燃煤鍋爐脫硝工藝存在問題及優化

吉森輝

（嘉峪關宏晟電熱有限責任公司，甘肅嘉峪關 735100）

引言

國內電廠鍋爐煙氣脫硝處理大多采用SCR 工藝。甘肅某電廠2×125 MW機組在執行國家《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)要求時，對兩臺鍋爐實施了脫硝改造，采用低氮燃燒器+SNCR+SCR 聯合脫硝工藝。項目改造驗收后機組運行的一個檢修周期內，脫硝系統出現了一系列問題，造成鍋爐出口屏式過熱器及高溫段再熱器管排結焦嚴重、低溫段空氣預熱器積灰嚴重、排煙溫度異常升高，對機組安全穩定運行造成了嚴重威脅。

1 脫硝系統運行中出現的異常問題

該電廠2×125 MW 機組鍋爐脫硫脫硝及除塵改造項目工程全面結束，機組運行后，在對脫硝調試過程中，為保證環保參數達標排放，運行采取了低氧燃燒的控制手段來控制NOx 的生成，同時將噴入爐膛的尿素溶液量控制在500～800 L/h。導致2臺鍋爐排煙溫度逐漸由機組剛啟動時的160 ℃左右上升至190 ℃左右，在運行過程中打開屏式過熱器區域人孔及低溫段空氣預熱器人孔進行檢查，發現屏式過熱器區域及高溫段再熱器管排結焦嚴重，空預器上表面積灰較多，導致排煙溫度超出規程允許范圍較多。兩臺機組分別進行非計劃申請停爐清焦、清灰。停爐期間對兩臺爐受熱面、過熱器、再熱器結焦、SCR反應器堵灰、空預器堵灰和空預器漏風情況進行了全面檢查，主要現象如下：

（1）屏式過熱器下部區域掛焦嚴重，見圖1（a）。

(2)高溫再熱器管排間積焦嚴重，影響煙氣流通，見圖1（b）。

(3)SCR 反應器靠爐前側上部區域積灰嚴重，見圖1（c）。

(4)下級空預器堵管嚴重，平均堵管率在50%左右，靠爐前區域堵管率在70%～80% 之間，見圖1（d）。

2 問題原因分析

2.1 屏過和高再掛焦的原因

(1)根據項目調試單位出具的配風卡進行一、二次風調整配比后，出現了主汽壓力調整滯后，火焰中心高度提升、爐膛出口溫度升高至900～1 000 ℃，超過了飛灰的熔化溫度，造成屏過與高再區域的煤灰處于軟化狀態，粘結在屏過和高再上形成掛焦，因屏式過熱器區域無吹灰器而逐漸擴大、積聚。

(2)鍋爐進行低氮燃燒器改造后，對燃燒器的調整特性掌握不足，缺乏經驗。為降低NOx 的生成量，減少了燃燒區域送風量，使燃燒中心上移過多、燃燒不充分，煙氣中CO 含量高（0.1%以上），導致爐內呈還原性氣氛增加，使灰熔點降低，造成屏式過熱器附近大面積結焦。

圖1 脫硝系統運行中出現的異常現象

2.2 空預器堵灰的原因

(1)兩臺鍋爐在改造后的調試期間為了保證煙氣NOx的排放達標，尿素噴入量控制在500～800 L/h之間，尿素噴入量過多，導致爐內尿素熱解后反應不徹底，造成氨逃逸量增大，生成的硫酸氫氨在低溫段空預器處遇冷與煙塵粘附在管式空預器的內壁上，使低溫段預熱器管束發生嚴重堵塞。

(2)鍋爐烘爐期間投粉過早及點火初期送風機入口溫度較低，空預器溫度低于80 ℃時，當煙氣溫度達到露點溫度時與煙塵混合后附著在在空預器管內壁上，隨著溫度的升高，濕灰烘干后在管內形成灰殼，加劇了堵灰。

(3)改造期間對空預器安裝的施工質量把控不嚴，密封件的焊接及澆注質量不到位，造成漏風量過大，影響空預器的換熱效率，煙氣流速降低，加劇了空預器的堵灰。

(4)在對新#1 爐空預器射流沖洗時發現A 側約30%防磨套管焊接偏斜，導致流通面積減小甚至堵塞，也是造成空預器堵塞的原因之一。

2.3 SCR反應器前側堵灰的原因

(1)受鍋爐空間的限制，兩臺125 MW 鍋爐SCR反應器安裝在豎井煙道內，因其入口濾網隔柵僅5 mm，造成上部掉落的較大灰粒逐漸積聚而堵灰（因其它鍋爐煙氣需要再次爬坡后才進入SCR 反應器，不存在大顆粒灰渣的影響）。

(2)因大灰粒的質量相對較重，隨煙氣脫離水平煙道后，在水平煙道與豎煙井的交叉區域下落，是造成SCR 反應器上表面前側靠爐膛部位堵灰的又一原因。

3 脫硝系統運行中防結焦、積灰的優化及防范措施

3.1 爐膛氧量、尿素量控制優化

(1)通過優化尿素系統調整試驗，編制下發了125 MW 鍋爐脫硝尿素系統運行規定。規定正常運行凈煙氣NOx 濃度按165～180 mg/m3之間，氨逃逸小于3×10-6，CO濃度小于0.05%控制。

(2)在進行給粉機啟停、煤氣火嘴投停及制粉系統啟停等對爐內燃燒有較大擾動的操作前，應提前將凈煙氣NOx 降至165 mg/m3以下后再進行操作（調整過程要緩慢操作各風門，保持爐膛出口氧量穩定在2.0%～3.5%）。

(3)當凈煙氣NOx 濃度瞬時值超過185 mg/m3，投入備用尿素噴槍運行（控制一區單槍流量小于220 L/h、三區單槍流量小于150 L/h），同時應適當降低送風量運行，但保持爐膛出口CO 含量小于0.1%。當一區、三區尿素噴槍全部投運且尿素溶液噴入量已達到500 L/h，凈煙氣NOx 濃度小時平均值超過190 mg/m3，值長按5 MW/次申請降負荷，降負荷直至環保參數達標。

(4)定期對新#1、#2 爐脫硝尿素系統噴槍霧化效果及噴槍流量進行專項檢查，形成檢查記錄。

3.2 對低溫段空氣預熱器漏風點進行了處理

（1）將低溫段空氣預熱器澆注料打開后對密封點進行了重新焊接、澆注，使空預器漏風降至10%以下的合格值。

（2）通過調整試驗與燃燒工況對比，確定將脫硝反應器處的氧量控制在3.5～4.0%

3.3 調整燃盡風，提高火焰爐內充滿度

（1）將燃盡風檔板逐步全開，并將反切風擺角增加10°，使反切風切圓擴大、爐膛火焰充滿度增加，燃燒工況優化（使煙氣中CO 的濃度降至0.03%以下），降低了氮氧化物生成量；

（2）任何工況下，SOFA風開度不低于50%，正常運行開度保持在80%～100%。

3.4 調整二次風配比，降低火焰中心高度

正常運行，下層HG、AA 層二次風擋板開度不大于50%，以降低火焰中心高度，使爐膛出口溫度下降至800 ℃以下。

3.5 其它措施

（1）鍋爐啟動過程中，低溫段空氣預熱器入口溫度大于90 ℃時，方可投入煤粉火嘴，可減少硫酸氫氨在低溫段空預器區域的形成量。

（2）鍋爐啟動過程中，將空預器熱風再循環門開啟50%左右，可干燥低溫段空氣預熱器管束，防止管束積灰。

（3）正常運行期間，NOx的控制，投、停一區噴槍進行控制；三區尿素噴槍的投入，只作為事故情況下使用，禁止長時間投運。

4 效果驗證

#2 鍋爐同等負荷下，脫硝系統優化前、后爐膛出口溫度對比，明顯下降，詳見表1。

表1 #2鍋爐脫硝系統優化前、后爐膛出口溫度對比

#2 鍋爐脫硝系統優化調整后，運行一個檢修周期(6～8個月）停爐后，檢查低溫段空氣預熱器上表面及SCR 反應器上表面積灰情況，低溫段空氣預熱器僅A 側前部區域有約30%左右的堵管，其它區域良好。

5 結束語

通過不斷對2×125 MW 機組鍋爐脫硝系統的進一步優化，對機組不同工況下，脫硝系統一、二、三區尿素噴槍的配合投運，及每周定期對各尿素噴槍進行就地拔槍進行霧化試驗，杜絕了噴槍在爐內霧化不均勻，造成屏式過熱器區域、過熱器區域、高溫段再熱器管區域排結焦，減少了空氣預熱器積灰現象，鍋爐排煙溫度在設計范圍內。