某300 MW燃煤锅炉空气预热器差压高分析与处理

刘建航，石贤捷，马国智，欧兆华

(国家能源菏泽发电有限公司，山东 菏泽 274032)

0 引 言

近年来，随着国家对环保治理力度不断加大，根据环保要求，燃煤火电机组外排烟尘、SO2、NOx质量浓度必须分别控制在不高于5、35、50 mg/Nm3[1]。菏泽发电公司二期两台300 MW燃煤机组先后进行了超低排放技术改造并加装了SCR脱硝系统反应装置，NOx排放得到了有效控制，但随着脱硝系统长时间投运也引发了新的问题，造成空气预热器严重堵塞现象，风烟系统内部阻力增大，送、引风机耗电率增加，严重影响机组的安全运行和经济性。在经过研究分析和优化调整后，大大降低了空气预热器严重堵灰、差压高现象，提高了机组运行经济性。

1 基本概况

二期3号机组锅炉由英国三井巴布科克能源有限公司制造，为亚临界、自然循环、W型火焰燃煤锅炉，型号MBEL-1025/17.3-541/541。该机组在原有设备基础上于2014年进行了超低排放改造，新增一套SCR脱硝系统，采用选择性催化还原工艺(selective catalytic reduction，SCR)，还原剂是成品液氨+尿素水解制氨、催化剂选用蜂窝式、“3+1”布置，空气预热器采用蓄热回转式三分仓空气预热器(如图1所示)[2]。

脱硝系统能够满足机组在各种工况下自动运行要求，在标准运行工况下机组脱硝效率大于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%以内[3]。

图1 回转式三分仓空气预热器

2 基本原理及现状

2.1 基本原理

经过化学还原方式，烟气中的氮氧化合物通常由95%的NO和5%的NO2组成[4]，基本化学反应式为：

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

(1)

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

(2)

但在实际运行过程中，脱硝系统在温度超过450 ℃时会加速催化剂老化，使其化学反应效果变差；而当温度在300 ℃左右时，会发生副反应生成NH4HSO4，其主要化学反应式为：

2SO2+ O2= 2SO3

(3)

NH3+ H2O + SO3= NH4HSO4

(4)

由于化学反应式(3)、式(4)生成的NH4HSO4黏性很大，极易黏结在催化剂和空气预热器换热元件上，造成传热元件表面粗糙不平，加重积灰堵塞现象发生，从而引起传热元件与烟气、空气之间的传热恶化，导致空气预热不足，空气预热器差压不断升高，严重影响锅炉的安全、经济运行。

2.2 运行现状

通过对3号机组SCR 烟气脱硝改造之后长期运行现场工况变化发现，空气预热器多次出现蓄热原件冷端低温腐蚀堵灰的现象，受热面受到腐蚀，降低其使用寿命。空气预热器堵灰使空气预热器差压增大，漏风量增大，导致空气预热器电流变大，尤其是该机组B侧空气预热器差压在高负荷运行时差压达到2.6 kPa以上，严重影响锅炉经济、安全稳定运行。

3 原因分析

通过查找相关资料和运行人员长期运行经验分析总结，主要有以下几点原因影响：

1)在正常运行过程中，运行人员人为因素增加喷氨量以控制脱硝出口NOx含量及脱硝效率。但由于调节不及时，喷氨格栅管道较长，加剧管道磨损，直接影响混合反应效果，造成氨逃逸升高，生成的副反应物NH4HSO4很大程度上加剧换热元件的腐蚀和堵灰[5]，导致空气预热器的阻力变大。

2)吹灰装置采用声波吹灰器，由于所用气源仪用空压机压力不稳定，造成定期吹灰效果变差，在催化剂周围及表面容易产生积灰，进一步影响反应效果[6]。

3)SCR改造时采用“高灰段布置方式”布置(即反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间)，大量烟气流经省煤器后在脱硝烟道入口处急速转向上升，导致部分烟尘颗粒在转向段沉积。由于SCR系统与空气预热器热端压差增大，造成空气预热器漏风率增大，使排烟温度降低，在一定程度上加剧了低温腐蚀。

此外，由于空气预热器烟气两侧差压升高，容易引起引风机“失速”现象发生，造成炉膛负压波动较明显，如图2所示为该机组发生“失速”现象，炉膛负压变化趋势。

图2 炉膛负压波动实时曲线

4 解决对策

1)从煤质源头上加强管理，确保入炉煤符合机组运行掺配需要[7]，保证有一定数量发热量和挥发份较高的煤质入炉，以减少不完全燃烧产物的生成。

2)为保证空气预热器吹灰进汽压力正常，在DCS系统内锅炉受热面吹灰画面增加空气预热器吹灰顺控逻辑，提高空气预热器吹灰效果，防止空气预热器蓄热元件积灰堵塞。通过实际运行发现，吹灰优化程序实施后，在一定程度上避免了空气预热器吹灰频繁启停、遗漏吹灰等现象的发生，吹灰效果明显好转。

3)加强对运行方式的调整，提升空气预热器冷端的排烟温度到180 ℃～200 ℃，将NH4HSO4由固态转变为液态或气态。在运行过程中：当排烟温度升高至170 ℃稳定后对空气预热器进行连续吹灰，调整吹灰蒸汽母管压力2.0 MPa左右，时间暂定为8 h。吹灰期间观察记录A空气预热器烟气侧、风侧差压、排烟温度等参数的变化趋势。

4)通过手动调整SCR装置入口处每根喷氨支管的喷氨量进行喷氨优化调整，使出口NOx和NH3分布更均匀，提高SCR装置的可用率。经运行人员试验，可在一定程度上对喷嘴调阀进行手动调节，在减少喷氨量的同时可降低氨逃逸率。

5)运行中加强对参数的调整监视，当发现空气预热器差压有升高趋势时，寻找合适的负荷区间，稳定机组负荷在240 MW左右，通过调整两侧送引风机出力、适当关小单侧空气预热器入口烟气挡板等手段，提升另一侧空气预热器冷端出口烟温至180 ℃～200 ℃，将NH4HSO4由固态转变为液态或气态，同时进行空气预热器连续吹灰。通过升温法处理将NH4HSO4气化来缓解空气预热器堵塞情况，从而降低空气预热器的差压[8]。

5 优化效果

通过一系列的措施实施后，发现3号机组SCR脱硝系统NOx分布不均匀度得到明显改善(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号炉优化前SCR出口NOx测量数据

表2 3号炉优化后SCR出口NOx测量数据

同时，空气预热器堵灰情况明显减轻，空气预热器压差得到有效控制，空气预热器差压由满负荷的2.6 kPa以上降低到2.2 kPa以内(见图3、图4)，大大降低了系统阻力，降低吸风机单耗效果明显。

图4 3号炉优化后空气预热器差压

按照引、送风机耗电率降低0.13%、排烟温度降低3 ℃计算，则可降低煤耗0.911 g/kWh；年发电量按照1700 GWh计算，则节约标煤1 548.7 t，经济和环保效益显著。

6 结 语

通过上述一系列运行调整措施实施后，3号机组空气预热器堵灰情况明显减轻，大大降低了系统阻力，降低引、送风机的厂用耗电率，提高了机组的经济效益和环保效益，可为同类机组运行调整提供参考与借鉴。