4×320MW机组锅炉空预器阻塞原因分析及其解决方案

张野，李鹏厚

（徐州/铜山华润电力有限公司，江苏 铜山 221100）

华润电力徐州有限公司（4×320MW）锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司设计、制造的DG1025/18.2-II12（4）型亚临界、自然循环、炉膛、平衡通风、燃用贫煤烟煤、固态排渣、一次中间再热的锅炉。近期，我厂四台锅炉空预器均出现不同程度的堵塞现象，空预器差压最高达到2.6kPa。空预器出口温度提升到200℃，通过热解后，差压明显下降，但维持较短时间后差压又出现增大。针对此情况，首先，邀请润电科学科学人员进行脱硝喷氨均匀性诊断及优化喷氨流场，控制氨逃逸率降低NH4HSO3在空预器冷端的凝结堆积。其次，在调停期间对空预器蓄热元件进行水冲洗，利用NH4HSO3溶于水的特性清除换热元件附着物，提高通透度。

1 空预器堵塞原因

燃煤机组的大气污染物排放标准在近几年的要求越来越低，超低排放成为国内燃煤机组改造及调整的热门话题。燃煤机组NOx超低排放规定值为50mg/Nm³。在SCR系统脱硝过程中，烟气再通过SCR催化剂时，二氧化硫转化为三氧化硫。在脱硝过程中，氨的逃逸是避免不了的，因此，在空预器中很容易堆积生成硫酸氢铵。主要反应式如下：

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O=(NH4)2SO4

硫酸氢铵的形成会与NH3浓度的增加而增加，SO3/NH3摩尔比高将促进硫酸氢铵的形成。硫酸氢铵会随着温度的改变物理形态也随之改变。燃煤机组，烟气中含有很高的飞灰，硫酸氢铵在147～207℃以液态形式存在。

2 空预器阻塞实例分析及解决方案（以4#锅炉为例）

我厂4#炉SCR脱硝装置采用2运1备方式布置，SCR入口设计NOx浓度为500mg/Nm3，出口浓度45mg/Nm3，脱硝效率＞96%。但近期空预器出现差压变大情况，A侧空预器压差为2.64kPa，B侧空预器压差为1.47kPa，比之前的1.19kPa压差分别提高了1.45kPa和0.3kPa。

SCR出口NOx值A侧仪表检测结果为约12mg/Nm3，B侧仪表检测结果为约19mg/Nm3左右，而脱硫后烟囱出口测试值为约 44mg/Nm3。

2．1 解决方法一：优化喷氨流场

机组满负荷情况下，进行喷氨优化试验，并对试验前后参数进行对比分析，剖析存在的问题并解决（如图1）。

图1 优化调整前脱硝出口AB侧烟气NOx浓度分布图

根据摸底试验所得SCR反应器进出口断面的NOx分布结果，对反应器入口竖直烟道上AIG喷氨格栅不同支管的手动阀开度进行调节，经多次调整，反应器出口断面的NOx分布均匀性得到明显改善。在机组满负荷工况下进行校核试验，对AIG手动阀门进行微调，保证反应器出口NOx浓度满足排放标准的前提下，测试反应器出口的NOx浓度分布（如图2）。

图2 优化调整后机组负荷310工况脱硝出口AB侧烟气NOx浓度分布图

（1）SCR反应器出口NOx偏差大和流场不均匀，与SCR反应器出口的NOx偏差较大。电科院经过测量并进行调整，保证反应器内部流场均匀，减少出口偏差。

（2）由于超低排放环保考核较严，运行调整将烟筒入口NOx压的很低，以此导致喷氨量过大，生成的NH4HSO3大量生成，其冷凝液化温度在150～230℃，且NH4HSO3极易与飞灰黏结，粘结在空预器冷端蓄热元件上，烟气通道变小阻塞空预器，造成空预器压差增大。

2．2 解决方法二：空预器离线高压冲洗

空预器离线采用高压（40MPa以上）清水冲洗，首先，用大流量高压水将浮灰冲洗干净，用专用高压水枪对空预器蓄热元件反复冲洗直至冲洗干净，打开空预器清洗的排水系统，蓄热元件清洗干净后进行预膜处理以防止蓄热元件氧化腐蚀，清洗后预热器内部无锈蚀现象，包括清洗后的换热原件。清洗后空预器阻力可接近设计值，降低排烟温度2～4℃，热风温度上升6～10℃，引风机、送风机电耗明显下降。冲洗前后图如图3、4。

图3 冲洗前

图4 冲洗后

2．3 解决方法三：空预器在线热解

首先，关闭引风机入口联络挡板，关闭送风机出口联络挡板。一次风机不参与调整，保持两侧一次风机出力平衡，维持炉膛氧量正常，交替关小升温侧送风机动叶，开大另一侧送风机动叶，两侧送风机电流偏差≤25A。送风机动叶开度不超过95%，监视加载侧送风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。维持炉膛负压正常，其次交替开大升温侧引风机动叶，关小另一侧引风机动叶，两侧引风机电流偏差≤150A。升温侧引风机动叶开度不超过95%。监视加载侧引风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。严格控制升温侧空预器出口烟温温升率＜5℃/min，达到150℃时再以1℃/min速率升温。防止空预器由于膨胀不均造成卡涩。控制空预器出口温度在158～159℃，不超过200℃，稳定运行2小时。升温过程中加强对温升侧空预器电流监视，若空预器电流波动大，或风烟系统参数异常，应立即停止升温，恢复原工况运行并就地检查空预器运行情况。然后，控制炉膛氧量、负压在正常范围内。两侧空预器运行工况差别大时，注意监视锅炉壁温、主再热汽温、脱硝系统参数、烟气中粉尘、二氧化硫环保指标，防止单侧参数严重超标。控制升温侧引风机全压不超过8.5kPa，避免引风机发生失速。控制升温侧引风机入口负压尽量不要超过6.0kPa，避免引风机入口风道发生内爆。进行空预器热解硫酸氢铵工作时，以保证机组安全运行为原则，不允许采用提升暖风器温度、降低磨煤机出口温度、五台制粉系统运行等影响机组经济运行的极端方式控制升温侧空预器出口温度。每半小时记录一次空预器出口烟温、空预器烟气侧、一次风、二次风侧差压、空预器电流。

表1

由表1对比数据可见，预器热解后，有效降低空预器烟气侧、二次风侧差压，送、引风机电流下降为47.6A,降低厂用电率0.21%。

3 结语

为了避免硫酸氢铵导致空预器堵塞，可以开展如下工作：定期进行喷氨优化试验，通过调整入口门开度，来实现反应器内流场均匀，降低氨的逃逸率。运行机组空预器差压高后，可以尝试热解的方法，短时间可以解决空预器差压及引风机电流大的问题。利用调停期间，对空预器进行检查，发现堵塞严重时，联系高压冲洗。运行中加强空预器吹灰，及时清除附着在空预器受热元件的硫酸氢铵与飞灰的混合物。