某300 MW燃煤鍋爐空氣預熱器差壓高分析與處理

劉建航，石賢捷，馬國智，歐兆華

(國家能源菏澤發電有限公司，山東 菏澤 274032)

0 引 言

近年來，隨著國家對環保治理力度不斷加大，根據環保要求，燃煤火電機組外排煙塵、SO2、NOx質量濃度必須分別控制在不高于5、35、50 mg/Nm3[1]。菏澤發電公司二期兩臺300 MW燃煤機組先后進行了超低排放技術改造并加裝了SCR脫硝系統反應裝置，NOx排放得到了有效控制，但隨著脫硝系統長時間投運也引發了新的問題，造成空氣預熱器嚴重堵塞現象，風煙系統內部阻力增大，送、引風機耗電率增加，嚴重影響機組的安全運行和經濟性。在經過研究分析和優化調整后，大大降低了空氣預熱器嚴重堵灰、差壓高現象，提高了機組運行經濟性。

1 基本概況

二期3號機組鍋爐由英國三井巴布科克能源有限公司制造，為亞臨界、自然循環、W型火焰燃煤鍋爐，型號MBEL-1025/17.3-541/541。該機組在原有設備基礎上于2014年進行了超低排放改造，新增一套SCR脫硝系統，采用選擇性催化還原工藝(selective catalytic reduction，SCR)，還原劑是成品液氨+尿素水解制氨、催化劑選用蜂窩式、“3+1”布置，空氣預熱器采用蓄熱回轉式三分倉空氣預熱器(如圖1所示)[2]。

脫硝系統能夠滿足機組在各種工況下自動運行要求，在標準運行工況下機組脫硝效率大于80%，NH3逃逸量控制在0.025 mg/L 以下，SO2向SO3的氧化率可控制在1%以內[3]。

圖1 回轉式三分倉空氣預熱器

2 基本原理及現狀

2.1 基本原理

經過化學還原方式，煙氣中的氮氧化合物通常由95%的NO和5%的NO2組成[4]，基本化學反應式為：

4NO + 4NH3+ O2= 4N2+ 6H2O

(1)

2NO2+ 4NH3+ O2= 3N2+ 6H2O

(2)

但在實際運行過程中，脫硝系統在溫度超過450 ℃時會加速催化劑老化，使其化學反應效果變差；而當溫度在300 ℃左右時，會發生副反應生成NH4HSO4，其主要化學反應式為：

2SO2+ O2= 2SO3

(3)

NH3+ H2O + SO3= NH4HSO4

(4)

由于化學反應式(3)、式(4)生成的NH4HSO4黏性很大，極易黏結在催化劑和空氣預熱器換熱元件上，造成傳熱元件表面粗糙不平，加重積灰堵塞現象發生，從而引起傳熱元件與煙氣、空氣之間的傳熱惡化，導致空氣預熱不足，空氣預熱器差壓不斷升高，嚴重影響鍋爐的安全、經濟運行。

2.2 運行現狀

通過對3號機組SCR 煙氣脫硝改造之后長期運行現場工況變化發現，空氣預熱器多次出現蓄熱原件冷端低溫腐蝕堵灰的現象，受熱面受到腐蝕，降低其使用壽命。空氣預熱器堵灰使空氣預熱器差壓增大，漏風量增大，導致空氣預熱器電流變大，尤其是該機組B側空氣預熱器差壓在高負荷運行時差壓達到2.6 kPa以上，嚴重影響鍋爐經濟、安全穩定運行。

3 原因分析

通過查找相關資料和運行人員長期運行經驗分析總結，主要有以下幾點原因影響：

1)在正常運行過程中，運行人員人為因素增加噴氨量以控制脫硝出口NOx含量及脫硝效率。但由于調節不及時，噴氨格柵管道較長，加劇管道磨損，直接影響混合反應效果，造成氨逃逸升高，生成的副反應物NH4HSO4很大程度上加劇換熱元件的腐蝕和堵灰[5]，導致空氣預熱器的阻力變大。

2)吹灰裝置采用聲波吹灰器，由于所用氣源儀用空壓機壓力不穩定，造成定期吹灰效果變差，在催化劑周圍及表面容易產生積灰，進一步影響反應效果[6]。

3)SCR改造時采用“高灰段布置方式”布置(即反應器布置在鍋爐省煤器與空氣預熱器之間)，大量煙氣流經省煤器后在脫硝煙道入口處急速轉向上升，導致部分煙塵顆粒在轉向段沉積。由于SCR系統與空氣預熱器熱端壓差增大，造成空氣預熱器漏風率增大，使排煙溫度降低，在一定程度上加劇了低溫腐蝕。

此外，由于空氣預熱器煙氣兩側差壓升高，容易引起引風機“失速”現象發生，造成爐膛負壓波動較明顯，如圖2所示為該機組發生“失速”現象，爐膛負壓變化趨勢。

圖2 爐膛負壓波動實時曲線

4 解決對策

1)從煤質源頭上加強管理，確保入爐煤符合機組運行摻配需要[7]，保證有一定數量發熱量和揮發份較高的煤質入爐，以減少不完全燃燒產物的生成。

2)為保證空氣預熱器吹灰進汽壓力正常，在DCS系統內鍋爐受熱面吹灰畫面增加空氣預熱器吹灰順控邏輯，提高空氣預熱器吹灰效果，防止空氣預熱器蓄熱元件積灰堵塞。通過實際運行發現，吹灰優化程序實施后，在一定程度上避免了空氣預熱器吹灰頻繁啟停、遺漏吹灰等現象的發生，吹灰效果明顯好轉。

3)加強對運行方式的調整，提升空氣預熱器冷端的排煙溫度到180 ℃～200 ℃，將NH4HSO4由固態轉變為液態或氣態。在運行過程中：當排煙溫度升高至170 ℃穩定后對空氣預熱器進行連續吹灰，調整吹灰蒸汽母管壓力2.0 MPa左右，時間暫定為8 h。吹灰期間觀察記錄A空氣預熱器煙氣側、風側差壓、排煙溫度等參數的變化趨勢。

4)通過手動調整SCR裝置入口處每根噴氨支管的噴氨量進行噴氨優化調整，使出口NOx和NH3分布更均勻，提高SCR裝置的可用率。經運行人員試驗，可在一定程度上對噴嘴調閥進行手動調節，在減少噴氨量的同時可降低氨逃逸率。

5)運行中加強對參數的調整監視，當發現空氣預熱器差壓有升高趨勢時，尋找合適的負荷區間，穩定機組負荷在240 MW左右，通過調整兩側送引風機出力、適當關小單側空氣預熱器入口煙氣擋板等手段，提升另一側空氣預熱器冷端出口煙溫至180 ℃～200 ℃，將NH4HSO4由固態轉變為液態或氣態，同時進行空氣預熱器連續吹灰。通過升溫法處理將NH4HSO4氣化來緩解空氣預熱器堵塞情況，從而降低空氣預熱器的差壓[8]。

5 優化效果

通過一系列的措施實施后，發現3號機組SCR脫硝系統NOx分布不均勻度得到明顯改善(如表1、表2所示)，消除了局部氨逃逸峰值，并降低了氨逃逸率。

表1 3號爐優化前SCR出口NOx測量數據

表2 3號爐優化后SCR出口NOx測量數據

同時，空氣預熱器堵灰情況明顯減輕，空氣預熱器壓差得到有效控制，空氣預熱器差壓由滿負荷的2.6 kPa以上降低到2.2 kPa以內(見圖3、圖4)，大大降低了系統阻力，降低吸風機單耗效果明顯。

圖4 3號爐優化后空氣預熱器差壓

按照引、送風機耗電率降低0.13%、排煙溫度降低3 ℃計算，則可降低煤耗0.911 g/kWh；年發電量按照1700 GWh計算，則節約標煤1 548.7 t，經濟和環保效益顯著。

6 結 語

通過上述一系列運行調整措施實施后，3號機組空氣預熱器堵灰情況明顯減輕，大大降低了系統阻力，降低引、送風機的廠用耗電率，提高了機組的經濟效益和環保效益，可為同類機組運行調整提供參考與借鑒。