660MW燃煤鍋爐空預器堵塞原因及處理技術研究

王磐?├盥計?

摘 要：隨著環保要求越發嚴格，火力發電廠陸續對環保設施進行改造，增加了脫硫、脫硝設備，其中大部分脫硝設備采用SCR催化還原法脫硝。但SCR脫硝系統運行過程中會產生粘性大、腐蝕性強、液態的NH4HSO4，易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預器的堵塞和腐蝕，影響機組穩定運行。本文對空預器蓄堵塞原因進行了詳細分析，根據實際情況，提出了幾個解決方案：提高排煙溫度、增加送風機暖風器等等。

關鍵詞：SCR脫硝；NH4HSO4；空預器堵塞

Abstract：With the increasingly stringent environmental requirements， thermal power plants have been on the transformation of environmental protection facilities， an increase of desulfurization， denitrification equipment， most of which denitrification equipment using SCR catalytic reduction denitrification.But the SCR denitrification system will produce a large viscosity during the operation， corrosive， liquid， easy to capture the flue gas in the fly ash， causing the air preheater and corrosion， affecting the unit stable operation.The air preheater storage clogging are analyzed， according to the actual situation， put forward several solutions： improve the exhaust gas temperature，increase the regenerative blower heater etc.

Key words： SCR denitrification； NH4HSO4； Air preheater blockage

火力發電廠在發電的同時，也產生了大量污染物。由于國家對環保的愈發重視，對于各類污染物的排放進行嚴格控制。在2014年國家新修訂的《鍋爐大氣污染物排放標準（GB/132712014）》中，對于污染物排放要求進一步加強。其中燃煤鍋爐二氧化硫、氮氧化物、顆粒物排放濃度限值分別為200mg/m3、200mg/m3、30mg/m3[1]。為了應對環保要求，火力發電廠陸續對機組進行了環保改造，增加了脫硫、脫硝設備，以降低污染物排放。在脫硝改造中，國內大部分火電廠脫硝采用SCR催化還原法脫硝[23]。

目前，當屬SCR脫硝技術在國外應用較為普遍。SCR 脫硝裝置具有結構簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優點[4]。隨著催化劑性能的改進和反應操作條件的優化，SCR 技術日趨成熟，在我國也得到日益廣泛的應用。但SCR脫硝系統運行過程中會產生粘性大、腐蝕性強、液態的NH4HSO4，易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預器的堵塞和腐蝕，影響機組穩定運行。

空預器發生堵塞后，會引起爐膛負壓波動增大，也會導致空預器的煙氣側、一次風、二次風側的進出口壓差增加。堵塞嚴重時會造成空預器漏風系數增大，兩邊的排煙溫度溫差增大，鍋爐排煙損失增加。在這種情況下運行時，引風機、送風機、一次風機電流變大，耗電量增加，甚至有可能造成風機失速進而風機跳閘引起鍋爐RB動作，對火電機組安全穩定的運行造成威脅[56]。

有資料表明，某電廠660MW燃煤發電機組在正常運行1年后，由于空預器堵塞，空預器壓差由設定值1.2kPa上升至3.5kPa左右，排煙溫度上升了20℃，空預器出口風溫降低10℃，送風機電流增加了40A，引風機電流增加了120A，一次風機電流增加了20A，這些數據都在表明空預器堵塞對機組運行的經濟性造成嚴重影響。

上述表明，空預器的堵塞對機組的安全穩定運行造成了嚴重威脅。分析研究空預器堵塞的原因，減少空預器的堵塞對于機組的安全有著重要意義。對此，本文將對空預器堵塞的原因進行分析提出空預器堵塞故障的治理措施，保證鍋爐的安全、穩定、經濟運行，對火力發電企業具有指導性和借鑒性。

1 空預器堵塞故障研究進展

空預器堵塞故障機理研究。

根據實驗分析可知，空預器堵塞物中大多是NH4HSO4為主的混合物。NH4HSO4的產生主要來源于火電廠脫銷系統的投運。目前，國內大部分電廠采用的是SCR法對煙氣脫硝。SCR法是指在催化劑的作用下，還原劑（NH3或者尿素等）有選擇性的與煙氣中的NOX反應并生成環境友好的N2和H2O。SCR脫硝裝置具有結構簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優點[78]。隨著催化劑性能的改進和反應操作條件的優化，SCR技術日趨成熟，在我國也得到日益廣泛的應用。

在以氨為還原劑的典型SCR反應條件下，其主要化學反應為[9]

但是，還原劑（NH3或者尿素等）在煙氣脫硝的同時，也會產生副產品NH4HSO4，其主要化學反應為：

目前，空預器堵塞已經成為火電廠運行中普遍存在的問題，空預器堵塞不僅降低電廠運行的經濟性，也對機組的安全運行造成危害，因此，研究空預器堵塞的原因，找出空預器堵塞的解決方案，成為迫在眉睫的任務。

2 空預器堵塞的原因分析

空預器堵塞原因很多，主要有以下幾個方面原因：

（1）機組啟停。

機組在啟停過程中，排煙溫度長時間處于低溫（7080℃）狀態，在這種溫度下，煙氣中的NH4HSO4會在空預器冷端結露，吸附煙氣中的飛灰，形成混合物后積聚在空預器的蓄熱片上，堵塞空預器。此外，在機組啟動過程中，鍋爐本體溫度較低，鍋爐燃燒不充分，大量的煤粉未燃盡就隨著煙氣排出鍋爐。這種煤粉很容易殘留在空預器上，引起尾部煙道自燃。為了保證鍋爐運行安全，運行要求在機組啟動初期投入空預器吹灰。但是在鍋爐燃燒初期，吹灰用的輔助蒸汽溫度低，濕度大，很容易使水蒸氣在空預器熱端凝結，粘結飛灰，造成空預器煙灰堵塞。

（2）煤質影響。

寶慶電廠燃煤鍋爐設計燃用當地無煙煤和煙煤的混煤，設計煤種的混煤比列為7：3，其中無煙煤揮發分Vdaf=7.5%，燃燼指數為22.5，沖刷磨損指數為14.0?；烀褐谢业闹饕煞諷iO2為62.22%，CaO為1.29%，Na2O為0.5%，K2O為1.61%。然而實際上燃用煤種變化較大，含硫量在0.35%2.5%之間變化，入爐煤含硫量高、水分高，造成煙氣中SO2含量增大，NH4HSO4在空預器冷端的酸露點溫度也越高。當酸露點溫度高于排煙溫度時，空預器冷端就會發生積灰堵塞和低溫腐蝕的情況。因此，根據機組運行情況調整鍋爐燃燒時不同煤種摻配比例額，降低鍋爐入爐煤硫份，可以提高排煙溫度，減少空預器的堵塞。

（3）排煙溫度偏低。

一般情況下，NH4HSO4的露點為120 ℃。在煙氣中結露后以液體形式在物體表面聚集或者是以液滴形式分散于煙氣中。液態的NH4HSO4是一種具有粘結性與腐蝕性的物質，很容易在空預器與飛灰混合后積累在空預器中，堵塞空預器。表1為2016年#1機運行時鍋爐部分參數：

當機組運行時排煙溫度低于NH4HSO4酸露點溫度，煙氣中的NH4HSO4就會結露，再進

一步吸附煙氣中飛灰，形成粘附性混合物，積聚在空預器蓄熱片上，導致空預器出現積灰和堵塞。

火電機組運行中，空預器是重要的傳熱元件。其主要作用是將鍋爐尾部煙道中的煙氣中攜帶的熱量，通過散熱片傳導到進入鍋爐前的空氣中，將空氣加熱到一定的溫度。若是尾部煙道煙氣溫度較低，或者是空氣溫度較低，在經過空預器熱量傳遞后，排煙溫度會進一步降低，甚至低于NH4HSO4露點溫度。產生大量的液態NH4HSO4，與飛灰混合后堵塞空預器。

特別是在冬季機組運行時，環境溫度、尾部煙道溫度都相對較低，使得排煙溫度也長期處于較低水平，大量的NH4HSO4結露堵塞空預器。根據表1資料表明，#1機在負荷從660MW到330MW時，兩側排煙溫度整體呈下降趨勢，如圖3所示：

圖2 #1機排煙溫度趨勢圖

大部分情況下，#1機排煙溫度110～130℃左右。這種情況下機組負荷稍微有所波動，排煙溫度就會低于NH4HSO4結露溫度，粘附在空預器上，堵塞空預器。堵塞較為嚴重時，一次風側的壓差最大可達1.56kPa，對機組的安全運行造成嚴重威脅。

（4）脫硝系統投運。

SCR脫硝系統投運后，為了保證脫硝效率，消耗的NH3往往大于脫硝反應的理論要求，這就使得有少量的NH3隨著煙氣流向至煙囪排放出去。

脫硝系統運行中，煙氣中過量的NH3會和SOX在SCR反應器內產生化學反應形成氣態的NH4HSO4。此外隨著運行時間的增加、入爐煤中部分雜質等因素影響等，SCR催化劑活性在逐漸下降，煙氣脫硝效率降低、脫硝消耗的液氨增加，造成氨逃逸率增大[2024]。

寶慶電廠SCR脫硝系統主要以SCR出口煙氣NOX含量為控制標準。實際運行中，該測點測量值與實際值存在一定偏差，導致表1中兩側噴氨量也存在著偏差。該偏差隨著運行時間，負荷的關系逐漸增大，最大偏差達10.7%。機組運行期間長時間兩側噴氨不均勻，不僅不利于機組脫硝，還會導致兩側煙氣流通不一致、兩側空預器堵塞不一致，兩側一次風壓差變大，鍋爐燃燒環境變差，嚴重時會導致爐膛負壓大幅度波動，甚至MFT至停機。

為保證煙氣排放的環保要求，只能加大噴氨調節系數，增大噴氨量，造成機組#2SCR運行中噴氨長期大于#1SCR，空預器B的壓差也明顯高于空預器A。

（5）低負荷運行。

資料表明，SCR脫硝反應合適溫度要求控制在在310～420℃之間，最佳反應溫度為380℃左右，當溫度過高或者過低時，脫硝催化劑效率都會有所下降。寶慶電廠#1機組為660MW火電燃煤機組，機組負荷日夜波動較大，鍋爐燃燒情況復雜。圖2表明，在機組低負荷運行時，排煙溫度明顯下降趨勢。圖3圖4表明，低負荷運行時，#1、#2 SCR流量偏差也增大。這主要由于當機組處于400MW負荷以下運行時，燃燒器燃燒效果減弱，燃燒時氧量偏大，燃料型生成的NOX增加。此外，鍋爐燃燒并不是完全對稱的，相對來說，B側的NOX高于A側，使得脫硝過程中A、B兩側噴氨量存在偏差。

同時SCR催化劑區域的溫度較低（320℃左右），脫硝催化劑活性下降，脫硝反應效率降低。此時為了保證脫硝出口含量不超標，只能增加噴氨量，兩側噴氨量偏差增大，導致氨逃逸率增大，增加了NH4HSO4的生成量。同時，當催化劑層溫度處于300℃時候，在同一催化劑的作用下，另一副反應也會發生：

2SO2+O2=2SO3

NH3+H2O+SO3=NH4HSO4

生成的NH4HSO4會粘結在催化劑層，堵塞空預器。因此，只有當煙氣溫度處于310～420℃之間時，才允許投SCR脫硝系統。

3 改進措施

（1）提高空預器排煙溫度。

有資料表明，若煙氣側的空預器冷端綜合溫度若高于露點溫度，則低溫腐蝕導致的空預器堵塞一般不可能發生，NH4HSO4也不會在空預器冷端結露。對于回轉式空氣預熱器，空預器冷端綜合溫度Tk可由下式近似計算[ 10]：

機組原設計中采用熱風再循環來提高空預器的進口風溫，然而實際在冬季環境溫度較低時，空預器冷端綜合溫度低于設計要求。2012、2013年空預器發生堵塞時候，空預器A排煙溫度為97.75℃、106.37℃，冷端綜合溫度平均值為116.26℃、124.43℃，空預器B排煙溫度116.64℃、128.57℃，冷端綜合溫度平均值為134.85℃、146.31℃。兩側空預器冷端綜合溫度偏差較大，空預器A的冷端綜合溫度大幅低于設計值140℃。這種情況下，表明空預器A存在較為嚴重的堵塞。尤其當鍋爐在負荷較低，環境溫度較低情況下，更易形成低溫腐蝕，造成空預器堵塞。

因此，提高空預器排煙溫度，保持空預器冷端的NH4HSO4處于氣態，可以減少空預器堵塞。根據寶慶電廠機組燃燒用煤的含硫量情況，運行要求鍋爐排煙最低溫度大于120℃，高于NH4HSO4的露點溫度，減少空預器堵塞。在燃煤種類變化較大時，應密切注意相關參數變化，保證機組安全穩定運行。

（2）增加暖風器，提高進口空氣溫度。

寶慶電廠地處湖南省邵陽市雨溪橋鎮，典型中亞熱帶濕潤季風氣候。冬季時候平均氣溫為5℃左右，最低溫度在0℃左右。此時送風機口空氣溫度較低，造成空預器冷端溫度較低，對機組運行造成很大影響。根據公式（1）可知，提高進口空氣溫度，也可以提高空預器

冷端綜合溫度，減少空預器堵塞。

為此，在2015年新增了送風機暖風器。該暖風器采用輔汽供熱加熱送風機出口風溫，可以提高空預器進口空氣溫度效果如表3所示：

4 總結與展望

目前在我國的火電廠中，普遍存在鍋爐空預器堵塞和低溫腐蝕。雖然在設計過程中充分考率如何預防空預器堵塞和防低溫腐，但實際運行中，依然可能會因各種原因導致空預器發生堵塞現象。對于已發生了空預器堵塞，我們應采取適當措施保證堵塞不在惡化：提高排煙溫度、送風機出口溫度，減少入爐煤含硫量、氨逃逸率等等。這些方案我們需要根據實際情況，反復的實踐、論證，不斷的改善、修正，在實際運行中驗證效果，為改善空預器堵塞問題而不斷的努力。

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作者簡介：王磐（1989），男，湖南邵陽人，本科，助理工程師，火電機組運行。