首阳山电厂空预器堵塞原因分析及处理

摘 要：阐述了大唐洛阳首阳山发电有限责任公司（以下简称首阳山电厂）超低排放改造后，随着脱硝投运，空预器差压逐渐升高，分析了升高的原因和危害，以及采取的措施，探讨解决空预器堵塞的有效方法。

关键词：烟气脱硝；硫酸氢氨；空预器堵塞

1 概述

大唐洛阳首阳山发电有限责任公司位于河南省洛阳市偃师市城关镇，是我国80年代开始分两期建成的火力发电厂，电厂现装机容量1040MW（2×220MW+2×300MW），二期工程3、4号机组装设两台东方锅炉厂制造的DG-1025/18.2-Ⅱ6型汽包炉，配300MW汽轮发电机组。锅炉为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的？装型汽包炉。设计煤种为义马与新安煤的混煤，制粉系统采用冷一次风正压直吹系统，配五台MPS-200型中速磨煤机。脱硝采用尿素热解（水解）产生氨气制备还原剂，选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝工艺，脱硝装置按一炉两室布置。每台脱硝装置的烟气处理能力为相应锅炉ECR工况时的100%烟气量，脱硝装置入口NOX含量≤500mg/Nm3时，保证脱硝效率≥82%；NOX排放浓度不超过100mg/Nm3；SO2/SO3转化率小于1%；NH3/NOX摩尔比不超过0.8151。

2 设备情况

在2013年10月4号机组A级检修和2014年4月3号机组A级检修中，分别对4、3号炉空预器进行改造。保留原空预器分仓结构，对空预器蓄热元件进行改造，共分三层，从高到低高度分别为1000mm、900mm、200mm，最下层采用L波型、干法静电喷涂工艺的镀搪瓷蓄热元件，上两层采用DU波型、脱碳钢蓄热元件；单台空预器蓄热元件换热总面积为58000m2；在保留原固定密封基础上，在冷热端径向密封分别增加24道陶瓷柔性接触式密封片；同时在蓄热元件热端增设蒸汽吹灰器，在冷端加装蒸汽+高压水的双介质吹灰器，以便在空预器出现堵塞时对空预器进行在线冲洗。3、4号机组分别于2015年11月、12月进行了超低排放改造。改造后，在锅炉45%～100%BMCR负荷范围内，脱硝装置在附加层催化剂投运后，三层催化剂共同保证，NOX脱除率不小于91.1%，NOX排放浓度不超过40mg/Nm3。自SCR 脱硝系统投运以来，空预器多次出现蓄热原件冷端低温腐蚀堵塞现象，而且堵塞比较严重，且恶化速度较快，进入冬季环境温度下降时尤其明显。

3 空预器堵塞原因及危害

3.1 原因

加装SCR脱硝系统后，特别是超低排放改造后，由于增加一层催化剂，SO2/SO3转化率有一定程度提高，空预器堵塞最主要原因就是SCR脱硝系统中逸出的氨气与烟气中的三氧化硫、水蒸气生成硫酸氢铵凝结物。硫酸氢铵具有很大的黏性，附着在空预器受热面上捕捉烟气中的飞灰，严重影响空预器的阻力和流通换热能力。硫酸氢氨生成量与氨逃逸密切相关，资料表明，当SO3=2～3ppm，NH3>2ppm时，硫酸氢铵积聚现象就会在空預器内部发生，空预器内形成硫酸氢铵约占NH3逃逸量的20%。

分析我公司氨逃逸量过大主要有以下几方面因素：

一是我厂要求NOX出口标态控制在50mg/Nm3以下，个别班组喷氨量过大；二是个别脱硝喷嘴堵塞及烟气流场不匀称，造成喷氨量过大；三是长期低负荷运行，排烟温度低，造成硫酸氢氨积聚；四是负荷调整频繁，喷氨调节滞后造成喷氨量过大。

3.2 危害

空预器堵塞，机组负荷250MW以上，经常发“空预器差压高”“引风机入口压力大”报警，负荷300MW，空预器差压可达1.8～1.9Kpa，引风机入口压力-4.5Kpa左右，严重影响机组出力和安全运行。

4 处理方法

（1）在线水冲洗。二期回转式空预器设计满负荷压差为944pa，当空预器压差超过设计压力150%时，按照《二十五项反措实施细则》需对空预器进行在线冲洗。冲洗原则：a.空预器冲洗原则：单侧在线冲洗。b.空预器出口烟温低于100℃应立即采取措施提高排烟温度，措施无效时立即终止空预器在线冲洗。空预器高压水泵系统流量12.6T/h，按照空预器在线冲洗设计要求：每次在线冲洗水量不宜超过30T，每次冲洗周期约2.5个小时，每次在线冲洗不超过4个周期。

（2）提高空预器排烟温度。进行提高空预器出口排烟温度使硫酸氢铵气化分解，根据环境温度及排烟温度情况，在锅炉负荷50%～100%之间均可进行。采用关闭单侧空预器二次风出口挡板的方法，提高单侧排烟温度至150℃～160℃，同时应保证另外一侧空预器出口排烟温度不低于100℃，期间空预器进行连续吹灰。推荐：当燃煤中含硫量低于1.5%且灰/硫比大于7时，冷端综合温度（CCET）要求不低于148℃。（注：CCET=烟气出口温度+空气入口温度）。

（3）采用离线高压水冲洗。利用机组临停或检修机会，采用高压冲洗车对空预器蓄热元件进行高压水冲洗。清洗方式：采用高压（50Mpa）水进行清洗。

分析以上三种方法，在线水冲洗，成本高，效果差，且一般一至两个月就会失效；离线水冲洗需机组停运，受电网制约；借鉴兄弟单位经验，我公司目前主要采用提高空预器排烟温度使硫酸氢铵气化分解，辅以空预器吹灰治理空预器堵塞，效果不错。

下面着重介绍我公司提高空预器排烟温度使硫酸氢氨气化分解的操作方法，以A空预器为例：（1）试验开始通知脱硫运行人员，试验过程密切关注原烟气、净烟气温度，事故喷淋达到启动条件确保事故喷淋投入。若事故喷淋开启仍无法控制原烟气温度低于160℃、净烟气温度低于60℃时，应及时汇报值长。原烟气温度高于165℃、净烟气温度高于65℃时，应停止试验。（2）关闭送风联络挡板，缓慢减小A侧送风机出力，增加B送风机出力（额定电流108.3A），维持总风量和炉膛出口氧量正常。利用降低单侧送风机出力提高同侧空预器出口烟温。排烟温度150℃稳定10分钟，继续提高排烟温度至155℃，稳定10分钟，继续提高排烟温度（三个点中取最高点）至160℃保持稳定。（3）如减小A侧送风机出力后，排烟温度无法达到试验要求值，可采取关闭B侧空预器入口烟气挡板方法提高A侧排烟温度。注意关闭烟气挡板时操作应缓慢，操作过程保持就地与盘上通讯顺畅。（4）关闭B空预器入口烟气挡板后，会对脱硝SCR两侧烟气量分配产生一定影响，相应调整热解炉出口至A、B侧喷氨格栅调整门，保证SCR出口NOX平衡。（5）投入A、B侧二次风再循环，尽可能提高排烟温度。（6）提高单侧排烟温度同时应保证B空预器出口排烟温度不低于100℃。（7）在调整单侧送风机出力时，需注意观察A空预器电流变化趋势，如出现空预器电流摆动至13A，则暂停操作，待电流波动减小后继续降低送风机出力。防止空预器因失去二次风冷却而变形卡涩。（8）排烟温度稳定后对空预进行连续吹灰，时间8小时。（9）A送风机出力降低期间，重点监视B送风机、一次风机及空预器运行情况。每15分钟检查送风机、一次风机及风烟系统画面一次。重点监视送、一次风机电流、轴承温度及电机运行参数正常，空预器电流正常、无大幅摆动。每1小时就地检查相关系统设备一次。发现缺陷及时联系处理。（10）如影响安全运行应立即中止措施执行，恢复正常运行方式。

5 结束语

空预器堵塞严重影响机组的安全和经济性，而运行中通过提高空预器排烟温度，气化分解硫酸氢氨，是解决空预器堵塞的一种有效方法，供其他单位参考。

参考文献

[1]崔锡盛.脱硝系统投运后空预器堵灰的防治[J].科学与技术，2014.

[2]李云东.基于硫酸氢氨造成的空预器堵塞治理对策[J].产业与科技论坛，2015.

作者简介：鲍二会，籍贯：河南焦作。