李宁佳
贵州黔东电力有限公司
摘要：由于国内大气治理水平的提高，火电企业烟气处理由简单的除灰除尘向脱硫、脱硝再而向烟气超净排放发展，来达到更加严苛的排放标准。在早期设计之初许多火电厂并没有完善的烟气处理设备，由于设备选型问题，后期加装脱硝系统后纷纷出现空预器压差上升的问题，严重的可能导致机组出力受限、被迫停炉等严重问题；针对问题开展对此现象的交流，希望同类机组有相似问题的能从文中得到启发。
关键词：脱硝系统；空预器压差；硫酸氢铵。
引言：贵州黔东电力有限公司一期工程装机容量2×600MW级火电机组，每台锅炉配备东方锅炉空预器分公司提供的2台三分仓容克式空预器，空预器采用了径向、轴向和环向密封系统；轴向、环向密封采用双密封，径向密封采用柔性接触式密封装置。后通过2013年大修改造，在每台锅炉省煤器与空气预热器间加装了脱硝SCR反应装置，脱硝SCR催化剂采用蜂窝式， 2+1结构布置，其中上层为预留层，施工完毕后于当年完成试运及验收工作正式投入使用。
因为脱硝SCR反应器投入不久且无过多运行调整经验，喷氨量调整不当、空预器运行时温度过低、长期氨逃逸率过高导致2台锅炉的空预器在运行中压差一直不断升高，最终致使空预器堵塞。高负荷期间空预器压差可达2.5-2.8kpa，严重影响了锅炉的安全经济运行；随之而来的是风机喘振、炉膛缺氧、限制出力、飞灰含碳和厂用电率急剧上升等严重后果，所以对空预器治堵防堵的分析与治理势在必行。
一、脱硝系统投入后空预器压差上升的原因分析：
1、氨的还原反应。
氨气在SCR脱硝反应器中按（NOX/NH3）1:1的比例喷入锅炉烟气，氨气在SCR反应器中催化剂的作用下，与NOx按下述化学反应式进行反应，从而达到降低排烟气中NOx含量的目的。脱硝剂为99.6%液氨气化处理后的纯氨。在催化剂作用下，反应温度在300℃～427℃之间时，SCR法烟气脱硝工艺的主要反应方程式如下：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
6NO2+8NH3→7N2+12H2O
NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O
或者2NO2+4NH3+O2＝3N2+6H2O
附加反应方程式为： SO2 +1/2 O2 = SO3
燃煤锅炉炉膛与烟气中的二氧化硫约有0.5-1.0%被氧化成三氧化硫，加装SCR系统后，催化剂在把氮氧化物还原成氮气的同时，将约为1.0%的二氧化硫氧化成为三氧化硫。
SCR反应器出口烟气中存在未反应的逃逸氨、三氧化硫及水蒸汽反应生成硫酸氢铵或硫酸铵；
2NH3＋SO3＋H2O =（NH4）2SO4
NH3＋SO3＋H2O =NH4HSO4
黔东电厂锅炉运行中空预器入口烟气温度在280-320℃之间，而出口排烟温度只有120-140℃，由于硫酸氢铵的熔点在147℃，所以空预器内温度较低的换热原件为硫酸氢铵凝结生成了良好的环境，如喷氨控制不当，空预器换热单元表面即会生成硫酸氢铵结垢从而使空预器压差上升。
2、氨与烟气中NOx反应不充分，喷氨格栅调整不合理混合不均匀。
氨由蒸发系统气化与稀释空气混合后经喷氨格栅进入SCR反应器入口，在催化剂作用下与NOx反应后生成氮和水。但是喷氨格栅调整不当，在烟道横截面上氨与NOx无法达到1:1浓度，导致SCR出口未反应完的氨逃逸至低温区，在脱离催化剂的情况下氨与NOx的反应温度在980℃左右，此区域的氨会与SO3及水蒸汽反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，最终在温度低于147℃的空预器冷端换热单元上结垢使空预器堵塞。
3、SCR反应器入口NOx波动大，烟气NOx浓度取样管线布置不合理，自动跟踪效果不佳，喷氨过量。
锅炉炉膛内的燃烧较差或入炉煤挥发份过低时会导致烟气内的NOx浓度急剧上升，是运行人员对锅炉燃烧情况的重要控制指标之一，但在加减负荷、煤质突变、煤矸石增多、风煤比失衡等情况下均会大幅上升，而黔东电厂SCR入口、出口NOx浓度取样测点和管线布置不是十分合理，导致实时数据延迟较长，比如在SCR入口NOx浓度不变的情况下，喷氨量变化后高负荷SCR出口NOx浓度变化出现在2分钟以后，而低负荷时这个时间会延长至4分钟，这一现象会使喷氨量的控制难以把控，在严苛的环保执行标准面前，不得不向更低的排放靠拢，过量喷氨的结果就是有部分氨从反应器中排出。
黔东电厂SCR反应器两侧入口、出口NOx浓度及喷氨量的曲线可见下图：
.png)
4、锅炉燃烧效率低或煤质差，原烟气NOx浓度过高。
2014至2015年间黔东电厂从山西省采购了一批高热值低挥发份的煤种，其挥发份在6-8%左右，且煤矸石含量较高。在锅炉燃用此煤种比例达到50%时，SCR反应器入口NOx浓度在高负荷阶段飙升至惊人的1600mg/m3，喷氨量随之上升，造成的后果就是空预器压差不断上升。夏季工况4个月、冬季工况2个月左右，空预器压差就会由1.8kpa上升至2.8kpa；空预器吹灰器不得不提高吹灰蒸汽压力，并投入冷端吹灰器连续运行，同时锅炉也是每逢停机就对空预器进行高压加药冲洗；在高强度的吹灰与冲洗后，2017年空预器冷端蓄热单元发生损坏全部更换。
5、空预器换热单元金属温度低于烟气露点温度。
在没有催化剂的情况下氨与NOx的反应温度在980℃左右的较窄区间，显然空预器内的温度无法满足这个要求。逃逸至空预器内的氨会与SO3及水蒸汽反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，最终在温度较低的空预器冷端换热单元上结垢使空预器结垢堵塞。
又因煤中含有硫分，燃烧会产生硫的氧化物，与水结合生成硫酸，硫酸蒸汽含量的增加会提升烟气露点温度，当露点温度高于换热单元金属温度时，硫酸蒸汽凝结造成空预器低温腐蚀的同时也加剧了空预器堵塞。
二、防止脱硝系统投入后影响空预器压差的治理措施：
1、提高空预器冷端温度。
从影响空预器压差上升的原因中可见，空预器冷端是硫酸氢铵结垢的重灾区，而提高冷端温度最简单直接的方法是减少蓄热单元，但这样做的后果是排烟热损失的增加锅炉热效率降低，一、二次风温降低炉膛内燃烧效率及稳定性降低，上述方法过于极端，出于安全和经济方面考量不切实际。
退而求其次，目前比较可行的方法有：
1)通过调整二次风热风再循环门开度保证空预器冷端综合温度（空预器冷端综合温度指冷二次风温度加排烟温度之和）在160-180℃之间，条件允许时按上限控制。弊端在于送风机电耗增加，二次风通过空预器后循环进入送风机入口时会带有灰尘，导致送风机动叶磨损。一次风热风再循环门不得开启，原因是一次风机转速过高，灰尘的对一次风机动叶的磨损远远大于送风机。
2)因为热一次风压力高于送风机出口压力，介于此原理可在后期加装“空预器防堵风门”，利用从热一次风引出的管道连接在冷二次风管道上，通过控制此风道上的 “防堵风门”实现循环提高冷二次风的温度。弊端有一次风机电耗增加，高负荷阶段对制粉系统出力影响较大。现阶段黔东电厂#2锅炉2台空预器已加装此套装置，实际使用效果并不能完全解决空预器冷端结垢，但可以延缓空预器压差上升趋势，并采用合理的空预器吹灰方式，目前黔东电厂#2机组已连续运行7个月（其中有2个月为冬季工况），空预器压差由（600MW负荷时）1.8kpa上升至2.5kpa，基本能满足锅炉满负荷时所需通风量。
2、提高空预器热端温度。
因为空预器传热效率是比较固定的，在运行中提高空预器热端温度可以间接提高冷端温度，虽然会影响锅炉热效率但从机组长周期的安全稳定运行角度出发则是有利的。
提高空预器热端温度其手段有：
1）合理布置当天锅炉的吹灰方式，保证SCR反应器入口烟气温度在320-420℃区间。
2）停用省煤器蒸汽吹灰器，加装省煤器声波吹灰器。
3）通过配风调整，提升火焰中心位置提高炉膛出口温度。
4）SCR反应器入口烟气温度低于350℃时停止所有吹灰工作，包括暂时停止省煤器声波吹灰器运行。
3、优化喷氨量的调整。
1）加强喷氨格栅的阀门检查及调整，防止局部喷氨过量；利用停炉时间经常性的检查各喷氨格栅孔风速；在停炉期间炉内温度大于90℃或未能自然通风前保持稀释风机连续运行，防止灰尘进入导致喷氨格栅堵塞。
2）将脱硝系统各测点列入热控维护定期工作，定时定量的完成维护，保证各测点的准确性。
3）运行人员积极主动配合热控人员对喷氨量自动跟踪情况进行优化，安排热控专人跟踪维护脱硝系统自动调整，不断优化喷氨调节阀性能，防止SCR反应器出口排放波动过大。
4、加强空预器吹灰器的运行监督。
黔东电厂锅炉每台空预器冷、热端各安装有一支蒸汽吹灰器，额定蒸汽压力3.0Mpa，枪头压力1.5Mpa，在“吹灰操作员站控制画面”空预器吹灰有“正常吹灰”与“连续吹灰”2种吹灰模式可选。除锅炉启动、投油稳燃、深度调峰等特殊工况空预器采用“连续吹灰”方式外，正常工况均采用“正常吹灰”模式，时间间隔设置为90分钟。
“正常吹灰”模式：空预器冷端吹灰（快进快退，吹灰器进到位时间15分钟，退15分钟）进退到位为一个小循环，每个小循环间隔90分钟（间隔时间可以设置），空预器吹灰器再次启动运行；冷端吹灰10次后热端吹灰1次，为一个大循环。
“连续吹灰”模式：空预器冷端吹灰（慢进慢退，吹灰器进到位时间30分钟，退30分钟）进退到位为一个小循环，每个小循环无时间间隔，直接启动下一次吹灰；冷端吹灰10次后热端吹灰1次，为一个大循环。
空预器运行期间运行人员应严格执行空预器吹灰管理规定，定期在“吹灰操作员站控制画面”检查空预器吹灰母管压力，空预器吹灰器运行电流，进、退时间；就地巡检点放置签到本，巡检员应每班记录一次吹灰器枪头压力，保证枪头压力1.5-1.6Mpa，偏离正常值时及时联系调整。
5、保证入炉品质，合理的配煤掺烧。
通过合理的配煤掺烧提高燃料整体的燃烧效率，减少污染物的生成，在燃烧条件及成本允许的情况下尽可能降低NOx的生成，减少喷氨量就会减少空预器结垢的几率。
1）保证入炉煤平均挥发份在15%以上（本厂W型锅炉设计燃煤挥发份在10%左右），全水分低于10%。
2）尽可能的采用高挥发份，低硫分、低水分、低灰分的煤种着手，降低SCR反应器入口NOx。
3）将SCR反应器入口NOx浓度列入运行人员指标竞赛项目 ，激励运行人员加强燃烧调整，减少污染物生成。
4）将SCR反应器出口NOx浓度变化率列入运行人员指标竞赛中，并督促运行人员加强调整监视，防止SCR反应器出口NOx浓度大幅波动造成超排、低排。
6、合理的配风调整，提高燃烧效率。
黔东电厂制粉系统共有36支煤燃烧器，单个燃烧配有6个二次风门，分别对应A、B、C、D、E、F风；其中C、F风为电动门调整门，A、B、D、E风门为手动，只在冬、夏两季节进行针对性调整。为了降低运行人员的劳动强度，与2015年进行了自动优化，C、F风门现已能够投入“自动”控制。锅炉燃烧调整人员配备两人同时监盘，设有专人着重调整配风保证锅炉各处配风平衡，空预器前沿横向布置有6个氧量测点供运行人员参考，并在后竖井烟道两侧新增2套一氧化碳测点，用以反映炉膛内是否存在局部缺氧现象。
锅炉烟气氧量控制范围低负荷3.0-4.2%，高负荷烟气氧量控制2.8-4.0%；此氧量区间飞灰含碳量最低。
锅炉启动初期（并网前），控制脱硫装置出口烟气氧量大于18%，如无法达此标准，可启动两台稀释风机运行，或开启空预器出口人孔门补风，尽可能推迟喷氨时间，以提升SCR反应器入口烟气温度满足喷氨温度需求。
7、保证脱硝系统催化剂活性，提高反应效率。
由SCR法烟气脱硝工艺原理：氨气在SCR脱硝反应器中按（NOX/NH3）1:1的比例喷入锅炉烟气，在SCR反应器中催化剂的作用下，与NOX按下述化学反应式进行反应，反应温度在300℃～427℃之间，如SCR反应器入口烟气温度高于429℃会导致催化剂永久失效，烟气温度低于300℃反应也会随之停止。
依据以上原理设置SCR反应器温度过低时喷氨紧急中断保护逻辑（联锁关闭喷氨调节阀、截止阀）：
1）SCR反应器（A侧或B侧）入口烟气温度三取二高于425℃，延时3秒，停止（A侧或B侧）喷氨。
2）机组负荷≥50%时SCR反应器（A侧或B侧）入口烟气温度三取二低于315℃，延时3600秒，停止（A侧或B侧）喷氨。
3）机组负荷≥50%时SCR反应器（A侧或B侧）入口烟气温度三取二低于305℃，延时10秒，停止（A侧或B侧）喷氨。
4）机组负荷＜50%时SCR反应器（A侧或B侧）入口烟气温度三取二低于305℃，延时3600秒，停止（A侧或B侧）喷氨。
5）机组负荷＜50%时SCR反应器（A侧或B侧）入口烟气温度三取二低于295℃，延时3秒，停止（A侧或B侧）喷氨。
8、严格执行防止空预器堵塞的其他措施。
1）锅炉投油稳燃时，必须投入空预器“连续吹灰”模式运行；锅炉点火投油后必须保证油枪雾化良好，否则退出该油枪运行。
2）通过热二次风再循环门开度，控制空预器综合温度在160-180℃，提高空预器金属壁面温度，减少SO3、水分的凝结。
3）控制脱硝SCR反应器入口NOx浓度在1000mg/m3以内，严禁超过1200mg/m3，否则申请降低机组负荷，查明原因并及时调整制粉系统运行方式，或调整配煤。
4）控制脱硝NOx排放在正常范围内，避免喷氨量过大，造成氨逃逸量增加，氨逃逸率不得超过3mg/m3。
5）加强省煤器的输灰工作，保证省煤器输灰正常，防止大颗粒的灰尘进入空预器。
6）开大F风门，提升火焰中心；燃烧稳定的情况下可开启部分炉底液压关断门提高烟温。
7）保持炉膛负压运行（-50至-100pa），保证较高的烟气流速，便于烟气携带飞灰，防止飞灰在空预器内沉积。
结语：通过近几年的摸索研究黔东电厂脱硝系统运行与空预器压差治理已经取得初步成效，在电力企业市场化改革的大潮下，很多火电企业在生死存亡的边缘挣扎，黔东电厂更是在2019年度迎来了3年中的首次扭亏；其中不乏对空预器压差的潜心治理才保证了锅炉安全稳定运行，为全年计划发电量顺利完成奠定了良好的基础。未来我们还将以新的姿态迎接更多更新挑战，希望在更多的细节上抓起，让空预器压差上升问题得到彻底控制，也为下一代电力人积累更多有用经验。
作者简介：姓名：李宁佳，性别：男，工作单位：贵州黔东电力有限公司，职称：助理工程师，毕业院校：长沙理工大学，电话：15388032552。