摘要：电厂600MW亚临界π型火焰锅炉设计煤种为高硫无烟煤，为满足NOx环保排放要求，2013年在机组A修过程中，对3号锅炉实施了脱硝改造，在锅炉尾部烟道空气预热器前加装了脱硝系统，同时，为防止空气预热器冷端腐蚀，对空气预热器冷端换热波纹板进行了防腐蚀的搪瓷材料改造。
关键词：脱硝系统；空气预热器；堵塞；原因；措施
空气预热器是利用烟道排出烟气的热量去加热送风机出口的冷风的热交换设备，加热后的冷风一部分作为热一次风到制粉系统去，一部分到炉膛两侧的风箱作为二次风。减少了热量的损失，提高了整个机组的经济性。但是，随着使用时间的推移，空气预热器在运行中，不可避免地会出现运行阻力上升的情况。
电厂锅炉脱硝系统投运后，空气预热器发生了严重堵塞。文中针对氨逃逸量大、吹灰方式不合理及冷端综合温度低等主要原因进行深入分析，并通过优化脱硝运行、改变空预器吹灰方式及提高冷端综合温度等手段，使得该问题得到成功解决，确保了锅炉的安全稳定运行。脱硝系统投运半个月后，即出现了空气预热器严重堵塞，造成高负荷期间空气预热器进出口差压周期性大幅波动和引送风机频繁失速，机组无法接带满负荷，而且严重影响了锅炉燃烧的稳定性。
1.硝系统和空气预热系统介绍
电厂脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）的脱硝装置，锅炉最大工况下脱硝设计效率大于85%。还原剂为液氨，液氨先在氨区蒸发成0.2MPa左右的氨气，再进入锅炉省煤器出口的喷氨格栅，通过稀释风机喷入烟道与烟气混合，然后经过催化剂，NOx与被吸附的NH3反应完成脱硝反应。每台锅炉配置2台豪顿华空气预热器分公司提供的三分仓容克式空气预热器，冷热端各设置1台蒸汽吹灰器。在机组A修过程中，对空气预热器进行了冷端吹灰器和换热元件改造，将原来的单介质蒸汽吹灰器更换为双介质（高压水、蒸汽）脱硝专用吹灰器，以便于空气预热器冷端的高压水冲洗。换热元件改造主要是将原有冷端蓄热元件改为1000mm的搪瓷换热元件，让硫酸氢氨易沉积的温度区设计在冷段传热元件区，以尽量降低硫酸氢氨的堵塞程度；冷段采用了大波纹版型换热元件，以增大烟气流通截面。改造后的蓄热元件为300mm+700mm+1000mm的3层结构。
2.气预热器堵塞对运行造成的影响
1号机组A修后运行约半个月，空气预热器发生了较严重的堵塞，前后烟气压差，一、二次风压和锅炉风箱压差等均出现大幅波动现象，严重影响了机组的带负荷能力与锅炉燃烧稳定性。空气预热器每运行一周（转速为1r/min），进出口二次风压差波动幅度达1.0kPa，炉膛风箱压在0.48～0.82kPa间波动，波动幅度达到0.4kPa，一次风压波波动达0.3kPa，造成送引风机运行中周期性失速，锅炉氧量不足，机组带高负荷时氧量低，锅炉结焦严重。同时，因一、二次风压波动较大，锅炉燃烧不稳。
3.气预热器堵塞原因分析
3.1.氨量过大
脱硝系统投运后，喷氨系统自动调整品质差，氨逃逸量表显示不准，而运行人员缺乏经验，造成过量液氨喷入烟道，氨逃逸量严重超标，在空气预热器换热面上大量产生硫酸氢氨，导致冷端堵灰严重，同时，NOx排放浓度很低，最低时只有15mg/Nm3，大大低于合格标准（200mg/Nm3）。
3.2.灰器运行不满足要求
虽然空气预热器冷端吹灰器已更换为双介质吹灰器，但仍不满足吹灰要求。吹灰器运行初期，未能按设计的吹灰方式进行吹灰，而且吹灰压力比额定压力低0.2MPa，吹灰效果达不到要求。且吹灰方式仍按原来每班吹灰2次的频率进行，没有根据空气预热器的压差进行及时调整，当发现空气预热器明显堵塞后，再改为连续吹灰也难以疏通。
3.3.气预热器冷端综合温度低
入炉煤含硫长期平均值在4%左右，对应的空气预热器冷端综合温度理论值应该控制在190℃以上，进行降低排烟温度提高锅炉效率的改造后，空气预热器的出口烟温平均只有120℃左右，即使开启热风再循，空气预热器入口二次风温也只能提高至40℃，冷端综合温度也只有160℃左右，仍然达不到设计冷端综合温度要求，因而加剧了空气预热器冷端的堵塞。
4.空气预热器堵灰的原因分析
4.1掺烧高炉煤气
由于高炉煤气可燃物质的成分为CO和H2，它们所占高炉煤气的体积百分比少于30%，大部分是惰性的N2、CO2等气体，这使得高炉煤气发热值低，燃烧性能差等特性。第一点，在掺烧过程中，煤粉的着火温度较高炉煤气的高，高炉煤气燃烧引起煤粉周围氧气浓度降低，推迟煤粉着火。第二点，因为高炉煤气存在大量不可燃气体进入炉膛，降低炉膛温度，从而导致煤粉燃烧速度降低。第三点，在截面一定的烟道情况下，由于掺烧高炉煤气而导致的烟气量增大，加大了烟气流速，使得煤粉在炉膛停留的时间减少，影响了煤粉燃尽，飞灰含碳量增加。 最终导致的结果是烟气含粉尘量大，这也是为什么掺烧高炉煤气的情况下空气预热器压差较没有掺烧高炉煤气高的原因。
4.2 SO3及烟气中的酸露点
由于粉煤中含有有机硫化物，无机硫等物质，煤粉发生燃烧时，除了部分硫酸盐留在灰外，大部分硫燃烧产生SO2， SO2在烟气中的富余的氧气和煤灰中的氧化亚铁的催化作用下生成SO3。 在烟温低于一定温度的情况下，由于SO3与烟气中的水分容易结合成硫酸蒸汽，引起空气预热器传热元件发生低温腐蚀。而且在低温腐蚀下，硫酸成液态与烟气中的灰尘颗粒结为一体，堵塞空气预热器通道。
由于脱硝空预器需要喷氨，一旦烟气中的SO3浓度比逃逸的氨浓度（一般脱硝出口小于3μL/L）高时，大部分反应成硫酸氢铵（ABS）。ABS在147～220℃中呈现出高黏性、液态状，容易凝结淤积在传热元件表面，烟气中的颗粒从传热元件中通过时遇到ABS发生黏附，从而导致传热元件发生堵塞，空气预热器运行阻力上升，并且降低空预器的换热效果。通过对我厂常使用的煤的含硫量为1.1%，属高含硫煤种，故酸露点较高。经抽检发现1号、2号炉脱硝反应器模块催化剂已经部分失效，容易造成氨逃逸增大，从而导致硫酸氢铵的产生。
4.3冷端综合温度
空气预热器的冷端综合温度指的是空预器的烟气出口温度加上送风机进空预器的空气入口温度所得到的温度值，降低空预器堵灰风险最有经济性的办法就是提高空气预热器的金属壁温，也就是把空预器的冷端综合温度拔高到一定的值。为了避免空预器堵灰，运行中需要保持冷端综合温度高于推荐的冷端综合温度最小温度，保证烟气露点温度在空预器金属壁温以下。由于我们的煤种含硫量在1%左右，根据厂家推荐，可以看到我们的最低冷端综合温度在145～150℃之间。正常运行中，烟气出口温度最低为125℃，空气入口温度30℃左右，基本满足要求。
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相对吹灰蒸汽温度来说，空预器内部的烟气温度和空气温度较低，冷风和热烟气在进行热量互换后，空预器冷端传热元件表面温度更加低，流经的烟气因为含有很多灰分，其沉积在冷端传热元件表面。如果有水和酸性液体与之发生化学反应后就会导致结垢硬化，其后果是一般蒸汽吹灰器不能清除的，甚至很可能导致空预器严重堵灰。
另外，运行人员有时为了提高清灰效果，可能会对吹灰器的吹灰压力进行设定调整。但是可能出现的是，当吹灰压力设太高了，就会破坏转子的密封导致漏风增加，吹损传热元件波纹板；另外， 如果吹灰蒸汽温度低于设计值，或者由于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。
4.4停炉吹灰时粗灰
每次停炉，检修人员都会进入炉膛用压缩空气将炉膛水冷壁、炉墙壁上的灰吹下，不可避免地，空气预热器上方炉墙拐角积聚的粗灰掉落到热端传热元件上，空气预热器吹灰时再把这些粗灰吹扫进入中段的传热元件，导致中段传热元件发生堵塞。
5.气预热器防堵塞措施
5.1.硝系统指标控制与优化
1）硝排放指标控制在100mg/Nm3以上，防止因排放指标过低造成过量喷氨，最终导致氨逃逸量增加。
2）对脱硝系统出口的氨逃逸率表进行校验，确保显示值的准确性，同时，合理控制喷氨量，严格将氨逃逸率控制在1.5×10－6以内（设计值为3×10－6），减少氨逃逸量。
3）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。
4）根据脱硝系统烟道流场速度分布，对脱硝系统喷氨手动门进行优化调整，保证烟道横向喷氨比例与流场的烟气量相匹配，防止烟道局部喷氨超标或过少。
5.2.灰系统治理
1）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1.5MPa的要求进行调整，确保空预器冷端吹灰效果。
2）优化空气预热器吹灰器运行周期。机组在400MW负荷以上，因锅炉通风量大，空气预热器积灰现象相对较少，空气预热器采取每班2次的定期吹灰方式；机组负荷400MW负荷以下，通风量较小时，积灰加重，则采用连续吹灰方式；同时，空气预热器连续吹灰期间，冷端与热端吹灰器的吹灰循环方式为冷端吹5次后热端再吹1次。
3）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。
4）严密监视空气预热器进出口压差，当空气预热器进出口压差超过2.0kPa，无论机组负荷大小，空气预热器冷端吹灰均改为连续吹灰，直至压差降至2.0kPa以下后再改为正常吹灰方式。
5.3.高空气预热器冷端综合温度
1）减少锅炉受热面吹灰频次。主要是将锅炉炉膛吹灰器的吹灰方式由原1天1次，改为每5天1次，其它受热面吹灰由每天1次改为每2天1次，这样就可在确保锅炉参数正常情况下，冷端综合温度在不吹灰时能提高约10℃。
2）开启锅炉送风机、一次风机热再循环，提高空气预热器入口一、二次风温，以最终提高冷端综合温度。
5.4.炉冲洗
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。
6.气预热器防堵整治效果
通过采取高压水冲洗、控制脱硝排放、调整吹灰、提高冷端综合温度等措施，空气预热器堵塞问题大为缓解。2014年1月重新启动后，空气预热器烟气侧进出口差压一般保持在1.0kPa范围内，空气预热器出口一、二次风压、炉膛负压等参数平稳，再未出现因空气预热器堵塞而产生的大幅度波动现象，大大提高了锅炉运行的安全性和经济性。
参考文献
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