某电厂600MW脱硝机组空气预热器堵塞处置措施

丁开瑞，马更生，郭玉安

（山西漳山发电有限责任公司，山西 长治 046021）

某电厂600MW脱硝机组空气预热器堵塞处置措施

丁开瑞，马更生，郭玉安

（山西漳山发电有限责任公司，山西 长治 046021）

某电厂600MW机组选择性催化还原烟气脱硝装置运行3年后，空气预热器堵塞压降增大。通过分析硫酸氢铵在空气预热器处生成析出附集的机理，采取调整吹灰器吹灰方式、控制烟气中反应物含量、合理掺配煤与配风等措施，从而抑制空气预热器区域硫酸氢铵的生成和附集，降低了空气预热器的压降，达到保证机组正常稳定运行和提高年利用小时数的目的。

烟气脱硝；空气预热器；硫酸氢铵；堵塞

0 引言

某电厂600 MW燃煤机组采用低氮燃烧器，配套同步建设选择性催化还原 SCR(Selective Catalytic Reduction)脱硝装置。脱硝装置采用高温、高尘布置，布置于省煤器与空气预热器间的烟道中。脱硝催化剂采用日立公司生产的板式催化剂，至今已运行了21 000多h。空气预热器为上海锅炉厂生产的三分仓容克式回转空气预热器，换热元件总高2 100 mm，分2层布置，冷端换热元件为搪瓷镀层，高度为1 000 mm。吹灰器选用PS-AT型半伸缩式吹灰枪，每台空气预热器在烟气侧上下各布置1台。在2013年10月空气预热器烟气侧压降逐渐增大，并达1 669 Pa，远超锅炉最大连续出力工况下1 313 Pa的设计值，导致引风机电流增大、抢风失速，严重影响机组正常稳定运行。经电厂技术人员初步分析，硫酸氢铵在换热元件的附集是空气预热器压降增大的根源。并针对硫酸氢铵的生成析出机理制定了相应的消堵处置措施，且预期效果十分明显。

1 硫酸氢铵在空气预热器处生成机理

煤粉燃烧产生的烟气含有大量的NOx、SOx等污染性气体，为保护自然环境，减少污染，在烟气排放前，必须采取烟气净化，只有烟气中污染物含量达标时，才能排入大气中，燃煤电厂烟气脱硝过程如图1所示。目前，除去烟气中的NOx常采用SCR脱硝装置，即向烟气中注入NH3，在催化剂作用下，使NOx被还原为非污染性气体N2，而在SCR脱硝过程中由于氨的不完全反应，氨逃逸是不可避免的，且氨逃逸量与注入氨流量、催化剂活性等多种因素相关[1]。据厂家资料介绍，脱硝催化剂中的活性成分钒在将NOx还原成N2外，还会促进锅炉烟气中的SO2催化氧化成SO3。另外，锅炉燃烧也会产生一部分SO3，逃逸的氨气与烟气中的SO3和水蒸汽反应生成硫酸氢铵和硫酸铵，反应如下：

其中硫酸铵 (NH4)2SO4为干燥固体粉末，对空气预热器影响很小。在通常运行工况下，硫酸氢铵NH4HSO4在150~230℃温区，由液态转变为固态，液态的硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，在转变阶段，以液滴形式分散于烟气的硫酸氢铵具有极强的吸附性，在烟气中会粘附大量飞灰并附着在金属表面；依据该型空气预热器运行工况和温度场分布情况，其150~230℃温区位于空气预热器冷端层上方和热端层下方，如图2所示，在此处换热元件上附着的粘性灰分不易被吹灰器除去，从而减小烟气流通截面，增大了阻力[2]。

图1 燃煤电厂烟气脱硝过程

图2 硫酸氢铵在空气预热器内的附集区

2 空气预热器压降大处置措施

由前述分析可知，导致空气预热器压降增大的根源为硫酸氢铵在空气预热器中部换热元件处附集，其附集区处在蒸汽吹灰器的吹扫盲区，导致硫酸氢铵与灰的附集物无法有效除去。因此，降低空气预热器的压降应从以下3方面着手进行。

2.1调整吹灰器吹灰方式

PS-AT型蒸汽吹灰器的有效吹扫半径为1.2~ 1.5m，但空气预热器换热元件布置较为紧密，换热片间的间隙为4~7mm，同时吹灰器距换热元件有一定距离，导致蒸汽吹灰器存在吹扫盲区，无法有效吹扫到中部换热元件处，即使吹扫到，其吹扫效率也大大降低。针对吹灰器无法有效除去硫酸氢铵附集物的情况，电厂技术人员在空气预热器压降超限时，采取了以下方法。

a)提高空气预热器冷端换热元件壁温，使硫酸氢铵在空气预热器处由液态向固态的转变区下移，使冷端吹灰器可除去其附集物。因冷端换热元件的壁温与空气预热器的冷端综合温度成正比(冷端综合温度为空气预热器的进口风温与出口烟温之和)，采取投运一、二次风侧处的暖风器，提高空气预热器的进口风温，进而提高冷端换热元件壁温。

b)提高吹灰器蒸汽阀处吹扫压力设定值，根据式（1） 伯努利方程和式（2） 速度距离公式，当吹扫压力p1升高时，吹灰器喷嘴出口的流速v2将增大，使得吹灰器吹扫距离s延长。通过调整吹灰器的压力控制盘，由原来的1.0MPa提高至1.4MPa，增大蒸汽吹灰器的有效吹扫半径，保证空气预热器中部的硫酸氢铵附集物可以被除去。

c)调整空气预热器吹灰次数和冷热端吹灰器投运顺序，由原来的白班、中班各一次改为白班1次，中班2次，同时加强冷端吹灰器的吹灰强度，减少空气预热器处硫酸氢铵附集物的积聚。

2.2 控制烟气中反应物含量

根据硫酸氢铵在空气预热器处生成条件，控制烟气中反应物NH3、SO3、H2O的含量，以降低空气预热器处硫酸氢铵的生成，通过以下3方面进行。

a)抽取催化剂样片进行实验室检测发现，运行21000h后，催化剂在350℃时的活性已下降，达65%以下，即同等量的入口氮氧化物，现需耗用更多的氨气，同时，在现有氨逃逸率无法准确及时监测的情况下，通过采集空气预热器热端、冷端灰样进行化学实验分析发现，热端灰样中NH3质量浓度高达152.9 mg/kg，冷端灰样中NH3质量浓度达94.1 mg/kg，远超脱硝机组灰样中正常NH3含量。因而控制注入氨流量，以降低烟气中未反应氨的含量，进而降低空气预热器区域的NH3含量是很有必要的。

b)合理控制烟气中SO2含量，避免烟气在流经脱硝催化剂时，SO2被催化氧化成SO3，虽SO3的生成量随SO2含量的增加而降低，但当SO2含量增大时，烟气中总的SO3含量也随之增大。通过控制含硫量高煤种的掺烧，以降低SO2的生成，从而维持空气预热器处SO3在低浓度范围内。

c)提高空气预热器吹灰蒸汽的疏水温度，只有当吹灰蒸汽疏水温度达330℃时，才可进行吹灰，保证吹灰压力下的蒸汽过热度（1.4 MPa下饱和蒸汽温度为195℃），降低空气预热器区域水蒸汽的含量，破坏硫酸氢铵的生成条件。

2.3 合理掺配煤与配风

依据《火电厂大气污染物排放标准》的要求，烟囱入口氮氧化物（以NO2计） 浓度须控制在100 mg/m3[3]以下，则烟囱入口测得的NO浓度必须控制在78.7 mg/m3以下（实测氧含量2%），才能保证环保达标。在保证环保和减少硫酸氢铵生成的情况下，确保烟气中氨含量在一个较低的水平，减少硫酸氢铵的生成，就必须降低炉膛出口氮氧化物含量。

据煤粉燃烧中氮氧化物的生成机理，烟气中的氮氧化物主要由燃料型NOx、热力型NOx、快速型NOx组成。燃料型氮氧化物是燃煤中氮化合物在600~800℃时发生热分解，氮原子进而被氧化成氮氧化物，其占炉膛出口氮氧化物含量的75%~ 90%，是烟气中氮氧化物的主要来源；热力型氮氧化物是空气中的氧与氮在1 000℃以上的高温环境下生成的NO和NO2的总和，约占炉膛出口氮氧化物含量的10%~25%；快速型氮氧化物在燃煤锅炉中生成量很小[4]。在现有燃烧器的基础上，通过合理掺配煤种，燃用含氮量较低、挥发分较高的煤种以减少燃料型NOx的生成量，同时合理调配风量，提高燃烬风风量，降低炉膛温度，减少热力型NOx的产生，进而降低炉膛出口氮氧化物含量。

在严格落实上述措施后，统计措施实施前后空气预热器烟气侧压降以及脱硝装置出入口NOx浓度和SO2浓度，发现空气预热器烟气侧压降明显降低，由最高值1 669 Pa降低至632 Pa，并维持在一个正常区间，如表1所示。

表1 消堵措施实施前、后空气预热器压降对照表

3 结束语

随着环境保护的日益严格和脱硝机组的增多，硫酸氢铵附集物堵塞空气预热器的事件也将随之增加，除采取以上应对措施外，还应结合技术改造、设备治理，从根源上控制硫酸氢铵在空气预热器换热元件上的附集，从而降低空气预热器堵塞造成的引风机失速、机组限出力等不安全事件的发生，以提高发电厂的安全性、经济性。

针对目前情况，提出以下建议。

a)提高SCR催化剂脱硝效率，降低氨逃逸量。

在催化剂脱硝效率低于预定值的情况下，可通过增加催化剂数量或对原有催化剂进行活性再生，以提高SCR脱硝装置的脱硝效率，减少注入氨量，进而降低氨逃逸量。同时，定期进行流场氨均布试验，改善喷氨不均引起的氨逃逸，以控制空气预热器区域烟气中的氨含量。

b)提高空气预热器换热元件表面光洁度，清理换热元件上附集的硫酸氢铵。

硫酸氢铵沉积物是高水溶性的物质，且硫酸氢铵属于酸性盐，易与碱性物质反应，利用停炉间隙或计划检修期间，对空气预热器进行高压碱性水冲洗，保证较长的冲洗时间，单台空气预热器最好控制在48 h左右，应可达到不错的效果。有条件最好将换热元件全部吊出，进行浸泡式清洗，以提高换热元件表面光洁度，降低硫酸氢铵附集的几率。

c)改造现有空气预热器吹灰形式，增设声波吹灰器。

在现有蒸汽吹灰的基础上，增加一套声波吹灰器，以弥补蒸汽吹灰存在的盲区，同时避免因蒸汽吹灰器吹扫压力太高而造成的换热元件损坏。利用高频高声强声波，使换热元件壁面处的灰粒产生周期性振荡，脱离硫酸氢铵的吸附，使灰粒被烟气带走，达到降低空气预热器因硫酸氢铵吸附灰粒而堵塞的情况。

[1] 马双忱，金鑫，孙云雪，等.SCR烟气脱硝过程硫酸氧铵的生成机理与控制[J].热力发电，2010，39（8）：12-16.

[2] 张志强，宋国升，陈崇明，等.某电厂600MW机组SCR脱硝过程氨逃逸分析[J].电力建设，2012，33（6）：67-70.

[3] 中国环境科学研究院，国电环境保护研究院.火电厂大气污染物排放标准 非书资料：GB13223—2011[S].北京：中国环境科学出版社，2012：2.

[4] 冯淼，闫寒冰.燃煤电厂排烟中NOx构成及浓度换算的研究[J].山西电力，2007(增刊)：15-16.

Treatment for Air Preheating Clogging of a 600MW Denitrification Unit

DING Kairui,MA Gengsheng,GUO Yuan

（Shanxi Zhangshan Power Generation Co.,Ltd.,Changzhi,Shanxi 046021,China)

After three years’running of SCR flue gas denitrification equipment, the clogging pressure drawdown of air preheater increased. By analyzing the mechanism of ammonium bisulfate’s precipitation and adsorption around the air preheater, measures were adopted to inhibit the generation and adsorption of ammonium bisulfate, including air lance adjustment, reactants control in the flue gas,and reasonable coal blending. Consequently, the clogging pressure drawdown has been decreased. The unit is ensured to be operated safely and stably, with the serving life being prolonged.

flue gas denitrification; air preheater; ammonium bisulfate; clogging

TM223.3+4

B

1671-0320（2016）01-0052-04

2015-11-11，

2015-11-19

丁开瑞（1989），男，山西原平人，2007年毕业于山西大学工程学院热能与动力工程专业，助理工程师，从事锅炉与环保设备检修工作；

马更生（1975），男，山西长治人，2011年毕业于武汉大学热能动力专业，高级技师，从事锅炉检修工作；

郭玉安（1983），男，山西祁县人，2005年毕业于山西大学工程学院自动化专业，工程师，从事机组集控运行工作。