空预器堵塞后对机组经济性运行影响探讨

广西广投北海发电有限公司 陈思岩

1 系统简介

广西某发电厂一期工程2×320MW 机组采用北京巴布科克·威尔科克斯有限公司引进美国巴威公司技术生产的B&WB-1025/17.4-M 型锅炉，锅炉型式为单汽包、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道、挡板调温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构、“W”形火焰燃烧方式、亚临界自然循环煤粉炉。

燃烧系统前后墙各布置8台B&W 公司专门用于燃用低挥发份燃料的浓缩型EI—XCL 低NOX 双调风旋流燃烧器。油枪采用机械雾化，燃用轻柴油，16支油枪可带30%BMCR 负荷。在前后墙上各布置一个分隔风箱，在下炉膛前后墙布置了分级风，二次风调节系统采用推拉式轴向调风结构。水冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置内螺纹管，有四根集中下降管。

一期工程2×320MW 机组设计煤种为无烟煤，挥发份为7.02%，灰熔点为1500℃，校核煤种为山西晋城无烟煤和越南鸿基无烟煤。

为了进一步提质增效，降低燃料成本，对“W”火焰炉燃煤掺烧方案探索。2010年开始，主要进行了掺烧烟煤炉型改造，至2012年8月，烟煤掺烧比例达到70%。2013年，主要进行了磨煤机乏气粉管加装调门、锅炉卫燃带减除等改造，炉膛烟温降低了60～80℃，掺烧煤种灰熔点下降了近100℃。2014年，基本消除了锅炉燃煤掺烧煤种限制，实现了“W”形无烟煤锅炉单烧烟煤和劣质煤。但机组启停、深度调峰时仍然耗油较大。2015年，对两台炉D 磨已进行微油点火改造，每支微油出力为90～100kg/h，可以用于机组冷态启动、深度调峰，单台D 磨冷态开机耗油约25t 左右。2017年为了进一步减少机组启停、深度调峰时的耗油量，对A 磨进行了微油改造、将暖风器汽源改至屏过，通过试验摸索经验，在保证安全的前提下达到微油与磨组最佳的组合方式，本公司空气预热器采用容克式三分仓回转式空气预热器，后由豪顿华进行了密封改造。每台炉配两台空气预热器，空气预热器发生堵塞时空预期差压增大明显，正常时在1.0kPa 左右，严重时可能达到2.8kPa 左右；炉膛负压波动呈现出锯齿状，摆动周期与空预器旋转周期吻合，堵塞严重时机组还会发生被迫降负荷。

2 脱硫设施投运改造情况

一期工程2×330MW 机组烟气脱硝系统于2013年1月进行改造施工，最初设计排放值为小于200mg/Nm3，采用选择性催化还原法（SCR 法）工艺。脱硝系统用液氨作还原剂，催化剂以TiO2为基材载体，以V2O5+WO3为活性成分，制成蜂窝式，层数按2+1+1设计；单炉体双SCR 结构布置，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，设计活性温度范围295～430℃，正常运行温度范围300～430℃，初始投运条件入口烟气温度＞320℃持续10min 以上。

2016-2017年对#1、#2机组进行超低排放改造，原脱硝设施催化剂设计为2+1+1层（预留两层），本次增容提效催化剂按2+1布置，即在原预留层上安装新一层催化剂，改造后总体目标是在锅炉全负荷范围内，设计原烟气入口 NOx 浓度为 450mg/Nm，NOx 排放浓度低于30.6mg/Nm3(干，6% O2），催化剂投运3层脱硝效率不低于93.2%，改造完成后NOx排放由200mg/Nm3降低至30.6mg/Nm3，远低于国家超低排放50mg/Nm3的标准。超低排放改造系统主要技术流程如图1所示。

图1 超低排放改造系统主要技术流程

3 硫酸氢氨产生机制

燃煤机组主要燃烧过程，一次风将制粉系统磨制合格的煤粉送入炉膛并提供初步的燃烧氧量，煤粉在二次风的作用下进行充分燃烧，其中一次风、二次风等锅炉燃烧所需的氧量均直接来源于空气，空气中氮气的成分约占78%，工业元素分析中煤主要成分包括碳（C）、氢（H）、氧（O）、氮（N）、硫（S）五种主要元素，煤中含氮量一般不多，大约只有0.5%～2%，因此锅炉燃烧烟气中的氮氧化物主要是空气中的氮气与氧气在高温下发生反应生成氮氧化物。

燃煤中的可燃硫成分在炉膛高温燃烧中产生SO3和SO2气体，当含有SO3、SO2气体和水蒸气的烟气经过 SCR 法烟气脱硝工艺时，脱硝反应器中未完全反应的氨气（NH3）与SO3、SO2及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸铵。

在催化剂作用下，SCR 法烟气脱硝工艺的主要化学反应：

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

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

研究表明催化剂中的成分钒对SO2的氧化起到催化作用，SO2的氧化率随着活性成分V2O5含量的增加而上升。当V2O5含量超过1.0%时，SO2氧化率明显增加。硫酸氢铵熔点为147℃，根据温度不同，硫酸氢铵的物理性质呈现不同的物理状态，当温度低于熔点147℃，呈现固态，不具备沾黏性;当温度高于147℃，呈现液态，具有强烈的黏连性；当温度高于250℃时由液态升华为气态[1]。

由于空预器温度梯度变化在320～120℃之间，这使得液态状的硫酸氢铵具有很强的黏性能轻易吸附在空预器中低温区域的波形换热元件上，当烟气通过空预器时，烟气中的飞灰被吸附在空预器上导致空预器堵塞。硫酸铵在敞口管中加热至100℃开始分解成酸式硫酸铵，《化工辞典》第三版）；硫酸氢铵加热至200℃左右时分解为氨气和硫酸气体，加热至400℃以上时分解为水蒸气和SO3。当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸铵，不会对空预器产生黏附结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成硫酸氢氨（ABS）。

国内部分进行烟气脱硝改造机组对空预器低温段元件镀搪瓷，空预器冷段换热元件即使采用镀搪瓷元件，如果没有有效的吹灰清洗装置相配套，同样会发生严重的堵灰。搪瓷镀层能显著降低硫酸氢氨的结垢速率，但如镀层因加工质量而损裂，将不利于防止硫酸氢氨的吸附。

4 SCR 超低排放对空预器运行的影响

#1机组在2017年2月份完成超净排放改造后，为了控制出口不超过50mg，必然会加大喷氨量来控制排放。硫酸氢铵堵塞的问题进一步严重，于2017年6月、2018年、2019年12月分别出现空预期堵塞现象；在机组启动运行仅36d 后，就出现了空预器压差急速增大，炉膛负压波动，日常性的蒸汽和激波吹灰不能遏制空预器压差发展。

5 空预期堵塞对机组能耗的影响

5.1 风机电流变化的影响

空预期堵塞前后，变化最大的指标空预期一次风差压，风机电流变化最大的是引风机电流，平均电流增加约23.5A，一次风机平均电流增加约7A，送风机电流增加约2A，空预期电流基本不变。因此空预期堵塞后风机电流总计增加约32.5A，单位时间内电耗增加约568.2kWh，增加厂用电率约0.19%，影响机组供电煤耗约0.57g/kWh。

5.2 排烟温度变化影响

据统计，在同等符合条件下，#1机组（空预器堵塞）排烟温度比同时期#2机组（空预器正常）排烟温度高约10～15℃。

5.3 机组脱硫水耗增加

机组满负荷情况下，排烟温度高约10～15℃，机组供电煤耗约3t/h。

6 运行操作调整预防空预器堵塞的探讨

一是炉膛氧量控制：机组运行期间严格按照负荷氧量曲线进行机组送风量的控制，避免氧量过高导致机组送风机出力增加，送入炉膛空气过大。

二是启停磨煤机操作标准化：机组日常运行操作中随着机组负荷变化均需要对磨煤机进行启停操作，对于掺烧烟煤的磨煤机，停运前必须将磨煤机内积粉吹扫干净，避免积煤粉引起自燃。

三是严格执行空预器定期吹扫规定，根据机组煤质变化情况适当增加空预器吹扫频次，可根据实际情况利用机组检修机会进行对空预器低温段元件采用镀搪瓷工艺处理，减缓空预器低温元件腐蚀积灰的结垢速率，有利于防止硫酸氢氨的吸附和提高空预器吹扫清洁效果。

四是炉膛技术改造：本公司设计使用无烟煤，为了确保炉膛有较高的燃烧温度，炉膛内布置大量的卫燃带，确保煤粉稳定的燃烧环境，为了配合机组燃煤掺烧，对炉膛进行卫燃带拆除改造，拆除两侧墙的卫燃带，拆除面积约207.32m2，炉膛中心火焰温度降低约60～80°，有效降低热力型氮氧化物的产生。

五是煤质含硫量：尽量采购低含硫量煤种，本公司设计煤种中硫含量0.45%，煤炭质量参差不稳定，本公司采购煤种中干燥基含硫量0.4%～1.5%范围内波动，个别煤种的可达2%左右。煤种中含硫量的增加提高了烟气中的SO2、SO3浓度。

六是燃煤掺烧:近几年来动力煤炭燃料价格居于高位，为了解决煤炭价格高企带来经营困难，节约公司煤炭成本，本公司不断探索燃煤掺烧，掺烧期间入炉煤硫含量不超过1%；另外机组掺烧期间，原烟气氮氧化物浓度由750mg/m3降到450mg/m3左右，有效降低了烟气中氮氧化物浓度。[2]

七是启停机制粉系统优化运行：利用机组停机检修的机会，对机组进行大小油枪的改造，制定合理的磨煤机启停配合方式，减少油枪的投运时间和燃油消耗量，降低空预器积油污的风险。

八是排烟温度：空预器设有暖风循环装置的机组，机组排烟温度低的情况下，及时投运该装置进行热风循环，提高空预器出口烟温，避免硫酸氢氨凝结在空预器换热元件。

九是保证催化剂活性：本公司催化剂设计温度范围295～430℃，正常运行温度范围300～430℃，初始投运条件入口烟气温度＞320℃持续10min 以上，运行中应该控制烟气温度平稳且处于活性反应温度区域，避免造成排烟温度大幅波动，导致催化剂活性降低，投入过量的液氨。

十是做好催化剂化验运行监督: 做好催化剂全寿命监督管理，利用机组检修机会，对催化剂进行取样化验，做好寿命监督，避免催化剂超期运行（本公司催化剂设计化学寿命约30000h），另外机组正常运行期间做好喷氨使用量及SCR 出入口NOx 含量分析，发现异常及时分析原因，避免空预器结垢严重。

十一是严控液氨品质：液氨在制造、运输、存储、输送过程中难免会存在一定数量的杂质，本公司在脱硝系统运行初期出现过液氨管道中因积存黑色黏稠液态杂质堵塞喷氨管道导致喷氨量周期性波动的现象，后经过技术改造加装滤网后彻底解决该故障[3]。液氨品质参数详见表1。

表1 液氨品质参数

7 结语

空预器堵塞后的处理均属于事后处理模式，无论哪一种处理方法都会机组经济性和安全性造成影响，本文主要是探讨如何避免或者延缓空预器堵塞的方法，从机组运行过程控制方面解决问题，确保机组在一个检修周期内安全稳定经济运行。