300 MW燃煤机组空预器防堵及阻力优化改造

杨 凯

(1.大唐陕西发电有限公司西安热电厂，西安 710065；2.西安格瑞科技有限公司，西安 710075)

0 引 言

随着我国环保排放标准日趋严格，超低排放改造后空预器堵灰问题也越发突出。原因主要是因为：(1)为了降低NOx的排放浓度，增大了脱硝催化剂的用量，更多的SO2被氧化成SO3导致烟气酸露点升高，空预器冷端低温腐蚀严重。(2)投放NH3后很难保证局部氨氮摩尔比，因此氨逃逸率较大，逃逸后NH3可与烟气中的SO3和水蒸气进一步反应生成硫酸氢铵，其呈熔融状时易吸附在飞灰表面，粘附在空预器表面[1-3]。

尽快清除酸液(H2SO4和NH4HSO4)和提高喷氨格栅喷氨格栅后氨气与烟气的混合的均匀性是解决空预器堵灰的思路。应尽可能保证反应器内烟气的速度场及反应物的浓度场(NH3/NOx)均匀分布，以确保设计要求的脱硝效率并降低氨气逃逸量，同时建立局部高温、高流速区域以实时清除蓄热元件表面酸液并对喷氨格栅结构进行设计研究[4]。

通过对空气预热器A、B侧热一次风出口和空预器二次风进口冷端设计安装空气预热器热风循环与热风吹扫装置，喷氨母管和喷氨格栅处各分支管的管径进行合理设计，加装氨烟扰流器及喷氨格栅优化改造，可以均匀喷氨分支管的流量以及同一喷氨支管上各喷嘴的喷氨量，使烟道内各区域氨浓度分布均匀，再配合烟道流场优化，可使各区域NH3/NOx均匀分布，以确保设计要求的脱硝效率并降低氨气逃逸量，缓解空预器堵塞问题。某公司进行了空预器防堵及阻力优化后，提高了脱硝系统烟气流场均匀性、喷氨格栅后氨烟混合均匀性，优化了喷氨分布控制，在保证脱硝效率的条件下减少了喷氨量，同时减轻了空预器堵灰问题。

1 机组概况

某公司300 MW亚临界机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，亚临界自然循环锅炉，采用П型布置、单炉膛、一次中间再热燃烧方式。采用两台容克式三分仓回转式空气预热器，两台动叶可调轴流式引风机，两台动叶可调轴流式送风机，二台离心式一次风机；

脱硝装置采用选择性催化还原法全烟气脱硝，脱硝装置反应器布置于锅炉省煤器出口与空预器之间，为高粉尘布置，脱硝装置采用氨作为还原剂，其供应采用液氨供应系统。脱硝系统设计基本参数见表1。

表1 SCR设计参数(BMCR工况、设计煤种)

2 空预器防堵改造方案

2.1 加装空预器热风循环及热风吹扫装置

烟气中气态NH4HSO4的露点约141 ℃，空预器中反应生成的NH4HSO4温度约为150～200 ℃内，使用300 ℃左右的循环热风持续冲刷蓄热元件可以抑制NH4HSO4的生成粘附。利用空预器热一次风出口管道与空预器冷二次风入口管道内的压力差可实现热一次风自回流，通过布置在换热元件冷端的热风喷枪加热吹扫换热元件冷端，达到提高换热元件冷端温度，使NH4HSO4气化挥发。具体装置示意如图1、图2所示。

10.换热元件；13.热风喷嘴图2 热风喷枪示意图

换热元件10的冷端被加热至200 ℃后，通过空预器密封区6，空预器密封区6内无气流流动，换热元件10的温度保持不变，然后进入空预器热烟气入口7,300～400 ℃的热烟气连续冲刷换热元件10，由于换热元件10的冷端被热风喷嘴5加热至200 ℃左右，热烟气中的NH4HSO4无法析出粘附在换热元件10的冷端。

上述空预器改装方案中NH4HSO4热解需要的热量是空预器内部交换的热量，不需要新增动力设备，对原有机组改造小，所用装置及结构简单，运行维护方便。循环热风形式为闭式流通，不影响空预器内一次风、二次风和烟气的流场。同时考虑到热一次风引至二次风冷端是将高压头一次风降压使用，一次风送风量相应提高，因此在空预器暂无堵灰风险时可切断热一次风引送，通过上述改造，实现了空预器防堵塞的目的，有效缓解了空预器差压的增长。

2.2 空预器防堵系统投运

2.2.1 空预器防堵系统投运前的检查

防堵灰系统检修工作完成后，现场要清洁，无残留杂物，工作票都已结束；对空预器防堵管道进行检查，确保保温完好，无开裂及损坏现场，防堵风门经检验合格，开关正常无卡涩，无泄漏现场，各温度表、流量计校验合格后投入；检查一次风机、引风机、送风机、空预器运行正常。

2.2.2 空预器防堵系统的投运

在贝克·麦坚时，拉加德平步青云：1995年，她成为执委会成员，是唯一女性成员，同年成为战略与国际研究中心智库成员；1999年成为在35个国家设有 60多家办事处、拥有2000多名律师的美国顶级律师事务所的女主席，成为总部首脑，那年她43岁。

空预器防堵一次风吹扫装置安装完成，风门电动控制试运行正常。起炉后，锅炉运行正常，带负荷稳定(在大负荷下运行)，特别是一次风送粉系统运行稳定后再开始调试空预器防堵系统。集控室在DCS上将热一次风送粉系统的风压调到正常值附近，保持稳定。在集控室DCS上开始启动空预器防堵风门(此风门为电动操作)，从风门开启10%开始，保持10分钟，观察热一次风送粉系统的风压下降后，是否在输送煤粉的压力范围。如果是在此范围，以后每次增加开启5%，重复以上操作，直到阀门完全开启。如果在此操作过程中出现热一次风送粉系统的风压下降后，低于正常送粉系统的压力范围，就需要进行增加一次风机风量操作，调整一次风机的控制风门，增大开度，满足热一次风送粉系统和热风吹扫的要求。如果出现一次风机的控制风门开度最大，由于热一次风吹扫阀门的增大，导致热一次风送粉系统的风压下降后，送粉系统的压力要低于要求范围，必须关小热一次风吹扫风门开度，优先保证给粉系统的安全运行。

2.2.3 空预器防堵系统的投运指导建议

(1)机组正常投运后，可逐步打开空预器防堵风门进行暖管;

(2)观察满负荷时空预器阻力低于1.0 kPa时，建议空预器防堵风门开至30%运行；

(3)观察满负荷时空预器阻力在1.0～1.5(kPa)之间时，建议空预器防堵风门开至50%运行；

(4)观察满负荷时空预器阻力大于1.5 kPa时，建议空预器防堵风门开至80%运行；

其他负荷段参照满负荷工况调整方式。

3 脱硝系统优化方案

3.1 脱硝系统速度流场优化

优化前满负荷SCR系统烟气速度分布不均匀。省煤器出口的水平烟道存在一个范围很大的低速涡流区，烟气流速分布不均匀，入口烟道垂直段布置的喷氨格栅截面烟气流速不均匀。进入首层催化剂入口截面的烟气分布不均匀，流向与催化剂方向不垂直。

图3 SCR系统优化前烟气速度分布

针对上述流场分布不均匀的问题，分别在省煤器出口烟道、脱硝催化剂顶部烟道内再安装导流元件来改善喷氨格栅入口的烟气流场分布的均匀性，消除催化剂区域的低速流体区，减小了催化剂层入口截面速度偏差。优化后满负荷SCR系统烟气速度分布如图4所示。优化后入口烟道喷氨截面的烟气流场分布已经趋于均匀，调整了SCR顶部导流元件后，进入首层催化剂入口截面的烟气分布十分均匀，流向也基本垂直于催化剂。

图4 SCR系统优化后烟气速度分布

3.2 加装氨-烟混态扰流发生器

目前SCR脱硝设备一般采用喷氨格栅前加装导流板来减小烟气的速度偏差，但为了保证烟气扩散、稀释和混合有足够的时间，喷氨格栅与催化剂间的烟道必须足够长，而现有烟道长度增加仍有限制。因此提出了在喷氨格栅后面加装氨-烟混态扰流发生器，用以改善SCR反应器入口处的NH3/NOX分布的均匀性。图5为数值模拟的安装氨-烟混态扰流器后上部烟道截面速度分布。经混合器后，烟气湍流强度增加。通过设计静态混合器的结构和安装位置，可提高氨与烟气的混合效果。

图5 氨-烟混态扰流器上部烟道截面速度分布

3.3 全静压均流等速喷氨格栅优化

喷氨格栅为了获得良好的混氨效果往往采用数量较多且口径较小的喷嘴，当供氨阀门低开度运行时，烟气中携带的粉尘、尿素结晶，硫酸氢铵等物质易堵塞喷嘴，造成氨氮摩尔比分布不均的问题，优化后的喷氨格栅采用全静压等速设计，合理设置喷嘴角度及防堵装置，且能实现宽度、深度双向可调，保证各喷嘴流速均匀，大大降低了喷嘴堵塞的可能性，有效提高了脱硝效率。

4 空预器防堵阻力优化改后性能试验

该公司实施空预器防堵及阻力优化改造后，在300 MW工况下，保持机组负荷、喷氨量稳定，对脱硝进口流场、进口NOx浓度、出口截面NOx浓度及SCR出口氨逃逸值进行测试。

4.1 脱硝入口速度场分布

脱硝进口烟气速度分布如图6所示 。改造后脱硝入口速度场分布相对均匀，A侧烟气流速最小值为12.8 m/s，最大值为17.6 m/s，平均流速为15.0 m/s，各测点风速相对标准偏差CV值为8.8%；B侧烟气流速最小值为11.5 m/s，最大值为16.1 m/s，平均流速为14.3 m/s，各测点风速相对标准偏差CV值为9.9%。

图6 喷氨格栅布置图

4.2 脱硝入口NOx浓度分布

脱硝入口NOx浓度分布如图7所示。改造后脱硝入口NOx浓度场分布相对均匀，SCR入口烟道A侧NOx浓度最小值为259.6 mg/Nm3，最大值为323.9 mg/Nm3，平均值为288.7 mg/Nm3，各测点NOx浓度相对标准偏差CV值为7.6%；B侧NOx浓度最小值为255.3 mg/Nm3，最大值为303.7 mg/Nm3，平均值为277.2 mg/Nm3，各测点NOx浓度相对标准偏差CV值为7.8%。

图7 优化后的喷氨格栅布置

4.3 脱硝出口NOx浓度分布

脱硝出口NOx浓度分布如图8所示。改造后A、B两侧SCR出口NOx均匀性较好，SCR出口烟道A侧NOx浓度最小值为27.3 mg/Nm3，最大值为34.5 mg/Nm3，平均值为29.9 mg/Nm3，各测点NOx浓度相对标准偏差CV值为8.8%；B侧NOx浓度最小值为23.6 mg/Nm3，最大值为29.7 mg/Nm3，平均值为25.4 mg/Nm3，各测点NOx浓度相对标准偏差CV值为9.9%。

图8 #1机组SCR出口NOx浓度分布

4.4 喷氨量变化

通过对改造前后脱硝参数进行对比，在同等蒸发量(940 t/h)工况下，改造后喷氨量由142 Nm3/h下降至86.35 Nm3/h，平均下降55.65 Nm3/h，降幅39.2%。此次改造总喷氨量较改造前下降≥10%，满足设计要求。本次改造后，喷氨量下降明显，可大量减少硫酸氢的生成，在运行中有利改善空预器堵塞的问题。

图9 #1机组SCR系统改造前后喷氨量变化

4.5 空预器差压分析

空预器差压分析，见表2。

表2 改造后300 W工况空预器差压记录表

由表2可看出：改造后300 MW负荷工况下，空预器阻力一直稳定在1.4 kPa以下，空预器阻力大幅下降，改造效果较好。

5 结束语

对某公司300 MW机组进行了空预器防堵及阻力优化改造，结合CFD数值模拟确定了优化改造方案，实测了改造后脱硝系统入口烟气流速分布和进出口NOx浓度分布，对比了改造前后的喷氨量和空预器差压。实验结果表明改造效果良好。具体结论如下：

(1)原有脱硝系统内烟气流场分布不均，优化导流元件后，明显提高了催化剂入口烟气流速分布和进出口NOx浓度分布的均匀性。

(2)喷氨格栅后加装氨烟混合器可以显著提高氨烟混合均匀性。改造后，300 MW负荷条件下喷氨量降低39.2%，改造效果较好，取得了良好的经济性。

(3)改造后空预器阻力一直稳定在1.4 kPa以下，空预器阻力大幅下降，同时减少了引风机电耗，改造效果较好。