脱硝火电厂空气预热器堵塞原因分析及对策

黄书芳，陈一平

(贵州黔东电力有限公司，贵州凯里557702)

脱硝火电厂空气预热器堵塞原因分析及对策

Reasons and countermeasures of denitration power plant air preheater plugging

黄书芳，陈一平

(贵州黔东电力有限公司，贵州凯里557702)

黔东电厂锅炉脱硝系统投运后，空气预热器发生了严重堵塞。文中针对氨逃逸量大、吹灰方式不合理及冷端综合温度低等主要原因进行深入分析，并通过优化脱硝运行、改变空预器吹灰方式及提高冷端综合温度等手段，使得该问题得到成功解决，确保了锅炉的安全稳定运行。

脱硝系统；空气预热器；堵塞；原因；措施

黔东电厂600 MW亚临界W型火焰锅炉设计煤种为高硫无烟煤，为满足NOx环保排放要求，2013年在机组A修过程中，对1号锅炉实施了脱硝改造，在锅炉尾部烟道空气预热器前加装了脱硝系统，同时，为防止空气预热器冷端腐蚀，对空气预热器冷端换热波纹板进行了防腐蚀的搪瓷材料改造。

脱硝系统投运半个月后，即出现了空气预热器严重堵塞，造成高负荷期间空气预热器进出口差压周期性大幅波动和引送风机频繁失速，机组无法接带满负荷，而且严重影响了锅炉燃烧的稳定性。

1 脱硝系统和空气预热系统介绍

黔东电厂脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)的脱硝装置，锅炉最大工况下脱硝设计效率大于85%。还原剂为液氨，液氨先在氨区蒸发成0.2MPa左右的氨气，再进入锅炉省煤器出口的喷氨格栅，通过稀释风机喷入烟道与烟气混合，然后经过催化剂，NOx与被吸附的NH3反应完成脱硝反应，主要工艺系统流程如图1所示。

每台锅炉配置2台东方锅炉空气预热器分公司提供的三分仓容克式空气预热器，冷热端各设置1台蒸汽吹灰器〔1〕。在机组A修过程中，对空气预热器进行了冷端吹灰器和换热元件改造，将原来的单介质蒸汽吹灰器更换为双介质 (高压水、蒸汽)脱硝专用吹灰器，以便于空气预热器冷端的高压水冲洗。换热元件改造主要是将原有冷端蓄热元件改为950mm的搪瓷换热元件，让硫酸氢氨易沉积的温度区设计在冷段传热元件区，以尽量降低硫酸氢氨的堵塞程度；冷段采用了大波纹版型换热元件，以增大烟气流通截面。改造后的蓄热元件为800 mm＋800mm＋950mm的3层结构。

2 空气预热器堵塞对运行造成的影响

1号机组A修后运行约半个月，空气预热器发生了较严重的堵塞，前后烟气压差，一、二次风压和锅炉风箱压差等均出现大幅波动现象，严重影响了机组的带负荷能力与锅炉燃烧稳定性。

空气预热器每运行一周 (转速为1 r/min)，进出口二次风压差波动幅度达1.0 kPa，炉膛风箱压在0.48～0.82 kPa间波动，波动幅度达到0.4 kPa，一次风压波波动达0.3 kPa，造成送引风机运行中周期性失速，锅炉氧量不足，机组带高负荷时氧量低，锅炉结焦严重。同时，因一、二次风压波动较大，锅炉燃烧不稳。

3 空气预热器堵塞原因分析

3.1 喷氨量过大

脱硝系统投运后，喷氨系统自动调整品质差，氨逃逸量表显示不准，而运行人员缺乏经验，造成过量液氨喷入烟道，氨逃逸量严重超标，在空气预热器换热面上大量产生硫酸氢氨〔2〕，导致冷端堵灰严重，同时，NOx排放浓度很低，最低时只有15mg/Nm3，大大低于合格标准 (200mg/Nm3)。

3.2 吹灰器运行不满足要求

虽然空气预热器冷端吹灰器已更换为双介质吹灰器，但仍不满足吹灰要求。吹灰器运行初期，未能按设计的吹灰方式进行吹灰，而且吹灰压力比额定压力低0.2MPa，吹灰效果达不到要求。且吹灰方式仍按原来每班吹灰2次的频率进行，没有根据空气预热器的压差进行及时调整，当发现空气预热器明显堵塞后，再改为连续吹灰也难以疏通〔3〕。

3.3 空气预热器冷端综合温度低

入炉煤含硫长期平均值在4%左右，对应的空气预热器冷端综合温度理论值应该控制在190℃以上，进行降低排烟温度提高锅炉效率的改造后，空气预热器的出口烟温平均只有120℃左右，即使开启热风再循，空气预热器入口二次风温也只能提高至40℃，冷端综合温度也只有160℃左右，仍然达不到设计冷端综合温度要求，因而加剧了空气预热器冷端的堵塞。

4 空气预热器防堵塞措施

4.1 脱硝系统指标控制与优化

1)硝排放指标控制在100 mg/Nm3以上，防止因排放指标过低造成过量喷氨，最终导致氨逃逸量增加。

2)对脱硝系统出口的氨逃逸率表进行校验，确保显示值的准确性，同时，合理控制喷氨量，严格将氨逃逸率控制在1.5×10－6以内 (设计值为3× 10－6)〔4〕，减少氨逃逸量。

3)对喷氨调节自动系统进行优化，确保喷氨调节稳定，运行曲线平稳。

4)根据脱硝系统烟道流场速度分布，对脱硝系统喷氨手动门进行优化调整，保证烟道横向喷氨比例与流场的烟气量相匹配，防止烟道局部喷氨超标或过少。

4.2 吹灰系统治理

1)进行空气预热器冷端吹灰器枪头压力校验，严格按额定压力1.5MPa的要求进行调整，确保空预器冷端吹灰效果。

2)优化空气预热器吹灰器运行周期。机组在400MW负荷以上，因锅炉通风量大，空气预热器积灰现象相对较少，空气预热器采取每班2次的定期吹灰方式；机组负荷400MW负荷以下，通风量较小时，积灰加重，则采用连续吹灰方式〔5〕；同时，空气预热器连续吹灰期间，冷端与热端吹灰器的吹灰循环方式为冷端吹5次后热端再吹1次。

3)对冷端吹灰器进退步序进行优化，将原进到位再间断退出的程序，改为间断进与间断退程序，且进退暂停点不重叠，以确保吹灰器的吹灰范围覆盖整个换热面。

4)严密监视空气预热器进出口压差，当空气预热器进出口压差超过2.0 kPa，无论机组负荷大小，空气预热器冷端吹灰均改为连续吹灰，直至压差降至2.0 kPa以下后再改为正常吹灰方式。

4.3 提高空气预热器冷端综合温度

1)减少锅炉受热面吹灰频次。主要是将锅炉炉膛吹灰器的吹灰方式由原1天1次，改为每5天1次，其它受热面吹灰由每天1次改为每2天1次，这样就可在确保锅炉参数正常情况下，冷端综合温度在不吹灰时能提高约10℃。

2)开启锅炉送风机、一次风机热再循环，提高空气预热器入口一、二次风温，以最终提高冷端综合温度。

4.4 停炉冲洗

利用机组停运机会，用专用高压水冲洗系统(冲洗压力达20MPa)，对空气预热器进行彻底水冲洗，清除积灰，疏通堵塞的空预器传热元件，确保开机后空气预热器后期的运行稳定。

4 空气预热器防堵整治效果

通过采取高压水冲洗、控制脱硝排放、调整吹灰、提高冷端综合温度等措施，空气预热器堵塞问题大为缓解。2014年1月重新启动后，空气预热器烟气侧进出口差压一般保持在1.0 kPa范围内，空气预热器出口一、二次风压、炉膛负压等参数平稳，再未出现因空气预热器堵塞而产生的大幅度波动现象，大大提高了锅炉运行的安全性和经济性。

〔1〕东方锅炉股份有限公司.空气预热器改造说明书 〔S〕.2013.

〔2〕彭祖辉.江苏省燃煤机组脱硝装置运行现状分析 〔J〕.江苏电机工程，2013(6):77-80.

〔3〕卢顺新，戴荣，杨义军，等.600MW锅炉空预器积灰堵塞原因 〔J〕.湖南电力，2012，32(2):47-49，52.

〔4〕赵翀.某火电厂选择性催化还原烟气脱硝系统的运行研究〔D〕.南昌:南昌大学，2013.

〔5〕高革臣.锅炉空气预热器堵塞原因分析及解决方案 〔J〕.科技创新导板，2011(18):92.

TM712；TM761

B

1008-0198(2014)06-0055-02

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.06.016

2014-05-06 改回日期:2014-07-21