防止600MW机组空预器严重堵塞的控制措施

周梁树

（大唐华银金竹山火力发电分公司，湖南娄底 417000）

防止600MW机组空预器严重堵塞的控制措施

周梁树

（大唐华银金竹山火力发电分公司，湖南娄底 417000）

600MW机组回转式空预器发生堵塞是电厂普遍存在的一个现象。主要原因是在冬天气温低的情况下，脱硝系统中的逃逸出的氨（NH3）与烟气中的三氧化硫（SO3）反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4），液态硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，与烟气中的飞灰粒子相结合，当温度低时形成固态结合物附着于空预器冷端传热元件上，造成空预器堵塞。主要分析了600MW机组空预器堵塞的原因：脱硝系统氨逃逸率大、入炉煤含硫量高、空预器冷端综合温度低，并提出了有效地控制措施。

600MW机组；空预器压差；堵塞；硫酸氢铵；排烟温度

某电厂600MW机组于2016年8月完成了超低排放改造，为了实现尾部烟气氮氧化物NOX≤50mg/m3（标）的排放标准，锅炉采用LNB（低氮燃烧器）+OFA（燃尽风）及SNCR+SCR联合脱硝技术，空预器为豪顿华公司生产的三分仓回转式空预器。2016年10月机组改造投入运行后，11月开始空预器进出口压差逐渐增大，机组满负荷运行最大时达2.5kPa，远超过锅炉最大连续出力工况下1.5kPa的设计值，同时一、二次风压波动大，引风机电流增大，机组满负荷时引风机出力不足，炉膛冒正压，严重影响机组的出力和安全环保经济运行。电厂专业技术人员分析认为，空预器堵塞的主要原因是超低排放标准下SNCR+SCR脱硝装置喷氨量大造成氨逃逸率大，加上入炉煤含硫量大形成硫酸氢铵（NH4HSO4），导致空预器结垢堵灰。在分析了空预器堵塞的原因后，该厂立即采取了强有力的控制措施，空预器堵塞情况明显好转，确保了机组安全稳定运行。

1 空预器堵塞的原因分析

1.1 脱硝系统氨逃逸率大

燃煤火电机组超低排放标准要求烟气NOX≤50mg/m3（标）。由于机组AGC投入状态下负荷变动频繁，且变动幅度大，变化速度快，由于锅炉送风和二次风门挡板均为手动控制，锅炉燃烧工况变化大，运行人员常常来不及调整锅炉风量，造成SCR入口NOX变化较大，短时达到1 000mg/m3（标）以上的现象也时有出现，SCR的喷氨量短时增大，氨逃逸非常大。SNCR调试过程中喷枪存在雾化不良的现象，同时由于炉膛温度分布不均，SNCR反应效率低，SNCR逃逸出来的氨在SCR上也不能充分反应，造成SCR氨逃逸率增大。

1.2 空预器冷端综合温度低

锅炉最大的损失就是排烟损失，为了提高锅炉运行经济性，降低排烟温度，该厂原规定冬天空预器冷端综合温度在138～145℃之间，送风机热风再循环门只有在气温低于10℃时才需开启。空预器冷端综合温度低直接造成空预器低温腐蚀。

1.3 入炉煤硫份和灰份含量高

燃煤火电厂最大的成本就是燃煤，占整个电厂成本的70%以上。为了降低燃煤成本，电厂采购了大量的高硫分、高灰分的劣质煤，入炉煤硫分平均高达2.0%以上，灰分高达50%以上，直接造成尾部烟气中的SO3和灰分高。

综合以上三个因素，脱硝系统中的逸出氨（NH3）与烟气中的SO3和水蒸气生成硫酸氢铵凝结物：NH3＋SO3＋H2O→NH4HSO4，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，与烟气中的飞灰粒子相结合，在低温下附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器结垢、堵灰。

2 空预器堵塞的控制措施

2.1 严格控制SCR入口氮氧化物浓度

要求在SNCR投入的情况下，控制SCR入口NOX≤500mg/m3（标）；在SNCR未投入时，控制SCR入口NOX≤750mg/m3（标）。为了达到这一目标，对锅炉进行了优化配风调整，确保锅炉的安全性和经济性，要求既不发生锅炉缺氧燃烧，也不发生氧量瞬时大幅度增加引起氮氧化物急剧增加的情况发生。在机组降负荷时先开启锅炉燃尽风挡板开度，适当关小燃烧器附近二次风挡板开度。

2.2 优化喷氨系统，降低喷氨量，控制脱硝系统氨逃逸

优化喷氨自动控制系统，防止喷氨过量情况的发生；控制净烟气NOX在45mg/m3（标）附近压红线运行；将SNCR系统雾化不良的喷枪切除进行检修处理；发现喷氨系统故障立即进行检修处理，确保喷氨系统运行正常。

2.3 提高空预器冷端综合温度

适当牺牲机组的一点运行经济性，通过锅炉配风调整，适当提高锅炉火焰中心，提高制粉系统冷风的掺入量，从而提高锅炉排烟温度。同时全开送风机热风再循环门，提高空预器冷端综合温度至150℃以上。

2.4 加强空预器吹灰，提高空预器吹灰压力和频率

提高空预器吹灰蒸汽压力至2.0MPa，要求空预器吹灰疏水温度达200℃以上，方可开始吹灰。空预器单独吹灰每班不少于3轮。如果发现空预器差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔。机组负荷300MW时，空预器进出口差压超过900Pa应进行连续吹灰，直到空预器进出口差压低于860Pa。

2.5 加强掺配煤管理，适当降低入炉煤硫份和灰份

将入炉煤硫分控制在1.2%以下，灰分控制在40%以下。

2.6 加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位报警，立即进行核对与疏通处理

通过采取以上措施，机组满负荷运行时空预器进出口差压降低至1.5kPa且机组运行稳定，引风机电流下降将近50A，一、二次风压波动现象消失，锅炉运行稳定。实践证明采取的措施是非常有效地。

3 防止空预器堵塞的其它措施

随着燃煤火电机组烟气超低排放标准的逐步实施，空预器堵塞现象将成为燃煤火电厂的一个不得不面临的严重问题。为了解决空预器堵塞问题对机组安全和经济运行的影响，除以上措施外，关键是要降低脱硝系统氨逃逸率，同时对空预器进行一些技术改造，消除空预器堵塞的根本原因。

3.1 优化机组协调控制系统，提高锅炉自动投入率

锅炉烟气氮氧化物的浓度与锅炉的配风调整关系很大，机组AGC投入后负荷变化频繁，锅炉送风自动和二次风门挡板及燃尽风挡板如果不能实现自动的话，运行人员很难在短时间内做到锅炉配风合理，难免出现SCR入口氮氧化物瞬时升高较多、变化较大的情况，SCR入口氮氧化物升高后，势必要增大SCR系统的喷氨量，直接造成氨逃逸率升高。如果SCR入口氮氧化物短时变化较大，更会造成氨逃逸率的不可控制。因此优化机组协调控制，实现锅炉送风自动和配风自动是确保SCR入口氮氧化物稳定的一个重要环节。

3.2 对SNCR系统进行优化

由于SNCR应用于CFB（循环流化床锅炉）的情况较多，应用于煤粉炉尚处于起步阶段，喷枪雾化不良、炉膛温度分布不均等原因直接导致SNCR的氨逃逸率远远大于规定的3×10-6。因此控制SNCR的氨逃逸率将是我们今后工作的重点。真正实现SNCR投入后降低SCR入口氮氧化物，同时SNCR少量逃逸出来的氨还可以在SCR上进行反应，充分发挥SNCR+SCR联合脱硝的优越性，达到减少喷氨量、降低氨逃逸率的目的。

3.3 提高SCR催化剂的反应活性

由于机组投产后运行时间较长，脱硝催化剂积灰、结垢和中毒现象严重，催化剂的活性严重降低，因此及时对催化剂进行再生，恢复其活性，或增加催化剂的数量，提高催化剂反应活性是降低SCR系统氨逃逸率的一个关键环节。

3.4 喷氨优化调整，降低氨逃逸

SCR喷氨系统由于氨流场分布不均造成氨逃逸率大，因此应定期进行氨流场分布试验，改善喷氨不均引起的氨逃逸。同时应提高脱硝系统氨逃逸检测数据的可靠性，防止发生实际氨逃逸率非常大的情况。

3.5 机组开机过程中严防空预器积灰

在锅炉点火前必须投入空预器吹灰，同时确保燃烧良好，防止发生尾部烟道积灰积粉的情况。

3.6 改善空预器吹灰形式

可考虑在空预器蒸汽吹灰器的基础上增设声波吹灰器，实现360度无盲区吹灰，同时防止吹灰蒸汽过热度低引起的湿灰板结，造成空预器堵塞加剧。

另外，利用停机检修期间对空预器换热元件进行彻底清洗，并进行良好的干燥。

空预器冷端采用镀搪瓷材料，提高空预器换热元件的光洁度，降低硫酸氢铵附着的机率。同时考虑安装空预器在线清洗装置，避免空预器堵塞严重被迫停机。

4 结束语

空预器堵塞是燃煤火电厂一个非常严重的问题，空预器堵塞后不但造成厂用电率增加，还严重威胁机组的安全稳定运行，如果空预器堵塞不能及时缓解消除，将最终导致机组非停，给企业造成较大的经济损失，同时对企业形象造成负面影响。提前采取防止空预器堵塞的技术措施，严格监视空预器进出口压差，及时采取应急措施控制空预器堵塞加剧，对提高机组运行可靠性和经济性具有非常重大的意义。

[1] 丁开瑞，马更生，郭玉安.某电厂600MW脱硝机组空预器堵塞处置措施[J].山西电力，2016，（1）.

Control Measures of 600MW Unit to Prevent Serious Jam of Air Preheater

Zhou Liang-shu

Clogging of rotary air preheater of 600 MW unit is a phenomenon prevalent in power plant.The main reason is that the escape of ammonia（NH3）in the denitrif cation system reacts with sulfur trioxide（SO3）in the f ue gas to produce ammonium bisulfate（NH4HSO4），and the liquid ammonium hydrogen sulfate captures the ability of f y ash in the case of low winter temperature.Strong，and f y ash particles in the smoke combined，when the temperature is low when the formation of solid binder attached to the air preheater cold end heat transfer element，resulting in air preheater blockage.The causes of blockage of air preheater of 600 MW unit are analyzed. The ammonia escape rate of denitrif cation system is high，the sulfur content of furnace is high，the integrated temperature of cold end of air preheater is low，and the effective control measures are put forward.

600MW unit；pressure difference of air preheater；clogging；ammonium bisulfate；exhaust gas temperature

X773

A

1003-6490（2016）11-0008-02

2016-10-21

周梁树（1977—），男，湖南涟源人，工程师，主要从事电厂集控运行技术管理工作。