提升煙溫法緩減空預(yù)冷端蓄熱元件堵塞的應(yīng)用分析

劉慧敏

摘要：隨著國家不斷對污染物排放的嚴格要求，各電力生產(chǎn)企業(yè)相繼進行了超低排放改造。超低排放改造多采用SCR和SNCR技術(shù)，而由此技術(shù)應(yīng)用引起的氨逃逸，使得硫酸氫銨的生成，并因此造成空預(yù)器冷端蓄熱元件的嚴重堵塞。本文從探討硫酸氫銨的生成機理和物理特性出發(fā)，對采用提高排煙溫度的同時對空預(yù)冷端進行連續(xù)吹灰的辦法來降低空預(yù)器差壓的兩次操作進行了分析，并得出了是否有效的結(jié)論。同時，提出了一些降低氨逃逸的辦法和建議。

關(guān)鍵詞：環(huán)保；硫酸氫銨；露點；差壓

一、機組概況：

某廠一期工程總裝機容量6x350MW，鍋爐均采用美國福斯特.惠勒公司生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱、雙拱形單爐膛、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全懸吊、全鋼結(jié)構(gòu)的“w”型火焰鍋爐。

該鍋爐設(shè)計燃用煤種為無煙煤，自2002年6臺機組相繼投入商業(yè)運行，受當?shù)責(zé)o煙煤煤質(zhì)的影響，運行過程中NOx排放濃度多在1200-2100mg/Nm3之間。為了保證鍋爐穩(wěn)燃和提高機組運行經(jīng)濟性，2010年開始該廠采取了摻配30%煙煤的運行方式，因煤種的改變，在保證了滿負荷工況鍋爐穩(wěn)燃的同時也使得機組NOx的排放濃度降至700-1300mg/nm3之間。

應(yīng)環(huán)保要求，從2012年開始，該廠又相繼對6臺機組進行了SCR脫硝改造。經(jīng)過改造，在SCR裝置入口NOx濃度1200mg/Nm3的情況下，鍋爐煙氣NOx排放濃度可以穩(wěn)定的控制在200mg/Nm3以下，氨逃逸率不大于3ppm，空預(yù)煙氣側(cè)差壓在1.7kpa左右。

為了適應(yīng)新的環(huán)保要求，2016年底，該廠通過新增SNCR裝置，完成了對#1-#4機組的超低排放和空預(yù)器冷端更換為搪瓷表面?zhèn)鳠嵩母脑臁８脑焱瓿芍?，各臺爐空預(yù)器煙氣側(cè)差壓均出現(xiàn)了不同程度的上漲，個別鍋爐在滿負荷運行時，空預(yù)器煙氣側(cè)差壓高達3kpa，一次風(fēng)、二次風(fēng)風(fēng)壓增大、爐膛負壓難以維持，送、引風(fēng)機發(fā)生喘振，嚴重影響燃燒安全和機組的帶負荷能力。另外，空氣預(yù)熱器堵灰還造成了鍋爐排煙溫度升高， 風(fēng)煙系統(tǒng)阻力增大，空氣預(yù)熱器漏風(fēng)增加，嚴重影響了鍋爐的經(jīng)濟運行。

二、空預(yù)煙氣側(cè)差壓增大的原因分析

2012年，各臺機組進行的SCR脫銷改造，利用的是選擇性催化還原技術(shù)，其脫硝原理為：在催化劑作用下，向溫度約280～420℃的煙氣中噴入氨，將NOx還原成氮氣和水。其主要反應(yīng)式為：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

2016年，機組新增SNCR裝置，它所采用的脫硝技術(shù)即選擇性非催化還原技術(shù)，其脫硝原理為：在850～1100℃范圍內(nèi)，不用催化劑，將含氨基的還原劑（該廠選用的是尿素溶液）噴入爐內(nèi)，將煙氣中的NOx還原脫除，生成氮氣和水。其主要反應(yīng)為：

NO+CO（NH2）2+1/2O2→2N2+CO2+H2O

為了提高SCR脫硝工藝脫硝效率，NH3/NOx摩爾比通?？刂茷榇笥?，因此脫硝過程氨逃逸不可避免。SCR脫硝過程使用的釩基催化劑會對煙氣中的SO2產(chǎn)生催化作用，使其易被氧化為SO3，當NH3/SO3摩爾比大于2時，SO3與逃逸的氨反應(yīng)生成硫酸銨和硫酸氫銨。其反應(yīng)如下：

NH3+SO3+H2O→NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4

在空預(yù)器的正常運行溫度范圍內(nèi)，硫酸銨為干燥固體粉末，對空預(yù)器影響很小。而在通常運行溫度下，當煙溫低于硫酸氫銨的露點147℃時，硫酸氫銨會以液體形式在物體表面聚集或以液滴形式分散于煙氣中。液態(tài)的硫酸氫銨是一種粘性很強的物質(zhì)，很容易黏附在空預(yù)器蓄熱元件的表面，在煙氣中會粘附飛灰，使蓄熱元件積灰，空預(yù)器流通截面減小、阻力增加以及換熱元件的換熱效率下降，排煙溫度升高，鍋爐效率降低。

SNCR和SCR相比較，漏氨率一般控制在5～10ppm，而SCR控制在2～5ppm。因此，SNCR改造之后，硫酸氫銨的形成量也隨NH3濃度的增加而增加，隨著氨逃逸率的進一步增大，也進一步促進了硫酸氫銨的形成，煙氣經(jīng)過SCR反應(yīng)器和空預(yù)器熱端后，排煙溫度降低，當溫度降至147℃以下時，煙氣中已生成的氣態(tài)硫酸氫銨會在空預(yù)器冷段的蓄熱元件上沉積，造成空預(yù)器冷端蓄熱元件積鹽、結(jié)垢和積灰嚴重，進而影響空預(yù)器的正常運行。

其二，因摻配大量劣質(zhì)煤種，鍋爐日常所用燃煤的實際含硫量已遠遠高于設(shè)計煤種，燃用含硫高的燃料時，燃燒后形成的SO2有一部分進一步被氧化成SO3，且與煙氣中的水蒸汽結(jié)合成硫酸蒸汽。煙氣中SO3含量愈多，酸露點就愈高，煙氣中的酸露點可達140～160℃，甚至更高。顯然，燃料中的含硫量較高，發(fā)熱量較低，燃燒生成的SO2就越多，進而SO3也將增加，致使煙氣酸露點升高。露點愈高，煙氣對受熱面的低溫腐蝕范圍愈廣，由此造成的積灰堵塞也愈嚴重。

三、提高排煙溫度，降低空預(yù)差壓的效果分析

經(jīng)過對硫酸氫銨的形成機理和物理特性分析，理論上可知如果將空氣預(yù)熱器冷端蓄熱元件加熱至硫酸氫氨的露點147℃以上，硫酸氫氨將從固態(tài)變成液態(tài)，在此期間投入空預(yù)冷端蒸汽連續(xù)吹灰，將可以吹掉附著在蓄熱元件上的積灰，使得空預(yù)堵塞減輕。

下面我們來對機組運行中的兩組操作實例和相關(guān)參數(shù)進行分析：

實例1：

2017年3月9日，#3機組負荷300MW，協(xié)調(diào)方式運行。手動降低3A側(cè)送風(fēng)量至72m？/s，3B側(cè)送風(fēng)量自動調(diào)整至133m？/s，試驗期間，3A側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持172℃，3B側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持114℃，投入空預(yù)冷端連續(xù)吹灰。在此運行工況下，提高3A側(cè)排煙溫度連續(xù)運行3小時30分（10：30-14：00）。經(jīng)過對排煙溫度和空預(yù)煙氣側(cè)差壓、空預(yù)煙氣出口壓力、電除塵出口壓力以及引風(fēng)機入口壓力等相關(guān)參數(shù)的采集，對3A空預(yù)升溫降壓試驗過程分析如下：

1）比較操作前后空預(yù)煙氣側(cè)差壓得出：10：30-10：35空預(yù)差壓為2410pa，13：30-13：35空預(yù)差壓為2224p，空預(yù)差壓下降186pa；

2）比較操作前后3A空預(yù)煙氣出口壓力變化得出：3264-3093=239pa，近似認為空預(yù)差壓下降171pa；

3）比較操作前后3A電除塵出口壓力變化得出：3219-3005=276pa，近似認為空預(yù)差壓下降214pa；

4）比較操作前后引風(fēng)機入口壓力變化得出：3262-3064=198pa，近似認為空預(yù)差壓下降198pa。

5）通過以上數(shù)據(jù)分析證明，試驗期間，相同負荷下，3A空預(yù)差壓、3A引風(fēng)機出力均呈下降趨勢。

實例2：

2017年3月10日，#3機組負荷290MW，協(xié)調(diào)方式運行。手動降低3B側(cè)送風(fēng)量至67m？/s，3A側(cè)送風(fēng)量自動調(diào)整至133m？/s，試驗期間，3B側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持173℃，3A側(cè)空預(yù)排煙溫度均值維持113℃，投入空預(yù)冷端連續(xù)吹灰。在此運行工況下，提高3B側(cè)排煙溫度連續(xù)運行3小時30分（13：00-16：30）。經(jīng)過對排煙溫度和空預(yù)煙氣側(cè)差壓、空預(yù)煙氣出口壓力、電除塵出口壓力以及引風(fēng)機入口壓力等相關(guān)參數(shù)的采集，對3B空預(yù)升溫降壓試驗過程分析如下：

1）比較操作前后空預(yù)差壓得出：13：10-13：20空預(yù)差壓為1782pa，16：10-16：20空預(yù)差壓為1615pa，空預(yù)差壓下降167pa；

2）比較操作前后3B空預(yù)煙氣出口壓力變化得出：2649-2410=239pa，近似認為空預(yù)差壓下降239pa；

3）比較操作前后3B電除塵出口壓力變化得出：2981-2705=276pa，近似認為空預(yù)差壓下降276pa；

4）比較操作前后引風(fēng)機入口壓力變化得出：2984-2699=285，近似認為空預(yù)差壓下降285pa。

5）通過以上數(shù)據(jù)分析證明，試驗期間，相同負荷下，3B空預(yù)差壓、3B引風(fēng)機出力均呈下降趨勢。

四、試驗結(jié)論：

1，經(jīng)過對3A空預(yù)的升溫降壓操作，為減少單一測點對試驗數(shù)據(jù)的影響，我們?nèi)】疹A(yù)煙氣側(cè)差壓、3A空預(yù)煙氣出口壓力、3A電除塵出口壓力、引風(fēng)機入口壓力四點變化的平均值（186+171+276+198）/4=208pa，可得出3A空預(yù)差壓下降208pa的試驗結(jié)論；

2，經(jīng)過對3B空預(yù)的升溫降壓操作，為減少單一測點對試驗數(shù)據(jù)的影響，我們?nèi)】疹A(yù)差壓、3B空預(yù)煙氣出口壓力、3B電除塵出口壓力、引風(fēng)機入口壓力四點平均值（167+239+276+285）/4=242pa，可得出3B空預(yù)差壓下降242pa的試驗結(jié)論；

3，經(jīng)過升溫降壓操作，3A/3B空預(yù)器冷端蓄熱元件堵塞情況均得到有效緩解。實踐證明，機組正常運行期間，這一操作不失為一項保證引風(fēng)機運行安全和機組帶負荷能力的有效可行的解決方案。

五、對控制機組氨的逃逸的幾點建議：

1，對SCR煙氣脫硝裝置進行噴氨優(yōu)化調(diào)整：局部區(qū)域存在較高或較低的氨逃逸濃度時，既不利于提高脫硝性能，還會加劇空預(yù)器冷端的硫酸氫氨堵塞。為消除局部的氨逃逸峰值，可以采用先進的氨逃逸檢測裝置，根據(jù)反應(yīng)器出口的Nox濃度對噴氨格柵的噴氨流量進行優(yōu)化調(diào)整，控制脫硝出口AB兩側(cè)氮氧化物排放偏差值，防止噴氨過量而造成氨逃逸，正常情況下控制氨逃逸率不超過3ppm。

2，對脫硝裝置入口煙道流場優(yōu)化：脫硝裝置入口煙道流場不均勻，將直接導(dǎo)致催化劑反應(yīng)層的噴氨量偏差很大，這樣就很容易引起局部過噴或噴氨不足。通過煙道流場優(yōu)化，在脫硝裝置入口煙道彎頭處和折轉(zhuǎn)處加裝導(dǎo)流板，優(yōu)化流場，使得通過催化層的煙氣量分布均勻，噴氨量控制偏差減少，有效減少了氨逃逸。

3，根據(jù)使用年限和脫硝效率的變化情況，及時對催化劑進行再生或更換，以保持催化劑的活性，降低氨逃逸率；

4，對比分析不同負荷、不同煤質(zhì)下的噴氨量，發(fā)現(xiàn)異常，及時處理，避免過量噴氨；

六、對空預(yù)器進行防堵灰改造的建議：

通過文中對空預(yù)器堵灰的原理分析，我們可以假設(shè)把熱一次風(fēng)直接引至二次風(fēng)冷端，在二次風(fēng)分倉冷端增加小分倉，且與一次風(fēng)分倉相鄰。熱一次風(fēng)從二次風(fēng)冷端由下而上獨立流經(jīng)蓄熱元件，通過高溫氣化酸液和增強氣體攜帶作用，清除蓄熱元件積灰。當空氣預(yù)熱器暫無堵灰傾向時，還可以通過切斷引入防堵灰分倉中的熱一次，在防堵灰分倉中直接通入冷二次風(fēng)，即相當于恢復(fù)改造前的狀態(tài)。以上設(shè)想還應(yīng)充分考慮一次風(fēng)機的風(fēng)量裕量，保證機組在某一高負荷工況運行時一次風(fēng)壓穩(wěn)定和風(fēng)量充裕。

參考文獻：

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