物即NH3+SO3+H2O----NH4HSO4硫酸氢铵在不同温度下会呈现不同状态，在150-200℃范围内会成液态，这一温度正好是空预器的低温段。液态的硫酸氢铵具有很大的黏性，附着在空预器受热面上捕捉烟气中的飞灰，严重影响空预器的阻力和流通换热能力，同时再次加剧腐蚀和堵灰。

3.2SO2在脱硝催化剂的作用下极易生成SO3，加速硫酸氢铵生成，同时也造成酸露点温度升高，因此容易加剧空预器酸腐蚀和堵灰。

3.3加装SCR装置后，烟气通过该装置阻力增加，造成SCR空预器热端压差增加了大约25%，空预器漏风率也随之增加，漏风增加进一步降低了空预器排烟温度，造成低温腐蚀。

综上分析，SCR脱硝装置投运后，反应生成的硫酸氢铵在空预器受热面上沉积是影响空预器堵灰的直接原因。影响硫酸氢铵生成的主要反应物有NH3、SO3和水蒸气，且低温对其影响较大，因此减少堵灰应从以上几个方面着手。

4SCR脱硝装置投运后我厂防止空预器堵灰采取的措施4.1加强入炉煤混配掺烧管理，严格控制入炉煤硫份不大于1.0%、灰分不大于30%。

从煤质成分上杜绝产生过多的硫氧化物，运行值长与燃料加强沟通，确保入炉煤的各项指标达到要求。根据美国巴威公司多年运行经验，对于含硫较低的燃煤，不大于3uL/L的漏氨率和不大于1%的硫氧化物的转化率是比较高的指标，作用也比较直接和明显。

做好入炉煤混配掺烧的同时，还要保证发热量和挥发份较高的煤种入炉，从而减少大量不完全燃烧产物的生成，达到抑止空预器堵灰的目的。

4.2加强SCR脱硝系统的维护联系设备部热控专业将脱硝仪表定期标定工作周期由1个月改为2星期执行一次，保证各个测点测量的准确性，做到能测点能准确反应各部分参数，能对氨逃逸率进行准确监视；同时联系相关专业对脱硝系统进行优化，减小脱硝指标调整的滞后性以及自动投入的稳定性，保证自动装置能稳定可靠运行。

4.3加强空预器吹灰4.3.1锅炉启、停炉油煤混烧期间，或负荷低于30%，必须确保空预器蒸汽吹灰投入连续运行。使用辅助汽源吹灰，调整辅汽联箱压力为1.0MPa。

4.3.2空气预热器蒸汽吹灰前必须疏水暖管充分，吹灰蒸汽保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰程度。

4.3.3机组正常运行中空气预热器蒸汽吹灰使用炉本体汽源，设定吹灰母管压力为1.5MPa。每8小时进行一次。运行人员注意监视空预器进出口烟气差压和一、二次风差压的变化，空预器进出口烟气差压正常应小于1350Pa，当烟气差压大于1500Pa时，空预器蒸汽吹灰每4小时进行一次；当烟气差压大于2000Pa时，空预器蒸汽吹灰每2小时进行一次；当烟气差压大于2500Pa时，空预器蒸汽吹灰连续投入。

4.3.4锅炉脉冲吹灰每天进行两次，设备部锅炉、热工专业定期对吹灰器系统进行全面检查，并根据检查情况及日常运行缺陷情况制定检修计划及改进方案，以确保吹灰系统运行效果。

4.3.5确保空气预热器冷、热端吹灰器能够正常投入，吹灰维保人员加强对空预器冷、热端吹灰器的检查和维护。

4.3.6投入脉冲吹灰期间，空预器蒸汽吹灰必须连续投入。

4.4保证空预器冷端综合温度4.4.1严格执行暖风器投运管理规定，当空气预热器综合冷端平均温度（排烟温度与空预器入口二次风温度之和）低于140℃，及时投入锅炉二次风暖风器运行。

冬季环境温度下降，空预器堵灰往往呈现加剧趋势，因此控制空预器冷段温度的低限可以缓解低温腐蚀的发生，从运行效果看，对控制空预器堵灰有一定效果。

4.5控制脱硝系统各参数正常4.5.1SCR运行时，严格控制系统氨逃逸不大于3PPM，保证脱硫出口NOx浓度小于100（厂级控制指标）mg/Nm3的前提下尽量降低喷氨浓度。

4.5.2通过燃烧调整严格控制脱硝入口NOX不超过200mg/Nm3，以降低喷氨量。我厂两台锅炉2012年大修后采用低NOX燃烧器，通过分级燃烧、低氧燃烧等手段完全可以从燃烧角度控制NOX在合理的较低水平。

4.6停机后采取的措施4.6.1停机时设备部安排对空气预热器进行高压水冲洗。水冲洗后，空气预热器应先经脱水，再彻底干燥，必要时投入暖风器，以防空气预热器再次投运后发生受热面腐蚀堵灰。

4.6.2停机后设备部应对空预器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧。

4.7加快调研空预器改造的可能性。

有关运行经验表明，对空预器进行改造有利于缓解堵灰现象的形成。利用原预热器的结构，对预热器的换热原件以及原件的支撑结构进行改造。在氨逃逸不大于3PPM、硫氧化物转化率不大于1%时，可以达到对脱硝空预器无影响的效果。

5结论空预器堵灰严重影响锅炉运行的安全和经济性，造成空预器烟气侧、一二次风侧差压增大，风机单耗增加，负压波动大，锅炉效率显著下降，严重时可能导致轴流风机失速甚至被迫停运等不安全事件。因此SCR脱硝装置投运后对空预器堵灰的问题分析和探讨以及最终问题的解决，有利于总结经验和明确思路，为锅炉的安全经济运行进一步提供保障。

参考文献：[1]汪淑奇，文炼红，杨继明.单元机组设备运行锅炉设备与运行[2]中国大唐集团科技工程有限公司.大唐鲁北发电有限责任公司1、2号机组新建脱硝系统初步设计[3]刘辉，刘祥坤.大唐鲁北发电有限责任公司脱硝运行规程