660MW超临界锅炉空预器升温降阻实践

660MW超临界锅炉空预器升温降阻实践

王银才刘繁旭宋清泉

（神华国能哈密电厂新疆哈密市839000）

摘要：某电厂4台锅炉均采用SCR法烟气脱硝，对于SCR法烟气脱硝来讲，氨气与NOX不可能全部混合，逃逸是不避免的，逃逸的氨气与SO3反应生成硫酸氢铵堵塞空预器。某电厂3号锅炉B空预器堵塞较为明显。经过分析提出通过降低空预器单侧风量，提高空预器单侧出口烟温，使附着在空预器上的硫酸氢铵逐步分解气化，达到降低空预器压阻的目的。

关键词：烟气脱硝；空预器；硫酸氢铵；堵塞

前言

近年来，随着环保压力的的增大，火电厂均已增加烟气脱硝装置，SCR脱硝方式运行中必然发生部分氨逃逸，在空预器中生成硫酸氢氨，造成空预器堵塞，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。

1设备运行现况[2]

某电厂4×660MW工程锅炉为上海锅炉厂生产的2236t/h超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉。锅炉烟气脱硝装置布置在炉外，采用选择性催化还原（SCR）工艺烟气脱硝工艺，SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。运行方式为连续运行，脱硝系统不设置烟气旁路系统。每台锅炉配置一台SCR反应器，采用纯度为99.6%的液氨做为脱硝系统的反应剂。采用模块化设计的蜂窝式2+1层催化剂，在设计煤种、锅炉最大工况BMCR、处理100%烟气量条件下，在入口NOx含量在300mg/Nm3时，设计脱硝总效率大于80%且出口NOx排放浓度小于100mg/Nm3。锅炉采用两台上海锅炉厂有限公司生产的三分仓容克式空气预热器，型号为2-33VI（60°）-2400（96”），正转，一、二次风分隔布置，一次风开度为60°。转子直径Φ16.37米，转子由半模块和模块结构组成，传热元件均为蓝子结构，以便检修和调换。转子传动装置设主传动，备用传动、气动马达和手工盘车装置。

3号锅炉投产后，B空预器在的运行中出现了烟气侧差压、二次风差压逐渐增大，炉膛负压波动，空预器堵塞的现象，经分析为硫酸氢铵堵塞。

2空预器堵塞原因分析

由于硫酸氢氨的露点为147℃，现在大容量锅炉回转式空预出口烟气温度一般均为125℃左右。因而，必然在空预器冷端产生硫酸氢氨沉积。烟气经过SCR反应器和空预器热段后，排烟温度降低，当温度降至185℃以下时，烟气中已生成的气态硫酸氢氨会在空预器冷段的传热元件上凝固下来，造成空预器冷段积盐与结垢，进而影响空预器的正常运行。

因此，空预器堵塞的原因可以确定为因脱硝系统逃逸的氨与烟气中的三氧化硫反应生成硫酸氢氨，并在空预器冷段沉积，造成空预器堵塞。

在通常运行温度下，硫酸氢氨的露点为147℃，其以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中。液态的硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，在烟气中会粘附飞灰。

SCR法是指在催化剂的作用下，还原剂（NH3）有选择性地与烟气中的NOx反应并生成对环境无污染的N2和H2O。在以氨为还原剂的典型SCR反应条件下，其主要反应为：

4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O（1）

4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O（2）

由于锅炉烟气中存在SO2等气体，催化剂中的活性成分钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起到一定的催化作用，SO2的氧化率随活性组分V2O5含量的增加而上升，其反应式如下：

V2O5+SO2＝V2O4+SO3（3）

据统计，约1%的来自锅炉的SO2将转化为SO3，二者之间的转化是温度的函数，随着温度的升高SO2的氧化率增加。实践经验表明：对于给定的SO2浓度和温度，就实际生成的SO3量而言，SO3的生成率几乎不变。

在脱硝过程中由于氨的不完全反应，SCR烟气脱硝过程发生氨逃逸是必然的，并且氨逃逸随时间会发生变化，氨逃逸率主要取决于以下因素：

（1）注入氨流量分布均匀情况；

（2）设定的NH3/NOx摩尔比；

（3）催化剂堵塞情况；

（4）催化剂老化情况。

反应生成的SO3进一步同烟气中逃逸的氨反应，生成硫酸氢氨或硫酸氨，其反应如下：

NH3+SO3+H2O＝NH4HSO4（4）

2NH3+SO3+H2O＝（NH4）2SO4（5）

3空预器堵塞后的危害

3.1由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动；

3.2空预器阻力增大后风烟系统电耗增加；

3.3空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏。

3.4空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力；

3.5空预器堵塞严重，可能导致机组停机检修。

4空预器堵塞的治理对策

4.1高压水冲洗，冲洗压力20～30MPa，效果明显，但冲洗费用较高，不能彻底恢复。

4.2增加空预器吹灰蒸汽的压力和吹灰频率，只能起到缓解作用，降低了空预器蓄热元件的寿命。

4.3机组停运，空预器解体处理，受电网制约，总体费用更高。

4.4根据硫酸氢铵的物理特性，通过将空预器升温的方式治理堵塞。

5空预器升温排硫酸氢铵原理

5.1硫酸氢氨的气化温度为147℃～230℃，对空预器升温后硫酸氢氨从固态变成气态，堵塞减轻；

3（NH4）2HSO4→3NH3+3SO2+6H2O。

5.2空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响；

5.3空预器升温后整体膨胀变形，控制好升温速率将不会发生动静摩擦。

6空预器升温排硫酸氢铵试验

6.1空预器升温措施

（1）机组负荷稳定在300MW，退出两侧空预器扇形板自动控制系统。

（2）一次风压力控制保持自动；炉膛负压定值-200Pa，维持自动。

（3）低温省煤器投入运行，试验期间注意监视低温省煤器温度变化平稳。

（4）保持一、二次风及烟气侧联络挡板开启。

（5）试验时升温侧空预器入口烟气挡板选择一只挂禁操，关闭另外三只空预器入口烟气挡板；提前联系热工、机务就地监护，关闭升温侧空预器出口一次风挡板及二次风挡板，注意两侧送风机、一次风机运行平稳，出力平衡。控制升温侧烟气温度升温率1℃/min，非升温侧烟气温降率＜1℃/min。

（6）升温侧空预器电流波动时，联系热工就地调节一二次风挡板，稳定空预器出口烟温。

（7）空预器出口烟气温度（以空预器出口最高点烟温为准）尽量达到240-260℃，出现超温趋势，短时开启空预器二次风出口挡板降温。

（8）空预器出口烟气温度稳定后检查烟风、制粉各系统、空预器电流就地声音振动、各风机轴温振动等参数正常。

（9）空预器出口烟气温度稳定后，每小时对空预器吹灰一次，吹灰压力设定1.8MPa。

（10）DCS严密监视两侧空预器烟气温度及差压，按要求填写记录。

（11）试验期间加强空预器就地检查，密切监视就地空预器火灾报警。

（12）机组涨负荷前3小时开始恢复措施，联系热工机务就地逐步交叉开启空预器一二次风挡板及烟气挡板，注意升温速率1℃/min，严密监视空预器电流波动。

6.23B空预器升温前后参数对比

2016年5月6日、5月7日、5月9日分别对3B空预器进行了3次，合计20个小时的升温试验。

通过以上参数可以看出，升温后3号锅炉空预器B烟气差压下降了0.27KPa，两台引风机电流下降了11A，空预器差压及炉膛负压波动大幅减小，效果非常明显。

6.3空预器升温注意事项

（1）控制好升温速率，防止由于膨胀不均造成卡涩；

（2）投入空预器冷端吹灰联系运行；

（3）由于送风联络门在空预器升温过程中为关闭状态，当2A送风机停运后，如其出口挡板不严发生倒风时倒回来的为热风，可能造成停运的送风机轴承温度升高，应加强监视；

（4）如需全部或部分关闭升温侧空预器入口烟气挡板时，由于烟道阻力发生变化，此时要防止引风机发生抢风；

（5）虽然3B侧空预器后排烟温度为216℃，但2B侧温度较低，整体不会造成吸收塔入口烟温升高过多，当时2A空预器升温过程中吸收塔入口烟温最高为130℃。

7总结

采用对空预器升温的方法治理硫酸氢氨造成的空预器蓄热元件堵塞是有效的，时此方法较之前常用的在线高压水冲洗等手段，有以下优点。

（1）降低空预器阻力，减小一、二次风和炉膛负压周期性波动，保证机组稳定运行，

（2）减小高压冲洗次数，降低经营成本。

（2）降低空预器阻力，减小了送风机、引风机、一次风机电耗，降低厂用电率。

（3）防止因空预器阻力增大，而引起局部烟气流速增加，受热面的磨损，使空预器蓄热元件磨损加剧。延长检修周期，降低检修成本。

（4）耗时短、费用低、效果显著等优势。

（5）在风险预控到位、操作控制得当的情况下，对设备及机组安全运行无任何影响，因此具有较大的推广价值。

参考文献：

[1]神华国能哈密电厂.集控运行规程（C）[S]；2015.

[2]上海锅炉厂有限公司．锅炉设计说明书[S].2014.