脱硝空气预热器堵灰的原因及对策分析

李太兴

（大唐鲁北发电有限责任公司，山东 滨州 251909）

0 概 述

大唐鲁北发电有限责任公司的1号、2号锅炉为亚临界参数、一次中间再热、平衡通风、单炉膛自然循环汽包锅炉，采用了摆动燃烧器的四角切圆燃烧方式。在直吹式制粉系统中采用了中速磨煤机。锅炉构架为全钢结构，炉顶设有大罩壳，整体呈倒U型布置。

1 设备布置

每台锅炉配有2台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，逆转布置。为了节能减排，在系统中还设置了脱硝设备，采用的脱硝工艺为选择性催化还原法（SCR），脱硝还原剂是液氨。同时对空气预热器进行了相应改造，将冷端及中间层蓄热元件，合并改造成镀有搪瓷的蓄热元件（高度为1 000mm）。蓄热元件的材质为进口低碳钢，并采用优质搪瓷釉粉进行喷镀，这种喷镀工艺被称为干法静电喷镀。加工成形后，蓄热元件的材料壁厚为1.05mm。另外，将空预器的冷端吹灰器更换为双介质吹灰器。空预器的结构简图，如图1所示。

2 存在问题

鲁北公司1号、2号机组的脱硝系统投运后，空预器出入口的压差，有明显的上升趋势，尤其是进入冬季后，空预器压差的增加速率明显上升，严重影响了机组的安全运行。对1号炉的烟气压差进行了监测，压差的变化曲线，如图2所示。经数月检测，1号炉空预器烟气压差的数据对比，如图3所示。

图1 空预器的结构简图

图2 1号炉空预器进出烟气差压曲线图（9～12月）

图3 1号炉空预器烟气差压数据对比

从图2、图3可知，脱硝系统投运前，1号机组6月至8月的空预器烟气压差，一直维持在1.30kPa左右。自从8月底脱硝系统投运后，1号机组9月至11月的空预器烟气差压显著上升。至11月底，当锅炉满负荷时，空预器的两侧烟气差压分别高达3.3～3.5kPa。2号机组的脱硝系统在连续喷氨运行时，空预器的烟气差压从1.3kPa上升至1.9 kPa。运行至11月后，空预器的堵灰情况迅速加剧，最大负荷下的烟气压差，分别高达3.2～3.0 kPa。停机后，对空预器进行内部检查，发现空预器有堵灰现象，尤其在冷端处的堵灰状况更严重。1号炉空预器的堵灰状况，如图4所示。

图4 1号炉空预器的堵灰状况

空预器堵灰不仅增加引风机的电耗，还影响了锅炉运行的经济性。堵灰严重时，将造成炉膛负压的剧烈波动、供氧量不足导致的负荷受限、风机失速抢风、MFT等情况的出现。经调研，目前已投产SCR系统的电厂或多或少都出现过类似情况，所以，空预器堵灰已成为亟待解决的问题。

3 原因分析

通过对锅炉空预器相关系统的检查，并对堵灰成分进行监测，发现低温腐蚀是造成空预器堵塞的主要原因，即当空气预热器蓄热元件温度低于烟气酸露点时，硫酸及其它化合物就会在蓄热元件壁上凝结，从而引起预热器的堵塞。

3.1 液态硫酸氢铵的沉积

SCR脱硝系统运行中，不可避免地会产生NH3气体，逃逸出的NH3与烟气中的SO3和水蒸气生成硫酸氢铵凝结物：NH3＋SO3＋H2O＝NH4HSO4。硫酸氢氨在不同的温度下，分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在146～207℃时为液态；这个区域被称为ABS区域。烟气经过SCR反应器和空预器热段后，排烟温度被降低，当温度降至185℃以下时，烟气中已生成的气态硫酸氢铵会发生凝固。140～230℃的温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，硫酸氢铵在此温区由液态向固态转变，因此，具有极强的吸附性，大量灰分会沉降在空预器上，引起空预器堵塞，造成烟气的流通阻力上升。积灰严重时，机组将被迫停运，并需及时对空预器进行清理。硫酸氢铵的沉积过程，如图5所示。

图5 硫酸氢铵沉积图

氨逃逸的形成是由于在SCR反应器内NOx与NH3不完全反应造成的。据统计，当氨的逃逸量小于1mg／L时，硫酸氢铵的生成量很少，空预器的堵塞现象不明显。若氨逃逸量增加至2mg／L，空预器运行半年后的运行阻力将增加约30%。若氨逃逸量增加至3mg／L，空预器运行半年后的运行阻力将增加约50%。

燃煤含硫量的高低对排放烟气中SO3的含量影响很大，如果烟气中SO3含量高，更易使硫酸氢铵形成。所以，采用不同的煤种，控制SCR系统中氨的逃逸量也不相同。对于低硫煤（含S量为1%），控制氨的逃逸量＜3mg／L；对于中硫煤（含S量为1.5%），控制氨的逃逸量＜2mg／L；对于高硫煤（含S量为3%），控制氨的逃逸量＜1mg／L。

3.2 煤质的影响

某年11月，入炉煤收到基硫份平均为1.41%。最高时，全天入炉煤硫份加权平均达2.03%。根据烟气酸露点的经验计算公式［3］：

式（1）中：td—烟气的酸露点，℃；td，w—按烟气的水蒸气分压力计算的水露点，℃；β—与过量空气系数有关的系数；Sar—收到基燃料折算硫分；α—飞灰系数；Aar—收到基燃料折算灰分。

燃用含硫量较高的燃料时，不仅使得烟气中的SO2及SO3气体含量增加，而且烟气酸露点随之上升。烟气中有更多的SO3气体与水蒸汽结合成硫酸蒸汽，随着温度的降低凝结在蓄热元件表面，进而捕捉烟气中的飞灰，造成了空预器的堵塞。

3.3 暖风器未及时投入

进入11月后，环境温度已显著降低。1号、2号炉在该月的送风温度平均为11.59℃、9.85℃，环比10月分别下降7.64℃、7.69℃。当环境气温下降后，若不及时投运暖风器，将使锅炉排烟温度的进一步下降，烟气温度极易达到或低于酸露点下，诱发空预器冷端的低温腐蚀，加剧了空预器的污堵现象。

3.4 吹灰对元件的损伤

空预器经长期运行后，部分低温段蓄热元件已被吹灰器吹损变形，蓄热片之间的通道变窄甚至堵塞，造成飞灰无法通过，进一步加剧了空预器的堵灰。现场检查中，蓄热元件被吹损变形的实物，如图6所示。

图6 蓄热元件被吹损变形

4 应对措施

对空预器的局部污堵进行了故障分析及处理，现从预防空预器的低温腐蚀着手，总结了预防堵灰的经验，并可针对性地采取一些措施。

4.1 脱硝系统的设计优化及运行

SCR装置在设计阶段要通过冷态流动模型试验，结合三维两相流动数值进行模拟计算，对烟道的流场进行优化设计，保证达到流场的均匀；每年定期测量反应器出口NOx浓度，检查出口NOx不均匀度的情况，并进行必要的喷氨优化调整，以改善催化剂入口NOx和NH3的摩尔比；根据SCR反应器内氨氮摩尔比分布测试的情况，对喷氨格栅系统进行必要的改进，增大调节的范围和灵活性，保证无论何种情况下都可以保持氨氮摩尔比的均匀性。在脱硝设备的日常运行中，在保证出口NOx满足排放标准的基础上，降低喷氨浓度，避免过喷现象。

4.2 加强配煤掺烧及燃烧调整

加强入厂煤含硫量的控制，尽量采购低硫煤。加强对各类煤种的参配工作，防止高硫、高灰分煤种集中进入炉膛，控制入炉煤硫份不大于1.0%，同时加强燃烧调整，保持合适的过量空气系数，减少SOx生成，从而最大限度地降低空气预热器的腐蚀。

4.3 根据排烟温度及时投运暖风器

在运行过程中，可根据送风机人口温度及时投入暖风器，并根据排烟温度及时调整，使其保持合适的开度，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。

4.4 加强空气预热器的吹灰和水冲洗工作

吹灰前，应将吹灰蒸汽的疏水彻底排净。吹灰蒸汽应保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器，从而加剧堵灰。脱硝系统投运后，可根据运行状况，提高空预器吹灰母管的压力，由原1.05MPa增压至1.5MPa。重新修订空预器吹灰的操作规定，当烟气压差大于1.5kPa时，用蒸汽对空预器的吹灰频次为4小时／次。当烟气压差大于2.0kPa时，用蒸汽对空预器的吹灰频次为2小时／次。当烟气压差大于2.5kPa时，空预器的蒸汽吹灰将连续投入。（脱硝系统投运前，每天空预器吹灰器的投运时间约3h）。

4.5 在线水冲洗

具备条件时进行在线水冲洗。经调研，某些电厂为应对堵灰问题，已率先实施了空预器的在线水冲洗。冲洗后，压差由2.7kPa降至1.5kPa，且未对锅炉的运行产生影响。

5 结 语

在增加SCR脱硝系统后，引起空气预热器堵塞的主要原因是硫酸氢铵的生成。硫酸氢铵冷凝后附着在受热面上，并捕捉烟气中的飞灰造成预热器堵塞。因此，通过喷氨优化设计及运行调整，控制氨的逃逸率，是减轻脱硝空预器堵灰的主要措施。此外，应严格控制入炉煤质的含硫量。根据压差变化，及时投运暖风器、吹灰器、水冲洗等设备，避免低温腐蚀也是控制空预器堵灰的措施之一。