SCR锅炉空预器堵塞的原因及处理

丁 波，罗 琳

(华能重庆珞璜发电有限责任公司，重庆 402283)

为满足国家日益严格的环保要求，大部分火电厂均进行了超低排放改造，其中选择性催化还原技术(SCR)是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。随着SCR装置的投入运行，空预器堵塞现象呈加快加重的趋势，甚至出现不得不申请停机冲洗的状况，严重影响锅炉运行的经济性和安全性。本文从理论层面对空预器堵塞的原因进行分析，结合运行实践提出相应的预防措施和处理方法，为其他电厂SCR锅炉的空预器堵塞防控和处理提供运行经验。

1 空预器堵塞的原因

1.1 低温硫腐蚀堵灰

珞璜电厂SCR锅炉主要燃烧的煤种为重庆能投松藻无烟煤，其含硫量平均为4%左右，是典型的高硫分高灰分煤种。虽然近年来电厂等采用了烟煤掺烧等技术手段来提高锅炉燃烧稳定性，但入炉煤的平均硫分仍在2%左右，锅炉出口SO2含量均超过3 000 mg/Nm3。燃烧煤种的含硫量和水分过高，会引起烟气露点温度的急剧升高，此外高灰分对SO3的吸附能力又进一步增加了腐蚀堵灰发生的概率。在进行SCR改造前，该情况是造成空预器堵塞的主要因素，但经过多年的运行摸索可知，若在低温段采用低碳钢加镀搪瓷的材料，运行中严格控制锅炉风烟均温，再加上定期吹灰、煤场建设干煤棚等各项措施的辅助，空预器堵塞的情况则偶有发生。

1.2 空预器未正常吹灰

空预器一般采用蒸汽吹灰，吹灰压力不足、疏水不充分或吹灰枪有内漏都会导致积灰板结。每班运行人员进行锅炉吹灰也要采用科学的顺序进行，在保证吹灰频次的情况下，尽量顺着烟气流向从前往后吹灰，最后才进行空预器吹灰。假设当班人员接班后先进行了空预器吹灰，然后才进行炉膛或过、再热器管束的吹灰，那么从炉膛或蒸汽管束上吹掉的积灰会重新集聚在空预器处，造成堵灰。此外，锅炉启动时，未按照规定进行辅助蒸汽连续吹灰，也会因未燃尽的油滴和煤粉附着在换热片上导致烟道阻力上升。

1.3 硫酸氢铵(NH4HSO4)堵塞

喷氨过量或不均都会导致SCR系统氨逃逸过大，造成严重的硫酸氢铵堵塞，这在燃烧高硫分煤种的锅炉上尤为严重。近年来国内火电厂陆续进行超低排放改造后，硫酸氢铵堵塞空预器是一个普遍存在的共同问题。理论研究表明，在空预器烟气环境中，SO3和NH3会发生以下两个反应生成硫酸铵和硫酸氢铵：

2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4

NH3+ SO3+ H2O→NH4HSO4

其中，烟气中SO3的含量不仅与过量空气系数、炉膛燃烧工况、燃煤含硫量有关，而且SCR装置催化剂中的活性物质钒氧化物(V2O5)也会将部分SO2催化生成SO3。而烟气中游离的NH3的含量升高主要与喷氨过量、喷氨不均或催化剂活性降低有关。

硫酸铵与硫酸氢铵的生成比例受到SO3和NH3浓度的影响，SO3浓度越高越容易生成硫酸氢铵。硫酸铵通常呈结晶或颗粒状，其物理性质为：在封闭管中熔点为513±2 ℃[1]，加热到280 ℃以上时会开始分解为酸式硫酸铵和氨气，继续加热到513 ℃以上时会完全分解为氨气、氮气、二氧化硫和水。由于电厂锅炉空预器换热段的温度一般分布于140～400 ℃之间，所以硫酸铵不易与烟气中的飞灰颗粒结合，不易造成空预器腐蚀或堵灰。而硫酸氢铵熔点为147 ℃[1]，因此会在空预器某一区间换热面上呈现为液态。对燃煤机组而言，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢铵在146～207 ℃为液态[2]，硫酸氢铵与烟气中的飞灰相结合，附着在空预器的换热面上，造成空预器堵塞，其沉积区间一般为空预器中下部换热面。

2 空预器堵塞的现象

随着堵塞的加重，相同风量情况下空预器进出口压差逐渐增大，实际中一般以烟气压差作为主要参考指标。在ECR工况下，烟气压差大于1.5 kPa时，在确认仪表测量无误的情况下，即可认为空预器有堵塞现象。当堵塞为非均匀性堵塞时，压差呈现典型的周期性波动，空预器运行电流也会出现周期性摆动。此外，由于堵塞后烟道流通面积减小，沿程阻力上升，引风机入口负压增大，引风机电耗上涨，高负荷下机组配风供给不足，可能无法带满负荷运行。当出现非均匀性严重堵塞时，锅炉燃烧参数如温度、负压、汽包水位等周期性波动，会出现燃烧不稳的情况，严重影响锅炉运行的安全性和经济性。

3 空预器堵塞的预防

3.1 防止低温腐蚀

3.1.1 严格控制风烟均温

防止空预器低温腐蚀的最有效办法是提高风烟均温，即提高排烟温度和空预器入口空气温度。但提高排烟温度虽然能使腐蚀减轻，但却增加了排烟热损失，使锅炉的热经济性下降，因此电站锅炉一般都采取提高空预器入口空气温度的办法来解决腐蚀问题。对于安装了低低温省煤器(WGGH)的机组，因空预器出口有余热回收，除了有替代传统暖风器的功能外，还可以利用多余的余热加热凝结水，因此适当提高风烟均温对机组整个热效率影响不大。珞璜电厂机组正常运行时一般要求风烟均温控制在100～105 ℃，多次停机检查情况表明，此方式对低温硫腐蚀的抑制效果明显。

3.1.2 加强燃煤掺配管理

对煤炭的含硫指标应严格化验，对入厂煤种进行分开堆放。加强配煤掺烧管理，在保证入炉煤发热量、挥发分等重要指标的前提下，通过混煤尽量降低入炉煤硫含量。此外，若有条件，可在煤场建设干煤棚，阴雨天气时用干煤棚的煤进行掺烧，从而降低原煤水分即烟气中水蒸气含量，达到降低露点温度的目的。

3.1.3 减少燃烧过程中SO3的生成

烟气中SO3的比例与锅炉过剩空气系数、炉膛燃烧室温度有关。炉膛过剩空气系数越大，火焰中心温度越高，则产生的SO3比例越高。因此应要求运行人员及时进行燃烧调整、合理配风，从而减少SO3的生成。

3.2 确保吹灰系统工作正常

空预器在运行中一般采取蒸汽吹灰，如果吹灰蒸汽过热度不够，吹灰压力不足，吹灰器有内漏，都会严重影响吹灰效果。因此必须做好空预器的定期吹灰工作，吹灰前确保疏水已排尽，还要做好定期检查吹灰枪内漏和吹灰压力测量工作。值得注意的是，机组启动过程中存在炉膛温度较低、燃油量较大的情况，有条件的机组应尽量在整个启动过程中使用辅助汽源对空预器进行连续吹灰，防止堵灰。

3.3 防止硫酸氢铵堵塞

3.3.1 加强脱硝CEMS仪表维护

SCR系统测量CEMS仪表的准确度直接影响运行人员的判断与调整，应制定定期维护保养的制度，当机组运行中仪表测量失准时应及时处理，提高仪表的准确度。特别是机组出口氨逃逸仪表，应确保其测量的精确度，以方便运行人员合理控制喷氨量。

3.3.2 提高喷氨调整自动投入率

现代火电机组单台值班员的值班人数一般为2～3人，人员数量少，但需要监控的设备多，若喷氨调整长期依靠手动运行，当机组负荷变化时很可能发生调整不及时、喷氨过量的情况。因此，有必要组织人力、物力来提高喷氨调整的自动化投入率，在设计调整参数时不能仅仅依靠锅炉出口单变量进行控制，还应引入锅炉燃料量、送风量等前馈信号。

3.3.3 加强喷氨格栅的均匀性调整

每次机组检修后，应邀请试验单位进行喷氨格栅调平工作，以保证脱销催化反应效率的最大化，以减少烟气中NH3的含量。

3.3.4 脱硝分区改造

锅炉烟道内各部分烟气流速、NOx浓度不是均匀分布的，传统的进出口单套仪表的测量调整方式是不够精确的。珞璜电厂3#炉为了脱硝分区改造的试点，将每侧烟道分为4个小分区(其空气/氨气混合联箱也分为4个独立的小联箱)，通过安装4套独立的CEMS仪表对各个分区进行独立控制，取得了良好的效果。

3.3.5 做好催化剂的日常维护和寿命管理

严格执行催化剂厂家投入和退出的温度规定，防止催化剂中毒和效率下降。日常运行中定期对催化剂进行吹灰，防止积灰；此外做好催化剂寿命的统计工作，当使用时限达到规定值时及时更换新的催化剂以保证SCR装置脱硝效率的最大化。

4 空预器堵塞的处理

4.1 连续蒸汽吹灰

当空预器出现轻微堵塞时，传统的处理方法是提高空预器蒸汽吹灰压力并进行连续吹灰，具有一定的控制效果。随着SCR装置的投入，硫酸氢铵堵塞所占的比例越来越大，由于其具有与飞灰的良好结合性及吸湿性，连续蒸汽吹灰的效果也不甚理想。

4.2 在线水冲洗

珞璜电厂一、二期机组每台锅炉安装有一套天津通洁生产的空预器在线高压水冲洗装置，其喷口可调压力为6～20 MPa，在空预器堵塞后进行在线水冲洗，具有较好的效果，但其对机组安全运行的影响较大，而且压力调整过高时有冲坏换热片的风险。

在线水冲洗条件：机组具有90%以上额定负荷；空预器仓泵入口加堵板、空预器疏灰走地沟。

在线水冲洗主要过程:将空预器双介质吹灰枪切换至水洗；启动空预器冲洗水泵；高压冲洗水压力正常后启动一侧吹灰器。

在线水冲洗注意事项：每次在线水冲洗只能冲洗单侧空预器，禁止两侧空预器一起在线水冲洗，以避免发生机组非停事故；整个在线水冲洗过程必须保持机组负荷在90%额定值以上，以便烟气具有足够的热量和流速，来汽化并带走进入空预器的高压冲洗水；值班人员必须对空预器底部排灰口负压、空预器电流、烟道相关参数、电场和引风机运行情况进行连续监视，发现异常情况立即停止冲洗。

4.3 空预器升温干烧法

4.3.1 操作原理

所谓空预器干烧法就是利用硫酸氢铵在200 ℃左右就会重新分解为NH3和H2SO4的化学特性，调整利用两侧烟道的热偏差将堵塞侧的空预器出口烟温尽量提高到180 ℃左右，同时投入WGGH暖风器辅助蒸汽加热，尽量提高送风温度以提高换热面的壁温，使其自然分解以消除硫酸氢铵堵塞。

4.3.2 操作步骤

以A侧空预器升温干烧法为例。首先投入WGGH辅助蒸汽加热并全开暖风器出口调门以提高送风、一次风温度；其次手动缓慢降低A侧送风机、一次风机出力，再次缓慢开大A侧引风机出力，提高A侧排烟温度至180℃左右并保持稳定；最后投入A侧空预器连续蒸汽吹灰。

4.3.3 注意事项

采用升温干烧法处理空预器硫酸氢铵堵塞时，应随时监视升温侧排烟温度，排烟温度过高有密封间隙消失、空预器卡死的风险，排烟温度过低又达不到应有的效果。由于现代锅炉风机多采用轴流式风机，两侧偏差过大时有失速和喘振的风险，应密切注意风机运行状况。当空预器压差连续小于1.5 kPa(额定负荷下)或两侧风机出力调平时，两侧烟气压差平衡后应及时停止升温干烧，降低机组运行的安全风险。

4.3.4 效果验证

珞璜电厂2#机组2020年4月1日发现A侧空预器有堵塞现象(295 MW负荷下压差达到1.66 kPa)，随即启动A侧空预器升温干烧措施。2020年4月20日机组负荷再次达到301 MW时，A侧空预器压差仅为1.24 kPa，说明升温干烧是有效果的。

4.4 空预器离线水冲洗

离线水冲洗是指机组停运较长时间后，空预器入口烟温小于50 ℃时进行的人工或高压泵水冲洗，此方面各个电厂均积累了丰富的操作经验。需要提出的是，冲洗时做好冲洗污水的引流和排放处理工作，既要防止排水不畅导致的空预器或烟道内积水，也要防止冲洗污水未可靠收集处理而导致的环境污染；离线水冲洗完成后应及时进行人工拍照验收，随后投入暖风器和空预器运行做好换热面烘干工作，防止湿受热面再次积灰、积块或发生锈蚀。

5 结论

通过对SCR锅炉空预器堵塞的原因进行分析，有针对性地采取措施，从而有效地解决因空预器频繁堵塞而不得不停机冲洗这一难题。实践证明，在机组运行中运用空预器升温、空预器在线水冲洗技术是可行的，若机组调停时间较长，在空预器入口烟温小于50 ℃的情况下，应打开空预器人孔对积灰情况进行检查，若发现有堵塞情况，应及时进行离线水冲洗，彻底清除堵灰以保证设备的良好备用状态。