某厂4号炉空预器蓄热元件堵塞原因分析及处理

周申明，方 阳，张文争，付文胜

（贵州粤黔电力有限责任公司，贵州 六盘水 553505）

某厂4号炉空预器由豪顿华工程有限公司生产，型号为32VNT1800（300）三分仓容克式空气预热器，蓄热原件高度自上而下分别为700mm、300mm、800mm，转子直径14800mm，空预器烟气侧压差设计值为1088Pa。

自2013年9月脱硝改造投运以来，空预器蓄热元件堵塞严重，额定工况下，烟气侧差压在运行一个月达到3.5kPa。连续运行3个月后，烟气侧差压将达到5kPa以上，不但风机电耗大幅上升，且锅炉氧量不足，机组无法带满负荷。

1 空预器蓄热元件堵塞原因分析

脱硝改造后空预器蓄热元件堵塞主要原因是SCR脱硝反应逃逸NH3和烟气中SO3和H2O形成硫酸氢铵，对空气预热器低温段形成堵塞和腐蚀，SCR 脱硝催化剂也会将部分SO2转化为SO3，加剧低温段腐蚀和堵塞。当冷端综合温度低于厂家推荐值，燃煤硫份高于设计值，硫酸氢氨生成区将进一步上移，造成ABS区域跨层，不易吹扫。

其次，采用三段式蓄热元件结构造成中温段和冷端元件层与层之间的横向间隙是吹灰器垂直吹扫介质难以清扫的部位，容易堆积灰渣、影响运行阻力、诱发硫酸氢铵粘附和堵塞。

另外，空预器蒸汽吹灰参数达不到厂家设定值，影响吹灰效果，吹灰蒸汽过热度不足还会造成蓄热元件损坏，使用寿命降低。

1.1 硫酸氢氨在脱硝过程中的产生机理及其对空预器蓄热元件堵塞的影响

由于燃煤中硫的存在，燃煤在炉内燃烧过程中在温度的作用下，必然要产生SO2和SO3，而SO2一方面在灰中成分V2O5和铁质物质的作用下，有部分要氧化为SO3，另一方面烟气中SO2经过脱硝塔时在催化剂中V2O5的作用下也有部分生成为SO3。并且SO3的生成量随着燃煤中硫含量的升高和脱硝塔中催化剂的层数的增加而升高；还有在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在一定温度下与SO3形成硫酸氢氨，其反应式如下：

硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高时，硫酸氢氨在146℃~207℃温度范围内为液态，但随着SO3含量和氨逃逸量的增加，液态硫酸氢氨的温度范围要上升，同时对于无暖风器，在无法满足空预器冷端综合温度时，随着环境温度的变化和机组负荷变化，造成锅炉排烟温度变化后，液态硫酸氢氨的沉积带区域也将发生不同的变化，即随着环境温度的降低和机组负荷的降低，锅炉排烟温度必将降低，此时液态硫酸氢氨沉积带将上移，反之将下移。这个区域被称为ABS区域。

气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。相反，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。为此，应严格控制SO2→SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。

通过在线监测数据发现，该厂4号炉SCR脱硝系统氨逃逸高达5ppm以上，硫酸氢铵生成量较大，空预器蓄热元件易造成硫酸氢氨堵塞，导致空预器运行压差高。

1.2 空预器蓄热元件布置方式对蓄热元件堵塞的影响

该厂4号炉空预器由豪顿华工程有限公司生产，蓄热原件高度自上而下分别为700mm、300mm、800mm，三段式布置方式，这种换热元件布置的初衷是在冷端布置全封闭、大通道的换热元件，以利于吹灰蒸汽将硫酸凝结生成的灰垢清除，同时将SCR喷氨后生成的硫酸氢铵液态沉积带控制在较高的中温端，以避免出现跨层现象，使吹扫介质的能量发生衰减。在实际运行中我们发现，冷端换热元件确实起到了防止硫酸凝结产生的堵灰现象。下面的照片是4号炉在2014年3月份停炉检修期间，在离线清洗前拍摄的。可以看到冷端换热元件非常干净，而且洁净的高度也较高，这说明冷端换热元件在蒸汽吹扫的作用下对硫酸凝结堵灰解决得较好。

图1 空预器蓄热元件布置

图2 冷端换热元件堵灰现象

但4号炉空预器阻力却一直居高不下，而且在2014年1月用30Mpa的高压水泵冲洗了约一周时间，空预器阻力也没有出现明显的下降现象。我们分析空预器内出现了硫酸氢铵液态沉积带跨层的现象，虽然最初设计时考虑硫酸氢铵将沉积在中温端不会跨层，但实际运行时由于冬季温度低，入口风温也低，加之低负荷时入口烟温也低，这些因素都会造成硫酸氢铵沉积带下移，从而跨入与冷端换热元件的层间。在这一层间，硫酸氢铵是连通的，由于其本身具有粘性，即使被高压水射流打穿，之后仍会连接在一起，使高压水冲洗不见效果。

1.3 空预器吹灰蒸汽系统存在的问题

该厂4号炉空预器吹灰汽源由后屏过热器出口集箱引出，空预器说明书要求吹灰器阀前蒸汽压力1.5 Mpa，吹灰蒸汽压力0.93Mpa~1.07 Mpa，吹灰器蒸汽疏水温度350℃，疏水温度300℃~350℃；先吹冷端在吹热端，推荐每8小时吹灰一次，吹灰频次可以根据空预器实际运行情况调整。

通过查找，该厂空预器吹灰蒸汽系统主要存在以下问题：①蒸汽吹灰母管蒸汽减压阀阀后压力设定值为1.5 Mpa ，但是吹灰母管减压阀不能自动调节压力，当机组负荷或者吹灰蒸汽耗汽量发生变化后减压阀后压力不能维持在设定值，安全阀频繁发生起跳（起跳值4.0 Mpa），过高的蒸汽压力会加剧蓄热元件吹损；反之，机组低负荷运行时，吹灰蒸汽压力值达不到设计值，影响吹灰效果。②空预器吹灰蒸汽疏水母管原设计管径25mm，疏水时间较长；通过实验，空预器吹灰蒸汽疏水时间70分钟后疏水温度为230℃,疏水时间太长，热量损失大。③空预器蒸汽吹灰疏水温度没有远传至DCS画面，不便于观察疏水温度，存在疏水不彻底或未疏水即投入空预器吹灰的情况，蒸汽带水导致蓄热元件吹损严重。④空预器蒸汽吹灰提升阀没有安装就地压力表及温度表，不便于观察实际吹灰蒸汽压力及温度。

2 优化脱硝塔流场设计降低氨逃逸

参照DL/T1418-2015火电厂烟气脱硝技术导则及相关规定，SCR系统流场相关设计要求如下：①首层催化剂上游断面速度分布均匀：相对标准偏差小于15%；②首层催化剂上游断面氨浓度分布均匀：相对标准偏差小于5%；③首层催化剂上游断面烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）小于±10°；④首层催化剂上游断面温度偏差小于±10℃；⑤空预器上游断面速度分布均匀：相对标准偏差小于15%；⑥空预器上游断面烟气入射角度（与垂直方向的夹角）小于±10°。

2.1 改造前脱硝塔流场相关指标情况

改造前SCR 脱硝系统共布置有三层催化剂，初装二层，即2+1模式，喷氨及混合装置由5支喷氨管和5个圆盘构成，三维模型见下图，通过对100%BMCR工况进行流场数值模拟，结果如下：

图3 流场优化前三维模型图

2.1.1 速度分布

（1）喷氨管下游断面速度分布极差，喷氨区域的流场处于极度混乱状态，不利于氨浓度均匀分布。

（2）首层催化剂上游断面速度分布均匀性差，断面存在明显的高速区，最大速度达到10.5m/s，这容易造成催化剂的磨损，速度相对标准偏差值为18.8%。

（3）空预器上游转弯烟道处存在明显的涡流区，造成空预器上游断面速度分布均匀性差，存在明显的高速区，最大速度达到26.1m/s，这容易造成蓄热元件的磨损，空预器上游断面速度相对标准偏差值为25.9%。

2.1.2 浓度分布

首层催化剂上游的氨浓度分布不均匀，相对标准偏差为26.9%，不能达到小于5%的设计要求，存在因氨/氮混合效果较差所带来的脱硝效率低和氨逃逸量大的隐患。造成首层催化剂上游氨浓度分布不均匀的主要原因有两点。

（1）喷氨区域烟气速度分布不均匀。

（2）喷氨口数量太少，喷氨过于集中，并且混合器间距大、混合效果差。

2.1.3 温度分布

首层催化剂上游断面温度分布均匀，温度偏差在4℃以内。由于在氨氮混合过程中，氨气会通过热传递吸收烟气中的部分热量，故烟气经过喷氨区域后，烟气的温度会有所下降。

2.1.4 烟气入射角

首层催化剂上游烟气速度矢量与竖直方向的夹角最大值为36.0°，不能达到烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）小于10°的技术要求。

空预器上游烟气速度矢量与竖直方向的夹角最大值为67.3°，也不能达到烟气入射催化剂角度（与垂直方向的夹角）小于10°的技术要求。

由以上模拟结果可知，SCR 脱硝装置的速度分布、氨浓度分布和温度分布都不能达到设计要求，存在因氨/氮混合效果较差、速度偏差大所带来的脱硝效率低和氨逃逸量大的隐患；同时，空预器上游转弯烟道处流场差，不利于空预器发挥最佳换热性能。

2.2 脱硝塔流场优化方案及效果

采用数值模拟和物模试验相结合的方法对SCR系统流场进行CFD数值模拟研究，对导流板等部件的结构和布置进行优化，通过多次分析调整，形成SCR脱硝系统流场的优化方案。

2.2.1 脱硝塔流场优化方案

①在省煤器出口水平变径烟道处，增设导流板；②在喷氨格栅上游转弯烟道处，拆除原有导流板，去除纵向固定板，调整后重新安装；③在喷氨格栅上游变径烟道处，增设两块导流板；④拆除原有喷氨管及圆盘混合器，重新安装新喷氨格栅；⑤在新喷氨格栅下游处，增设圆盘混合器，以强化氨氮的混合作用；⑥在整流格栅上游转弯烟道处，增设导流板；⑦在整流格栅上游倾斜烟道处，增设阻流板；⑧在SCR出口转弯烟道处，拆除原有导流板；⑨在空预器上游转弯烟道处，增设导流板；⑩在空预器上游变径烟道处，增设导流板；在空预器上游处，增设导流板。

图4 流场优化后的三维模型图

2.2.2 脱硝塔流场优化效果

2017年9月，通过第三方专业检测机构测试相关数据如下表：

表1 4号炉SCR性能测试结果

从上表可以看出SCR脱硝系统流场优化后各项指标满足DL/T1418-2015火电厂烟气脱硝技术导则要求，尤其是氨逃逸下降较多，大大降低了硫酸氢铵产生量，缓解了空预器蓄热元件堵塞。

3 空预器蓄热元件布置方式由三段式改为两段式布置

通过到周边空预器运行情况良好的兴义、桐梓、茶园等同样使用高硫份煤种电厂的考察，并对比运行情况稍好的该厂1、2号炉空预器的结构形式，发现未发生空预器堵塞的高硫分燃煤电厂，其空预器蓄热元件布置均是两层结构，其冷端约1100mm~1200mm，硫酸氢铵不发生跨层分布，空预器吹灰效果较好。因此，专业讨论决定4号炉空预器采用两段式蓄热元件布置方式。

通过空预器性能计算，机组在50%BMCR负荷运行时，硫酸氢铵沉积带分布在冷端蓄热元件0mm~1050mm蓄热元件区域，为保证各种负荷下硫酸氢铵堵灰区完全处在冷端蓄热元件中，并留有安全裕量，冷端蓄热元件高度采用1200mm 的大通道L型波形，热端蓄热元件采用800mm的高效换热波形。2017年1月，4号炉空预器蓄热元件改为两段式结构工作完成。

2017年9月，4号炉空预器累计运行2个月后第三方性能测试，100%BMCR工况下，空预器烟气侧压差1.27kPa,达到预期效果。

4 空预器吹灰蒸汽系统治理

针对空预器吹灰系统主要存在的问题，主要做了如下工作：

（1）对空预器吹灰蒸汽减压阀执行机构进行换型改造，实现空预器吹灰蒸汽压力能够自动跟踪调节，保证吹灰蒸汽压力达到厂家推荐值。

（2）空预器蒸汽吹灰母管管径改为60mm，提高疏水能力，缩短疏水时间。

（3）空预器蒸汽吹灰疏水温度设定启闭值，当疏水温度达到设定值后方可关闭空预器吹灰蒸汽疏水门，进而投入空预器蒸汽吹灰，保证吹灰蒸汽有一定的过热度。

（4）将空预器蒸汽吹灰疏水温度远传至DCS画面，每个提升阀安装就地压力表与温度表，便于观察吹灰蒸汽参数是否符合厂家推荐值。

5 处理效果及经济效益分析

通过对SCR脱硝系统流场优化及喷氨格栅改造，氨逃逸显著下降，同时两段式蓄热元件布置方式避免了硫酸氢铵跨层分布，空预器吹灰系统的治理确保了吹灰效果。

2017年9月，4号炉空预器累计运行2个月后第三方性能测试，100%BMCR工况下，空预器烟气侧压差1.27kPa,达到预期效果。

考虑空预器长期运行空预器差压会进一步上涨，按照100%BMCR工况下空预器烟气侧压差维持在1.8kPa进行空预器改造前后经济效益对比，烟气侧差压较改造前下降1.7kPa，引风机烟气流量按2150000Nm3/h,机组年运行小时4500h计算，则年节约

2150000/3600*1700*0.97/1000/0.82/0.98*4500=55 14792kWh

每千瓦时按0.3517元计算，则年节约生产成本：5514792*0.3517=1939552元。

[1]贵州粤黔电力有限责任公司3、4号炉空预器运行维护使用手册.

[2]贵州粤黔电力有限责任公司运行规程.

[3]粤黔电力有限责任公司4号机脱硝装置超低排放改造性能验收报告.

[4]贵州粤黔电力有限责任公司3、4号机组SCR脱硝超低改造工程流场CFD模拟及物模试验报告.