超临界机组脱硝改造对空气预热器的影响及解决措施

时间：2024-07-28

徐启，潘萌萌，李乔乔

(华北水利水电大学电力学院，郑州 450045)

徐启，潘萌萌，李乔乔

(华北水利水电大学电力学院，郑州 450045)

以国内某电厂#4超临界机组脱硝改造为例，分析火电机组在脱硝装置改造中对空气预热器产生的影响，并且针对这一问题提出可行的解决措施，为今后国内同类火电机组脱硝装置改造提供经验。

超临界机组；脱硝装置；空气预热器

0 引言

近年来我国火力发电厂的污染物排放标准日益严格，最新颁布的GB 1323—2011《火电厂大气污染物排放标准》中NOx排放质量浓度标准从200.0 mg/m3(标态)降低为100.0 mg/m3(标态)，几乎全国火电机组都需进行脱硝装置改造[1-2]。国内有些火电厂的脱硝改造项目，脱硝装置投入运行后不久，空气预热器(以下简称空预器)的堵灰和腐蚀情况就出现恶化，致使空预器的阻力在较短时间内增加50%以上。探其根源，是由于选择性催化还原技术(SCR)脱硝装置的投运引起空预器的烟气成分发生了变化，导致空预器的堵塞机理也有所变化[3]。

1 某电厂改造情况

本文以国内某电厂#4机组为例，该机组为东方锅炉(集团)股份有限公司生产的600 MW超临界参数变压直流炉，在机组投运4年后，根据实际需要增加脱硝装置进行改造。脱硝系统采用SCR，反应器布置在炉后除尘器进口烟道支架上方，层高为3.8 m，节距为8.2 mm，选用蜂窝式催化剂，还原剂采用液氨。在处理100%烟气量、锅炉额定出力(BRL)工况下，整个系统按照SCR入口NOx质量浓度为650.0 mg/m3(标态6%含氧量、干基)，出口NOx质量浓度为97.5 mg/m3(标态6%含氧量、干基)设计，设计脱硝效率不低于85%。反应器按“2+1”模式设计布置催化剂，初装2层。此次改造对现有引风机进行扩容改造，但未对空预器同步进行改造，脱硝装置投运后不久空预器即发生严重堵塞。

2 运行概况

该机组于2012年9月7日停机，安装脱硝装置与机组的接口设备并进行系统调试。9月21日，SCR反应器通烟气运行；9月29日开始喷氨试运行；10月1日，在450.0 MW负荷下，A空预器差压增长至1.42 kPa，B空预器差压增长至1.52 kPa。相比9月21日，仅10 d时间，A，B空预器的差压涨幅就达到过去10个月差压涨幅的2倍，空预器最大差压达到3.10 kPa，且炉膛负压、送风量也随着空预器的周期性旋转而大幅波动，影响锅炉稳定燃烧，甚至增大炉膛内爆的可能性，严重威胁到锅炉的安全稳定运行[4]。

#4机组脱硝装置通烟气后，空预器差压变化趋势如图1所示。

图1 脱硝装置通烟气后空预器差压变化趋势

为了保证机组安全稳定运行，11月21日，#4机组停机，将2台空预器蓄热元件抽出炉外，彻底清除积灰；12月8日，机组启动，450.0 MW负荷下烟气侧差压平均降低1.15 kPa，A空预器差压从1.84 kPa降至0.91 kPa，B空预器差压从2.37 kPa降至1.01 kPa，清灰效果显著。

与2011年11月清灰后、机组在300.0 MW负荷运行时的空预器差压波动幅度相比，该次清灰波动幅度明显增大。

3 对空预器的影响

空预器差压增长原因主要是燃煤中硫的质量分数高。煤粉燃烧生成了SO2和SO3，其中绝大部分是SO2[5-6]。有研究表明，在有2～3层催化剂的SCR系统中，SCR出口烟气中SO3的体积比会比入口增加约50%。根据#4机组脱硝装置优化试验的数据，A侧脱硝反应器入口SO3体积比为3.35 μL/L(标态)，出口SO3体积比为12.02 μL/L(标态)；B侧脱硝反应器入口SO3体积比为2.03 μL/L(标态)，出口SO3体积比为14.66 μL/L(标态)；烟气流经催化剂层后，SO3体积比增加了3～6倍。烟气中的硫酸蒸汽对受热面金属的影响不大，但当它在壁温低于酸露点的受热面凝结下来时，就会引起低温腐蚀并且还会黏结烟气中的灰粒子，加重堵灰，造成空预器堵塞，使烟道阻力增大，导致差压增大。

脱硝系统烟气分布不均，氨逃逸测量仪表仅反映局部区域氨逃逸情况。喷氨后，SO3遇到氨气生成高黏性、液态的NH4HSO4，黏结在空预器的蓄热片上，如此，不仅换热效果下降，还会对空预器低温段产生腐蚀，同时造成预热器积灰堵塞[7]，加重压差增大。

#4机组停止喷氨、退出脱硝反应器运行之后，A，B空预器差压同时降低，原因如下。

(1)反应器退出后，烟气不再经过催化剂，SO2不再向SO3转化，空预器入口SO3体积比降低，烟气酸露点降低，空预器堵塞速度减缓。

(2)停止喷氨后，不再继续生成NH4HSO4，空预器堵塞速度减缓。

(3)提高排烟温度后，空预器蓄热元件变形减小，使积灰松动；同时，空预器经长时间强制吹灰后，堵塞情况有所好转。

4 解决措施

解决脱硝装置投运后空预器堵塞的问题，最优方案还是对空预器进行改造[8]，具体措施如下：将蓄热元件改为大通道波形；改变冷端蓄热元件高度；对冷端蓄热元件进行表面处理，并辅以吹灰系统改造。

但是，脱硝空预器改造的工作量较大，改造前要对机组进行热态试验，根据试验结果和空预器设计参数进行详细的核算，以确定改造后的蓄热元件波形、高度和换热面积。由于蓄热元件的生产加工周期耗时较长，而且必须等机组大、小修期间方可实施空预器改造，整体改造项目工期需半年左右。如果在脱硝改造时没有同步实施空预器改造，一旦出现空预器堵塞加重的问题，必须在保持机组运行的情况下采取必要的运行调整措施，在一定程度上控制空预器堵塞加重的速度。

运行调整的基本原则如下：降低机组负荷、提高入炉煤热值，减少烟气中飞灰质量浓度；降低入炉煤种硫的质量分数，降低烟气酸露点；提高排烟温度到大于酸露点。

以该厂#4机组控制空预器堵塞速度为例，采取的应对措施[9]如下。

(1)调整空预器脱硝装置。关闭#4锅炉A，B侧喷氨手动门，退出#4机组炉脱硝反应器；旁路挡板先开启3%左右，运行10 min后，开至5%，随后每隔10 min开启5%，当开度>50%后全开；关闭反应器进口挡板，30 min后关闭反应器出口挡板；停运稀释风机。脱硝装置退出运行期间，除空预器跳闸外，禁止操作脱硝旁路挡板，投运脱硝反应器时，要先开启出口挡板，启动稀释风机，手动开启反应器入口挡板5%左右，待催化剂温度达标后，再逐渐开大入口挡板，严格按照规程要求控制反应器温升。

(2)减少尾部受热面积灰。在运行调整期间，控制机组负荷在300.0～450.0 MW内；炉膛吹灰频率降为3 d1次；暂停省煤器蒸汽吹灰和声波吹灰，减少烟气中灰量。在炉膛和脱硝反应器吹灰间隙，投入空预器连续吹灰，吹灰压力设定2.5 MPa。

(3)减轻空气预热器低温腐蚀。调整配煤方案，#4机组尽量上低硫、高热值的煤种，降低烟气中SO2和飞灰质量浓度，降低烟气酸露点。330.0 MW负荷以下时，减小B侧送风机和一次风机出力，增加B侧引风机出力，使B侧排烟温度>130 ℃，在空预器电流不超过19 A及送风机、一次风不喘振的情况下，尽量将排烟温度调整到140 ℃。若空预器电流大小超限，立即松开B空预器轴向密封增大间隙，并做好标记，疏通结束后，再将轴向密封间隙恢复正常。空预器电流超过23 A应减小两侧风机出力偏差，检查空预器扇形板提升装置，避免空预器电流迅速攀升导致跳闸。330.0 MW负荷以上时，根据屏式过热器、高温过热器出口温度偏差情况，按上述第2条措施尽量提高排烟温度来减轻空预器的堵灰程度。提高空气预热器壁温，调整暖风器供汽量，维持B空预器入口二次风温25～40 ℃，提高冷二次风温。

(4)控制再热蒸汽温度，调整再热器烟气调节挡板开度达到80%以上，再热汽温超限时投入事故减温水。

#4机组采取以上措施1周后，空预器堵塞情况明显好转，A，B空预器平均差压从2.80 kPa降低至1.71 kPa，效果良好。

5 结束语

本文以国内某电厂#4机组为例，根据机组实际运行参数，梳理脱硝装置投运前后空预器堵塞的变化趋势，从机组燃煤等自身条件和脱硝装置两方面分析原因，论证脱硝装置对空预器的影响并提出了相应的解决措施。针对空预器未与脱硝装置同步进行改造的情况，提出了相应的运行调整措施，经实践考验，效果良好，为类似机组的改造运行提供了借鉴。

[1]火电厂大气污染物排放标准：GB 13223—2011[S].

[2]韩文科.煤电超低排放:机遇与挑战[J].环境保护,2016,44(8):39-41.

[3]钟礼金，宋玉宝.锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施[J].热力发电,2012,41(8):45-47,50.

[4]程星星，金保升，仲兆平，等.SCR脱硝装置对锅炉系统整体的影响理论分析[J].锅炉技术,2010,41(2):26-28,50.

[5]周强泰.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,2009.

[6]韩东，郝海平，米自君.SCR脱硝技术在沧东电厂#4机组中的应用[J].能源环境保护，2014，28(1)：35-38.

[7]张树利，董务明.加脱硝装置的空预器堵灰原因分析及对策[J].热电技术，2014(1):12-16.

[8]尹进.1 000 MW超超临界机组同步脱硝空气预热器优化[J].科技视界,2011(25):87-88.

[9]惠润堂，韦飞，王宝德，等.SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施[J].中国电力，2014，47(10):110-112.

(本文责编：刘炳锋)

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