锅炉脱硝改造后空预器堵塞的原因及治理措施

时间：2024-07-28

王灿辉

（国能（泉州）热电有限公司，泉州 362804）

随着国家对燃煤发电机组的大气污染排放指标要求日趋严格，各燃煤机组必须严格控制排放粉尘、SO2、NOX排放浓度分别不高于10 mg·Nm-3、35 mg·Nm-3、50 mg·Nm-3。各燃煤机组在控制NOX方面大多进行低氮燃烧器改造和烟气脱硝改造。选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）烟气脱硝技术是目前世界上先进的火力发电厂烟气脱硝主流技术之一。为保证氮氧化物不超标，在变工况运行时存在过量喷氨现象，长时间后烟气侧就会形成硫酸氢铵黏结物附着在空预器表面，造成空预器堵灰、腐蚀，甚至影响整个锅炉的安全运行[1]。

1 设备简介

1.1 锅炉设备概况

某电厂的锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主设计和制造的亚临界自然循环汽包锅炉，型号为HG-1025/17.4-YM28，为中间一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、静电除尘的∏型锅炉。锅炉采用四角切圆燃烧方式，对燃烧器进行分级低氮燃烧器改造，同时在省煤器和空预器之间设置了SCR 脱硝系统。

1.2 脱硝系统整体情况

该机组脱硝系统由北京国电龙源环保工程有限公司总承包改造，其脱硝装置配置垂直烟道3 层（2+1）脱硝层数设计，采用国产蜂窝式催化剂，高温高尘布置形式，如图1 所示。SCR 脱硝前的氮氧化物、氧量测量取样探头水平安装在省煤器后喷氨格栅前的垂直烟道，SCR 脱硝后的氮氧化物、氧量测量取样探头以及氨逃逸率测点垂直安装在SCR 反应区后空预器前的水平烟道。在反应区前后左右墙每层均设置6 台声波吹灰器，共计36 台。该SCR 烟气脱硝系统的还原剂制备采用液氨法方案，能实现在设计煤种及校核煤种下锅炉最大连续蒸发量（Boiler Maximum Continue Rate，BMCR）处理100%烟气量条件下的脱硝效率不低于87.5%，NH3逃逸量应控制在0.000 25%以下。

图1 高温高尘布置形式

2 存在问题及其原因分析

2.1 存在问题

该电厂燃煤机组自从进行SCR 改造后，随着机组的连续运行，空预器两侧差压由1.8/1.9 kPa 上升至3.6/3.7 kPa，而且脱硝催化剂还存在积灰导致的催化剂失效的问题。氨逃逸数值从0.000 25%不断攀升至0.001%，SCR 反应效率下降，进一步增加了喷氨量，造成了恶性循环。随着空预器的差压上升，引风机出力不断增加，存在失速的风险，严重影响了机组经济性和运行安全。

2.2 空预器堵塞的危害

空预器堵塞现象直接表现为空预器进出口差压增大，导致烟气流通不顺畅，烟气阻力增大，造成一次风量、二次风量和炉膛负压波动，影响锅炉的稳定燃烧。同时，由于长期受到硫酸氢铵附着大量积灰和差压大的影响，空预器上下轴承被附加了额外应力，造成轴承的应力损坏，严重时会导致空预器受热面偏斜振动大。从经济角度分析，当空预器表面积灰严重时，空预器换热效率大大下降，造成一次和二次风温下降，排烟温度上升，影响锅炉燃烧效率，制约锅炉出力。堵塞与积灰也会加快受热面腐蚀，缩短受热面的寿命[2]。

2.3 空预器堵塞的原因分析

（1）堵塞的机理。经检查，空预器堵塞的主要成分是硫酸氢铵，由烟气中未反应逃逸的氨气和烟气中的SO3经过化学反应生成[3]。硫酸氢铵在不同的温度下会呈现气、液、固3 种状态，而液态的硫酸氢铵黏性很强，其露点温度约为148 ℃。当烟气温度低于露点温度时，大量的硫酸氢铵会以液体形式附着在空预器表面，并且能吸附大量的飞灰，造成空预器堵灰。

（2）堵塞的主要原因。喷氨调整不当会导致氨逃逸超标，加快硫酸氢铵的生成。同时，空预器吹灰效果不佳，对附着在空预器中低温区域的硫酸氢铵清除不及时，硫酸氢铵会随着机组长期运行累积增加。另外，燃煤含硫或者含氮成分过多，导致生成的二氧化硫或者氮氧化物过多，进一步生成硫酸氢铵[4]。

3 控制措施

3.1 燃烧调整方面

经过日常燃烧调整比对NOX参数过程中的实践、摸索、分析和总结，对降低NOX采取以下措施。第一，认真做好入炉煤种煤质分析，新到煤种应严格履行试烧制度，试烧过程中加强氮氧化物、二氧化硫浓度变化的监测，确认正常后方可继续加大掺烧量。第二，低负荷运行时，锅炉总风量小，烟道充满度不够，通过二次风挡板、再热烟气挡板或改变制粉运行方式调节脱硝入口烟温使其处于脱硝系统催化剂最佳反应温度区间，以避免降低脱硝催化剂活性，降低氨逃逸率，同时保持上层制粉运行，提高火焰中心和综合冷端温度。第三，磨煤机风粉比匹配的情况下，尽量保持在下限运行，降低一次风量在锅炉总风量的比例。第四，在环境温度低时，尽量保持冷端综合温度在148 ℃以上，根据需要设计热风再循环或者暖风器，在环境温度低时投入运行[5]。第五，具备设计热风再循环的锅炉，应在低负荷或者环境温度低时开启热风再循环门，提高空预器冷端综合温度。第六，针对低氮燃烧器，尽量控制贴壁风门开度在50%以下，防止炉膛温度过高引起热力型NOX浓度的急剧上涨。在调整二次风门和启停制粉系统时，操作不应过快，调整过程需关注NOX浓度的变化以进行下一步的操作调整。第七，应严格控制进口烟气中NOX浓度小于550 mg·Nm-3。当超出时应分析原因，调整锅炉负荷或者制粉系统组合，尽可能降低浓度，保障SCR 入口NOX浓度在额定范围以内。第八，当机组投入自动增益控制（Automatic Gain Control，AGC）时，应协调控制设定的负荷变化率不超过10 MW·min-1。在电网给定AGC 负荷指令波动较为频繁，导致锅炉燃料量和送风量波动较大时，SCR 入口NOX波动会比较剧烈，引起喷氨量变化量大，很可能造成氨逃逸率明显增加。此时，应人为将SCR 喷氨调节阀切换为手动，同时手动干预锅炉氧量调整，尽可能使煤量、氧量波动平缓，避免因喷氨调节滞后导致的过量喷氨。

3.2 NOX 调整控制方面

对于进入SCR 的NOX的控制方面，主要以降低氨逃逸率为目的，从提高脱硝效率方面着手采取以下措施。第一，手动调整每根SCR 装置入口喷氨支管的喷氨量，进行喷氨优化调整试验，使出口NOX和NH3分布更均匀，反应更完全，降低氨气逃逸质量浓度，防止过量喷氨，提高SCR 装置的可用率。第二，严格控制脱硝出口氨逃逸率不超过0.000 3%，必要时将喷氨调阀切换为手动调整进行观察。第三，将喷氨调阀切换到手动，缓慢关小喷氨调门开度，减少喷氨量，直至脱硝出口NOX（净烟气NOX）出现上升才停止操作，以避免死区带来的过量喷氨。第四，控制脱硝出口NOX排放浓度在43 ～50 mg·Nm-3，确保小时均值不超标，减少喷氨量。第五，开展运行氨耗量调整指标竞赛活动，做到早调整和精细调整，降低喷氨量[6]。第六，当发现脱硝效率下降时，不要急于加大注入的产品气量，而是先排查效率低的原因，再决定是否需要加大注入产品气量，否则稍有不慎，容易造成产品氨气逃逸率的升高。如果氮氧化物分析仪测量不准确，需联系厂家对测量仪重新调试，并用标准气体进行标定。第七，应针对不同煤种或者不同的稳定工况，多次对SCR 装置入口每根喷氨支管的喷氨量进行优化调整测试，通过开大喷氨喷嘴调阀观察喷氨量的增加情况。脱硝系统出口处的NOX质量浓度逐渐降低，氨气逃逸率不上升，逐个确定每个SCR各喷氨支管的手动调阀的最佳开度，这样能有效改善SCR 出口NOX分布均匀性，降低氨逃逸率。

3.3 设备治理方面

要保障设备的长周期运行，可靠治理是必不可少的环节。经过长期的摸索总结，从运行和维护两方面采取以下措施进行设备的治理。第一，保障空预器吹灰器正常使用，对于吹灰器故障、吹灰时间短等问题应及时处理。控制空预器吹灰参数正常，吹灰时间足够，按照“冷端-热端-冷端”顺序投入吹灰，发现空预器差压上涨趋势后，视情况投入连续吹灰。第二，加强对脱硝声波吹灰器、省煤器输灰系统的检查，出现异常时要立即消除缺陷。第三，坚持“逢停必检”原则检查脱硝催化剂，及时更换失效的脱硝催化剂，清理催化剂上的积灰，保证催化剂的正常活性。及时清理空预器上的硫酸氢铵和积灰，必要时及时更换。第四，做好空预器漏风率控制，定期进行空预器漏风试验检查，利用机组停运或者检修机会治理空预器漏风[7]。第五，按要求进行喷氨阀门活动试验，发现堵塞结晶等故障导致阀门过调时，应及时消除缺陷。第六，运行机组若发生空预器堵塞现象，可利用省网低谷降负荷进行空预器半侧在线冲洗。第七，学习借鉴新脱硝分区优化技术进行改造，降低氨逃逸率。第八，确保空预器进出口差压检测仪表校验合格，工作正常，避免空预器存在泄漏或者堵塞现象。第九，制定标定SCR 出口烟气成分分析的定期工作，确保烟气成分测量准确。第十，做好设备的日常点检工作，每天定期检查整个系统是否存在泄漏，特别是涉及产品气量的所有设备和管道，若有泄漏要及时联系设备部进行处理。注意重点监测反应器进出口压降、反应器出口各烟气分析仪、反应器的压力和温度、公用区蒸汽温度压力等重点参数，发若现异常要及时分析原因，及时排除隐患，把系统恢复至正常的运行状态。另外，每天检查稀释风机的运行情况，包括噪声、振动、轴承温度、润滑情况等；每周检查稀释风机入口滤网的污染情况、连接部件的紧固情况；每月注意检查风机的叶片是否黏附异物、联轴器是否连接牢固等。