摘要：隨著環(huán)保要求越發(fā)嚴(yán)格，火力發(fā)電廠陸續(xù)對環(huán)保設(shè)施進行改造，增加了脫硫、脫硝設(shè)備，其中大部分脫硝設(shè)備采用SCR催化還原法脫硝。但SCR脫硝系統(tǒng)運行過程中會產(chǎn)生粘性大、腐蝕性強、液態(tài)的NH4HSO4,易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預(yù)器的堵塞和腐蝕，影響機組穩(wěn)定運行。本文對空預(yù)器堵塞原因進行了詳細分析,根據(jù)實際情況，提出了幾個解決方案:提高排煙溫度、增加送風(fēng)機暖風(fēng)器等等。

火力發(fā)電廠在發(fā)電的同時，也產(chǎn)生了大量污染物。由于國家對環(huán)保的愈發(fā)重視，對于各類污染物的排放進行嚴(yán)格控制。在2014年國家新修訂的《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(GB/13271-2014)》中，對于污染物排放要求進一步加強。其中燃煤鍋爐二氧化硫、氮氧化物、顆粒物排放濃度限值分別為200mg/m3、200mg/m3、30mg/m3。為了應(yīng)對環(huán)保要求，火力發(fā)電廠陸續(xù)對機組進行了環(huán)保改造，增加了脫硫、脫硝設(shè)備，以降低污染物排放。在脫硝改造中，國內(nèi)大部分火電廠脫硝采用SCR催化還原法脫硝。

目前，當(dāng)屬SCR脫硝技術(shù)在國外應(yīng)用較為普遍。SCR脫硝裝置具有結(jié)構(gòu)簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優(yōu)點。隨著催化劑性能的改進和反應(yīng)操作條件的優(yōu)化,SCR技術(shù)日趨成熟，在我國也得到日益廣泛的應(yīng)用。但SCR脫硝系統(tǒng)運行過程中會產(chǎn)生粘性大、腐蝕性強、液態(tài)的NH4HSO4,易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預(yù)器的堵塞和腐蝕，影響機組穩(wěn)定運行。空預(yù)器發(fā)生堵塞后，會引起爐膛負壓波動增大，也會導(dǎo)致空預(yù)器的煙氣側(cè)、一次風(fēng)、二次風(fēng)側(cè)的進出口壓差增加。堵塞嚴(yán)重時會造成空預(yù)器漏風(fēng)系數(shù)增大，兩邊的排煙溫度溫差增大，鍋爐排煙損失增加。在這種情況下運行時，引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機電流變大，耗電量增加，甚至有可能造成風(fēng)機失速進而風(fēng)機跳閘引起鍋爐RB動作，對火電機組安全穩(wěn)定的運行造成威脅。

有資料表明，某電廠660MW燃煤發(fā)電機組在正常運行1年后，由于空預(yù)器堵塞，空預(yù)器壓差由設(shè)定值1.2kPa上升至3.5kPa左右，排煙溫度上升了20℃，空預(yù)器出口風(fēng)溫降低10℃，送風(fēng)機電流增加了40A，引風(fēng)機電流增加了120A,—次風(fēng)機電流增加了20A，這些數(shù)據(jù)都在表明空預(yù)器堵塞對機組運行的經(jīng)濟性造成嚴(yán)重影響。上述表明，空預(yù)器的堵塞對機組的安全穩(wěn)定運行造成了嚴(yán)重威脅。分析研究空預(yù)器堵塞的原因，減少空預(yù)器的堵塞對于機組的安全有著重要意義。對此，本文將對空預(yù)器堵塞的原因進行分析提出空預(yù)器堵塞故障的治理措施，保證鍋爐的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行，對火力發(fā)電企業(yè)具有指導(dǎo)性和借鑒性。

1空預(yù)器堵塞故障研究進展

空預(yù)器堵塞故障機理研究。根據(jù)實驗分析可知，空預(yù)器堵塞物中大多是NH4HSO4為主的混合物。NH4HSO4的產(chǎn)生主要來源于火電廠脫銷系統(tǒng)的投運。目前，國內(nèi)大部分電廠采用的是SCR法對煙氣脫硝。SCR法是指在催化劑的作用下,還原劑(NH3或者尿素等)有選擇性的與煙氣中的NOx反應(yīng)并生成環(huán)境友好的化和H2O。SCR脫硝裝置具有結(jié)構(gòu)簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優(yōu)點。隨著催化劑性能的改進和反應(yīng)操作條件的優(yōu)化，SCR技術(shù)日趨成熟，在我國也得到曰益廣泛的應(yīng)用。

在以氨為還原劑的典型SCR反應(yīng)條件下，其主要化學(xué)反應(yīng)為

其主要反應(yīng)原理見圖1

圖1SCR煙氣脫硝技術(shù)反應(yīng)原理但是,還原劑(NH3或者尿素等)在煙氣脫硝的同時，也會產(chǎn)生副產(chǎn)品NH4HSO4,其主要化學(xué)反應(yīng)為：

NH4HSO4會在空預(yù)器冷端結(jié)露成具有粘結(jié)性、腐蝕性的液體,這種狀態(tài)下的NH4HSO4極易捕捉煙氣中的飛灰，一旦積累在空預(yù)器蓄熱片上，會進一步吸附流通煙氣中飛灰，形成惡性循環(huán)。此外,NH4HS〇4具有一定的腐蝕性，使得空預(yù)器蓄熱片金屬原件腐蝕變脆，造成蓄熱片斷裂。長期下去，會引起空預(yù)器的局部堵塞和腐蝕，威脅機組的正常運行。目前，空預(yù)器堵塞已經(jīng)成為火電廠運行中普遍存在的問題，空預(yù)器堵塞不僅降低電廠運行的經(jīng)濟性，也對機組的安全運行造成危害，因此，研究空預(yù)器堵塞的原因，找出空預(yù)器堵塞的解決方案，成為迫在眉睫的任務(wù)。

2空預(yù)器堵塞的原因分析

空預(yù)器堵塞原因很多，主要有以下幾個方面原因：

機組啟停。機組在啟停過程中，排煙溫度長時間處于低溫(70-80℃)狀態(tài)，在這種溫度下，煙氣中的NH4HSO4會在空預(yù)器冷端結(jié)露，吸附煙氣中的飛灰，形成混合物后積聚在空預(yù)器的蓄熱片上，堵塞空預(yù)器。此外，在機組啟動過程中，鍋爐本體溫度較低，鍋爐燃燒不充分，大量的煤粉未燃盡就隨著煙氣排出鍋爐。這種煤粉很容易殘留在空預(yù)器上，引起尾部煙道自燃。為了保證鍋爐運行安全，運行要求在機組啟動初期投入空預(yù)器吹灰。但是在鍋爐燃燒初期，吹灰用的輔助蒸汽溫度低，濕度大,很容易使水蒸氣在空預(yù)器熱端凝結(jié)，粘結(jié)飛灰,造成空預(yù)器煙灰堵塞。

(1)煤質(zhì)影響。寶慶電廠燃煤鍋爐設(shè)計燃用當(dāng)?shù)責(zé)o煙煤和煙煤的混煤，設(shè)計煤種的混煤比列為7:3,其中無煙煤揮發(fā)分Vdaf=7.5%,燃燼指數(shù)為22.5,沖刷磨損指數(shù)為14.0。混煤中灰的主要成分SiO2為62.22%,CaO為1.29%,Na2O為0.5%,K2O為1.61%。然而實際上燃用煤種變化較大，含硫量在0.35%-2.5%之間變化，入爐煤含硫量高、水分高，造成煙氣中SO2含量增大,NH4HSO4在空預(yù)器冷端的酸露點溫度也越高。當(dāng)酸露點溫度高于排煙溫度時，空預(yù)器冷端就會發(fā)生積灰堵塞和低溫腐蝕的情況。因此，根據(jù)機組運行情況調(diào)整鍋爐燃燒時不同煤種摻配比例額，降低鍋爐入爐煤硫份，可以提高排煙溫度，減少空預(yù)器的堵塞。

(2)排煙溫度偏低。一般情況下，NH4HSO4的露點為120℃。在煙氣中結(jié)露后以液體形式在物體表面聚集或者是以液滴形式分散于煙氣中。液態(tài)的NH4HSO4是一種具有粘結(jié)性與腐蝕性的物質(zhì),很容易在空預(yù)器與飛灰混合后積累在空預(yù)器中，堵塞空預(yù)器。表1為2016年#1機運行時鍋爐部分參數(shù)：

表12016年#1機機組運行參數(shù)

當(dāng)機組運行時排煙溫度低于NH4HSO4酸露點溫度,煙氣中的NH4HSO4就會結(jié)露，再進一步吸附煙氣中飛灰，形成粘附性混合物，積聚在空預(yù)器蓄熱片上，導(dǎo)致空預(yù)器出現(xiàn)積灰和堵塞。火電機組運行中，空預(yù)器是重要的傳熱元件。其主要作用是將鍋爐尾部煙道中的煙氣中攜帶的熱量，通過散熱片傳導(dǎo)到進入鍋爐前的空氣中，將空氣加熱到一定的溫度。若是尾部煙道煙氣溫度較低,或者是空氣溫度較低，在經(jīng)過空預(yù)器熱量傳遞后，排煙溫度會進一步降低，甚至低于NH4HSO4露點溫度。產(chǎn)生大量的液態(tài)NH4HSO4，與飛灰混合后堵塞空預(yù)器。特別是在冬季機組運行時，環(huán)境溫度、尾部煙道溫度都相對較低，使得排煙溫度也長期處于較低水平，大量的NH4HSO4結(jié)露堵塞空預(yù)器。根據(jù)表1資料表明，1機在負荷從660MW到330MW時，兩側(cè)排煙溫度整體呈下降趨勢，如圖3所示：

圖3660MW時#12SCR流量趨勢

大部分情況下,1機排煙溫度110~130℃左右。這種情況下機組負荷稍微有所波動，排煙溫度就會低于NH4HSO4結(jié)露溫度，粘附在空預(yù)器上，堵塞空預(yù)器。堵塞較為嚴(yán)重時，一次風(fēng)側(cè)的壓差最大可達1.56kPa,對機組的安全運行造成嚴(yán)重威脅。

(1)脫硝系統(tǒng)投運。

SCR脫硝系統(tǒng)投運后，為了保證脫硝效率，消耗的NH3往往大于脫硝反應(yīng)的理論要求，這就使得有少量的NH3隨著煙氣流向至煙囪排放出去。脫硝系統(tǒng)運行中，煙氣中過量的NH3會和SOX在SCR反應(yīng)器內(nèi)產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)形成氣態(tài)的NH4HSO4。此外隨著運行時間的增加、入爐煤中部分雜質(zhì)等因素影響等，SCR催化劑活性在逐漸下降，煙氣脫硝效率降低、脫硝消耗的液氨增加，造成氨逃逸率增大。寶慶電廠SCR脫硝系統(tǒng)主要以SCR出口煙氣NOX含量為控制標(biāo)準(zhǔn)。實際運行中，該測點測量值與實際值存在一定偏差,導(dǎo)致表1中兩側(cè)噴氨量也存在著偏差。該偏差隨著運行時間，負荷的關(guān)系逐漸增大，最大偏差達10.7%。機組運行期間長時間兩側(cè)噴氨不均勻，不僅不利于機組脫硝，還會導(dǎo)致兩側(cè)煙氣流通不一致、兩側(cè)空預(yù)器堵塞不一致，兩側(cè)一次風(fēng)壓差變大，鍋爐燃燒環(huán)境變差，嚴(yán)重時會導(dǎo)致爐膛負壓大幅度波動，甚至MFT至停機。

圖4330MW負荷時#12SCR流量趨勢圖

為保證煙氣排放的環(huán)保要求，只能加大噴氨調(diào)節(jié)系數(shù)，增大噴氨量，造成機組#2SCR運行中噴氨長期大于#1SCR,空預(yù)器B的壓差也明顯高于空預(yù)器A。