SCR脱硝机组空气预热器堵塞治理原因及应对措施

SCR脱硝机组空气预热器堵塞治理原因及应对措施

赵洲

大唐河北发电有限公司马头热电分公司 河北 邯郸 056044

摘要:燃煤机组安装 SCR 脱硝装置后， 空气预热器堵塞成为普遍现象，严重影响机组的安全性、经济性。通过对空气预热器堵塞物成分分析，提出治理空气预热器堵塞技术路线，结合实际运行中出现的问题， 探寻SCR 脱硝机组氨逃逸率高、SO3浓度高、排烟温度低的原因，并且分析这些因素对空气预热器堵塞程度的影响，建议从保持催化剂 活性，确保NOx浓度，氨逃逸率均匀分布， 防止氨过喷，降低入炉煤含硫量，提高锅炉排烟温度等方面，综合治理空气预热器堵塞，并提出详细的建议。

关键词:空气预热器  堵塞; 氨逃逸率; 硫酸氢氨

引 言

为满足ＧＢ １３２２３—２０ｌｌ《火电厂大气污染物排放标准》 对ＮＯ，排放浓度的要求， 几乎所有的燃煤电厂均需增设烟气脱硝设施． 目 前燃煤电厂增设的烟气脱硝设施主要以选择性催化还原ＳＣＲ技术为主。 采用ＳＣＲ脱硝工艺后烟气中的部分ＳＯ2， 将被脱硝催化剂氧化成ＳＯ3。在氨逃逸率超过３× １０“（体积浓度）后， 温度为１５０～２００ ｏＣ范围内， 逃逸的氨与烟气中的Ｓ０： 将反应生成硫酸铵（（ＮＨ。 ）： ＳＯ。 ）和硫酸氢铵（ＮＨ。 ＨＳＯ。 ）这些副反应产物会牢固粘附在空气预热器ｆ空预器）传热元件表面， 使传热元件发生强烈腐蚀和积灰． 通常对于加装ＳＣＲ脱硝装置且燃煤硫分大于１％的机组， 建议对空预器进行配套改造．但由于部分机组空预器运行时间较短或刚大修完毕．同时出于工程投资考虑， 部分燃煤电厂增设脱硝设施后暂未改造空预器,国内SCR脱硝装置在设计、安装、运行时出现了催化剂磨损、失活、表计不准、氨过喷等问题，综合体现在大量机组空气预热器出现堵塞。本文通过空气预热器堵塞物成分分析，获得治理空气预热器堵塞术路线，分析其发生堵塞的原因，提出治理综合措施，并提出详细建议，为 SCR脱硝燃煤机组治理空气预热器堵塞提供参考。

2 空气预热器堵塞原因分析

1.空预器堵塞的一般原因

1.1锅炉燃煤煤种不符合设计值

煤种含硫量过高，会引起烟气露点的降低，导致空预器冷端结露而造成腐蚀。燃煤低位发热量过低，会造成燃煤量、烟气量增大，增加了空预器阻力。灰分过高，造成锅炉各受热面积灰及磨损严重。

1.2锅炉启动时制粉系统投入不当

锅炉启动过程中，采用小油枪点火，或是启动磨煤机时，炉膛温度低，煤粉燃烧相对较差，势必会造成飞灰可燃物大量增加。大量或者长时间投运油枪时，未燃尽的油污及未燃烧的煤粉进入空预器增加了堵灰的风险。

1.3空预器吹灰介质未达到设计值

空预器采用蒸汽吹灰时，疏水不畅或时间过短，造成空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰效果差。有资料指出，空预器吹灰蒸汽过热度应保持在111-130℃。空预器吹灰器故障、减压阀调节性能不好，蒸汽带水，不但减弱吹灰效果，严重时还会在高温下与积灰泥化板结。

1 空气预热器堵塞物成分分析

从空气预热器的冷端、热端蓄热片上取出堵塞物样品， 采用 Thermo DIONEX ICS-5000 离子色谱仪对样品进行分析， 分析结果如表 1 所示。 可以看出: 空气预热器冷端样品富含 NH4和硫酸根， 机组 A 和机组B、C 燃煤收到基含硫量分别约为 0. 9% 、 2. 1% ， 机组B、C 样品里含有更高浓度的 NH4和硫酸根， 因此， 空气预热器堵塞是由逃逸 NH 3 和烟气中 的 SO 3 造成的。 表 1 中 n( NH 3 ) ∶ n( SO 3 ) 约为 1， 与 硫酸氢氨(NH 4 HSO 4 ， ABS) 中 n(NH 3 ) ∶ n(SO 3 ) 接近， 说明在一定的烟温条件下， 逃逸 NH 3 与烟气中的 SO 3 反应生成 ABS， ABS 一般在 146 ～207 ℃ 呈液态，空预器烟温通常从350℃左右降至出口120℃左右,中温段液态的 ABS粘附在空气预热器蓄热片上， 包裹烟气中的飞灰， 固化在蓄热片上造成空气预热器堵塞。

空气预热器堵塞相关解决策略

日常管理监视措施

1.启停炉地过程当中， 尽可能地将并网时间缩减到最小， 最好能够掌控在十个小时的范围。

同时， 需增加氧量， 这样才能够达到完全性燃烧。 空气预热器持续性吹灰， 进而有效地缩减燃料积存于烟道的尾部。 按照实际运行状况及最终的检查结果， 在机组安排接下来的大修过程中， 可在空气预热器冷断选用“搪瓷”传热元件， 搪瓷可以隔断腐蚀物， 并且要保证外表整洁， 容易清扫干净。利用机组停运机会， 用专用高压水冲洗系统(冲洗压力达 20MPa)， 对空气预热器进行彻底水冲洗， 清除积灰， 疏通堵塞的空预器传热元件， 确保开机后空气预热器后期的运行稳定。空预器堵塞一旦开始后，发展一般比较迅速，若不能够早发现早治理，1个月左右就会造成较大后果，所以必须做到以下几点：

1.每天监视空预器压差、引风机入口负压、喷氨量等表计的准确性，发现数值突变、划直线或变化异常时，及时联系控制部处理。

2.每班记录典型工况下空预器压差数据，以便对发展趋势进行对比，发现增长速度加快时，及时汇报专业进行分析。

3.专业每日对空预器压差变化及喷氨合理性进行全面分析，异常时果断采取应对措施。

降低氨逃逸

1.相同的喷氨量， 当催化剂局部、整体活性降低时，喷入的氨反应不完全， 造成局部、整体性氨逃逸率高。一般在机组运行超过 24 000 h 后， 催化剂整体活性降低， 造成氨逃逸率整体升高。

2.运行优化调整措施

当催化剂活性一定时， 喷氨量高将导致氨逃逸率高， 氨过喷还与其他因素有关， 如喷氨自 动控制与负荷变化不匹配、 喷氨调门选型与喷氨量不匹配、喷氨调门调节特性差、 氨流量计安装位置不规范等， 在实际运行中需要逐一排查，对喷氨调节自动系统进行优化，确保喷氨调节稳定，运行曲线平稳。

空预器经检修冲洗完毕，机组启动正常后，将两台引风机电流调平，观察空预器前后烟气压力及喷氨情况：空预器入口烟气压力一致，说明两侧烟气量基本持平；否则通过调偏两台引风机出力，使烟气量尽量一致；

4.喷氨量热态调整优化

吹灰系统治理

进行空气预热器冷端吹灰器枪头压力校验， 严格按额定压力的要求进行调整， 确保空预器冷端吹灰效果。吹灰管路疏水不彻底， 蒸汽带水对元件造成水击， 时间一长就吹损受热面波纹板，损坏的波纹板碎片再次堵塞烟气的流通通道， 加重空气预热器堵塞;吹灰前开启吹灰系统疏水门至疏水温度达220℃以上并延时5分钟,以排除空预器吹灰进汽管内积水。对冷端吹灰器进退步序进行优化， 将原进到位再间断退出的程序， 改为间断进与间断退程序， 且进退暂停点不重叠， 以确保吹灰器的吹灰范围覆盖整个换热面。

空预器热风循环

    在空预器一次风仓靠近烟气侧增加一个循环风仓，且加装循环风机，使新仓格热端蓄热片热量不断传递向冷端，提高于进入烟气侧时的冷端温度，从而减少了冷端结露的机率。从空预器热端取的热风，进入冷端，减少了冷端结露的几率，同时高温烟气会使部分凝固的硫酸氢铵气化脱落，缓解空预器堵塞。

3 结论及建议

1) 脱硝装置的设计包括数值计算、 物模试验应根据机组实际的烟气条件进行设计计算， 防止催化剂磨损、失活， 实际运行过程中 加强对导流板、 喷氨格栅、整流格栅、催化剂检查， 发现存在磨损时， 根据实际情况采用一定的防磨措施或对导流板、整流格栅重

新优化设计。

2) 定期对脱硝反应器入口 NO x 浓度分布、出口氨逃逸率分布进行测试，当 NO x 浓度分布不均时，进行喷氨优化调整，同时优化在线氨逃逸装置安装位置。

3) 定期对温度场进行测试， 脱硝反应器入口 温度低于脱硝系统最低投运温度时， 建议通过燃烧调整或根据反应器入口温度情况， 合理选择省煤器分级技术、省煤器烟气旁路技术、省煤器水侧旁路等技术方案， 提高反应器入口温度。

参考文献

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