郭義杰

(廣州市旺隆熱電有限公司，廣東 廣州 511340)

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100 MW燃煤鍋爐硫酸氫銨堵塞空氣預熱器原因分析及應對措施

郭義杰

(廣州市旺隆熱電有限公司，廣東 廣州 511340)

某電廠完成煙氣污染物超潔凈排放改造，機組運行一段時間后出現(xiàn)硫酸氫銨(ammonium bisulfate，ABS)嚴重沉積堵塞管式空氣預熱器的問題。針對此問題介紹了ABS的生成機理，并分析了ABS生成的原因?；诶碚摲治?，結合該電廠的實際情況，提出了增加噴氨格柵噴孔數和改造噴氨前彎頭處導流板的方案，以減小稀釋風阻力，提高噴氨流場的均勻性和可調性。改造后稀釋風流量提升明顯，選擇性催化還原脫硝反應器出口NOx質量濃度的不均勻性顯著降低，空氣預熱器壓差明顯下降且運行穩(wěn)定，表明ABS堵塞空氣預熱器問題得到了有效解決。

脫硝改造；管式空氣預熱器；硫酸氫銨(ABS)；氨逃逸；堵塞

1　概述

出于對環(huán)境問題的考慮，我國越來越多的燃煤電廠進行了脫硝工藝改造。脫硝改造主要是低氮燃燒改造和選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)反應器改造，隨著SCR反應器投運時間的增加，以及環(huán)保排放標準的提高，一些問題也逐漸引起關注，其中空氣預熱器(以下簡稱“空預器”)硫酸氫銨(ammonium bisulfate，ABS)堵塞問題尤為突出[1-2]，大大影響了電廠的安全經濟運行。因此研究ABS生成機理及生成原因具有重要的意義。

1.1空預器概況和脫硝工藝

某電廠2臺鍋爐均為東方鍋爐實業(yè)公司制造，型號為DG420/9.8-II2。鍋爐型式為高溫高壓自然循環(huán)、“Π”型結構、露天布置、全鋼架懸吊、平衡通風、四角切圓燃燒、固態(tài)排渣汽包煤粉爐，燃燒器為低氮燃燒器。管式空預器采用雙級布置立式管箱，共3層，上級空預器為1層單行程，下級空預器為上下2層三行程。

煙氣脫硝工程采用單爐雙體SCR結構體、高灰型布置的SCR脫硝工藝，即SCR反應器進口煙道連接鍋爐高溫省煤器出口，煙氣經過SCR反應器后，由出口煙道引至鍋爐高溫空預器進口，SCR反應器布置在爐后煙道的上方，未設煙氣旁路。脫硝裝置處理100%煙氣量，催化劑層數采取“2+1”模式布置。SCR反應器安裝雙吹掃裝置，采用蒸汽吹灰器和聲波吹灰器。在每個反應器進、出口安裝實時監(jiān)測裝置，具有就地和遠方監(jiān)測顯示功能。制氨系統(tǒng)采用尿素熱解制氨工藝。

1.2空預器堵塞情況

該電廠1號機組完成超潔凈改造后，2015年2月5日投入運行。對2月份以來1號爐接近滿負荷工況下的空預器壓差等參數進行了統(tǒng)計，見表1。

從表1可以看出，在接近額定負荷、SCR反應器入口氧量相對較為穩(wěn)定的情況下，從2月初到4月底，下級空預器前后壓差由570 Pa迅速升高到1 270 Pa，引風機總電流升高了24 A，鍋爐排煙溫度升高了11 ℃。判斷下級空預器逐步出現(xiàn)堵塞情況，這大大增加了鍋爐排煙損失及風機電耗，降低了鍋爐效率。

郭義杰：100MW燃煤鍋爐硫酸氫銨堵塞空氣預熱器原因分析及應對措施在5月臨停期間對1號爐空預器進行檢查，發(fā)現(xiàn)1號爐低溫空預器下級爐前A側第三個管箱表面積灰嚴重，覆蓋超過2/3的管箱表面，積灰厚度10 cm左右，且大部分積灰為較硬的渣，如圖1所示；部分上級管箱出口管口有冰掛狀積灰，如圖2所示；另外下級管箱入口管口積灰很硬，黏在管口，使得管口通流面積減小，如圖3所示。對積灰管箱進行了清理，并用消防水沖洗后重新投入運行。但由于管道內積灰較硬，難以沖洗干凈，此次停爐沖洗效果不佳。運行至7月，滿負荷下引風機出力基本達到最大出力，不得不降低風量運行。至8月，在保證安全運行的情況下，不得不降低鍋爐出力約20 t/h，運行經濟性大大降低，被迫于9月初停爐進行處理。

表1　風機電流、低溫空預器壓差等參數統(tǒng)計

注：表中NOx質量濃度為標準狀態(tài)下、干基、φ(O2)=6%時的質量濃度，下同。

圖1　空預器積灰

圖2　冰掛狀積灰

圖3　下級空預器管口積灰

2　空預器積灰堵塞原因分析

分析認為ABS是引起堵塞的主要原因。ABS的熔點為147 ℃，通常沉積在空預器中間部位傳熱元件上，在液態(tài)向固態(tài)轉變時吸附灰分，造成空預器積灰堵塞。

2.1ABS生成機理

SCR或非選擇性催化還原法(selective non-catalytic reduction，SNCR)煙氣脫硝是利用氨氣脫除煙氣中的NOx，一般來說，噴入的氨未能全部參與反應，而逃逸的氨易與煙氣中的SO3反應生成硫酸銨(ammonium sulfate，AS)和ABS，其中ABS的生成量與煙氣中NH3和SO3的含量成正比[3-4]。由于SCR脫硝催化劑具有氧化性，可將煙氣中的SO2轉化為SO3，因此采用SCR工藝的機組生成的ABS遠多于SNCR。

AS是一種干燥的粉末狀固體，無腐蝕性，易通過吹灰清除；ABS的物理特性見表2[3]，ABS黏性很強，會以液態(tài)形式在物體表面聚集或以液滴形式分散于煙氣中。電廠鍋爐空預器冷端運行溫度一般低于ABS的露點，引起ABS沉積并黏附飛灰。當SCR噴氨不均勻或催化劑嚴重失活時，下游空預器的ABS腐蝕風險加大。

表2ABS的物理特性

參數數值熔點/℃147沸點/℃491摩爾定壓熱容Cp,m/(J·mol-1·K-1)193粘度/(Pa·s)0.1～0.2154℃時的密度/(kg·m-3)1.78×103

1982年Radian建立了空預器內ABS生成的動力學方程[5]，如式(1)所示，用R值表征空預器內ABS的生成速率，其值越大，生成反應速率越快。

(1)

(2)

式中：tIFT為ABS生成的初始溫度，對于中低硫燃煤，tIFT為200～220 ℃，高硫燃煤tIFT值更高；trep為離開氣體平均溫度，℃；tcold,end為空預器冷段金屬溫度，℃；texit,end為空預器煙氣出口溫度，℃；φ(SO3)、φ(NH3)分別為煙氣中SO3和NH3的體積分數。

運行經驗和熱力學分析都表明，ABS的生成取決于反應物的濃度和它們的比例[6]。ABS的生成量隨NH3和SO3濃度的增加而增加，煙氣中SO3、NH3的高濃度將促進ABS的生成及其在空預器上的沉積。ABS的生成同時依賴于溫度，當煙氣溫度略低于tIFT時，ABS即開始生成；當煙氣溫度下降到低于tIFT約25 ℃時，ABS生成反應可完成95%。ABS的確切生成區(qū)域取決于tIFT和空預器溫度。

2.2ABS生成原因分析

ABS的生成與空預器中的SO3和NH3濃度密切相關。煙道中的SO3主要來自于鍋爐燃燒和SO2的氧化，NH3主要來自于SCR脫硝過程中逃逸的氨。

2.2.1SO3生成量增加

煙氣中的SO3一部分來自于爐膛燃燒，煙氣在氧體積分數高、溫度高的燃燒區(qū)停留時間越長，SO3的生成量就越多。因此為抑制NOx生成而采用空氣分級燃燒或濃淡燃燒法，其形成的還原性氣氛也有助于降低爐膛中SO3的生成。此外通過摻燒低硫煤、向爐膛內噴入鈣鎂等措施也可減少SO3的生成量[7]。

另一部分SO3來自SCR脫硝過程中催化劑對SO2的氧化，其反應方程式如下：

2SO2+O2+V2O4→ 2VOSO4.

2VOSO4→V2O5+SO2+SO3.

對于商用釩基催化劑，釩的負載量不宜太高，通?？刂圃?%左右可減少SO3的生成；同時，減小催化劑孔道的壁厚也可降低SO3生成。此外，提高催化劑活性組分WO3的含量，亦可抑制SO2的氧化。

2.2.2氨逃逸率增加

一般來說，決定ABS生成量的主要條件是氨的逃逸量。當氨逃逸率在1μL/L以下時，ABS生成量很少，空預器的堵塞現(xiàn)象不明顯；若氨逃逸率增加到2μL/L，據日本AKK測試結果表明，空預器運行0.5 年后其阻力增加約30%；若氨逃逸率增加到3μL/L，空預器運行0.5 年后阻力增加約50%[8]。

由于燃煤的含硫量(質量分數，下同)決定著煙氣中SO3的含量，而SO3的含量對ABS的生成有顯著影響，所以對于不同含硫量的煤種，氨逃逸量的控制要求也不同[9]：低硫煤(含硫量1%)時氨逃逸率小于6μL/L；中硫煤(含硫量1.5%)時氨逃逸率小于4μL/L；高硫煤(含硫量3%)時氨逃逸率小于2μL/L。

影響氨氣逃逸率過大的主要因素如下[9]。

2.2.2.1流場不均勻

煙氣流場不均勻使得在煙氣流速較高的部位氨氣與煙氣無法充分混合，并且煙氣流場偏差會造成噴氨格柵及催化劑的過度吹損。噴氨管道被吹損出現(xiàn)孔洞，會引起NH3與NOx物質的量比分布不均勻，氨和煙氣混合較差，同時煙氣速度的偏差越大意味著化學反應時間偏差越大，最終導致SCR脫硝出口NOx質量濃度不易控制，氨逃逸率增大。

對1號SCR脫硝裝置性能進行檢測時發(fā)現(xiàn)，SCR反應器進口的煙氣流速分布均小于設計的最大流場偏差(10%)，A側進口流速的相對偏差為9.2%，平均值為14.1m/s；B側進口流速的相對偏差為9.6%，平均值為14.3m/s。兩側流場偏差值均小于設計值，因此，流場不均勻不是氨逃逸率增大的主要原因。

2.2.2.2噴氨調節(jié)差

在SCR脫硝過程中氨的噴入量是由各噴氨格柵調整門控制的，氨氣的噴入量應按照設定的NH3與NOx物質的量比或滿足機組當前運行負荷條件下脫除NOx的需要量而設定[10]。而該廠運行中，各噴氨格柵調整門全開，通過A、B側總門來調節(jié)噴氨總量，調節(jié)效果得不到保證。調節(jié)效果差意味著局部噴入的氨氣大于需要值，形成氨逃逸。

脫硝性能測試結果顯示脫硝反應器進口的NOx分布是比較均勻的，對于A、B反應器，NOx質量濃度的相對偏差分別僅為6%和4%。但催化劑出口的NOx分布十分不均勻，對于A、B反應器，NOx質量濃度的相對偏差分別高達80%和62%。A反應器出口NOx質量濃度的分布呈現(xiàn)固定端高、擴建端低的規(guī)律。B反應器出口NOx質量濃度的分布呈現(xiàn)擴建端高、固定端低的規(guī)律。把A、B反應器作為一個整體來看，NOx質量濃度呈現(xiàn)兩端高、中間低的分布規(guī)律。

針對反應器出口NOx質量濃度的實際偏差情況，對噴氨格柵進行了調整。調整思路是減少中間的噴氨量，適當增加兩側區(qū)域的噴氨量。每個反應器均有5個噴氨格柵手動調節(jié)閥，編號由A1至A5和由B1至B5。調整前，所有注氨格柵的手動門的開度為“全開”位置。調整共進行了2次。第一次調整是將A3、A4、A5、B1、B2、B3關至50%，其他維持不變，調整后噴氨流量、出口NOx質量濃度分布的變化不大；于是進行第二次調整，將A4、A5關至25%，其余閥門維持第一次調整后的開度，調整后出口NOx質量濃度分布不均勻并沒有得到改善，稀釋風總流量(標態(tài)下的體積流量，下同)下降約100m3/h。

1號脫硝高溫稀釋風機的設計參數為：稀釋風流量qV=2 200m3/h、風壓p=10kPa、風溫t=305 ℃，而實際運行中qV為1 500～1 800m3/h、p為6～8kPa、t為280～310 ℃。在環(huán)保排放標準提高后，隨著投入的尿素溶液量增加，需要的熱解風量相應增加，但是稀釋風機與設計風量偏差較大。根據稀釋風機的運行數據，初步判斷是管道阻力過大導致稀釋風機出力不足。受稀釋風總量偏低制約，為了安全性考慮，試驗結束后噴氨格柵所有閥門恢復至全開的位置。因此反應器內部噴氨流場極不均勻，嚴重影響脫硝效率，導致局部氨逃逸增加。

2.2.2.3運行溫度低

SCR催化劑的活性溫度區(qū)間通常為320～400 ℃，SCR裝置最低運行溫度必須高于催化劑最低溫度限值。當運行溫度低于該值時，催化劑活性下降，為保證脫硝效率，需噴入更多的氨，必然導致氨逃逸增大。如果運行溫度長期過低，尤其是處于ABS液態(tài)溫度區(qū)間時，ABS長期黏附在催化劑層，將導致催化劑活性明顯下降，甚至導致催化劑不可恢復性失活。當運行溫度低于ABS露點溫度時，連續(xù)運行的時間必須控制在300h以內，同時每層催化劑各點的溫度必須在270 ℃以上[6]。

該廠要求鍋爐啟動后SCR反應器入口煙氣溫度超過300 ℃才開始噴氨，停爐時低于300 ℃退出噴氨，正常運行中，SCR反應器入口煙氣溫度不會低于320 ℃，因此不存在運行溫度低、催化劑活性降低造成氨逃逸率增加。

2.2.2.4催化劑老化

在SCR脫硝裝置運行期間，燒結、磨損、中毒和積灰等現(xiàn)象都會引發(fā)催化劑的失活、老化。這使得在保證脫硫裝置出口NOx質量濃度不超標的情況下，不得不噴入更多的氨，造成氨逃逸率增加。機組每年定期檢修時均會對催化劑模塊進行分析化驗，并根據催化劑老化情況對各層催化劑進行科學地更換或再生。

2.2.2.5氨逃逸率檢測不準確

氨逃逸率的檢測不及時、檢測值的不準確使得在不同負荷、脫硝效率和NOx質量濃度下無法正確監(jiān)控氨逃逸的情況，造成氨逃逸率增大。該電廠統(tǒng)計了1號鍋爐脫硝系統(tǒng)1月份的運行數據發(fā)現(xiàn)，氨逃逸率部分數據為零甚至為負值，不準確，這失去監(jiān)控意義。分析認為該廠剛更換新型氨逃逸檢測表計，未及時校對、標定表計是氨逃逸率檢測不準確最主要的原因。

基于以上原因分析，稀釋風系統(tǒng)阻力大導致稀釋風風量不足而引起的噴氨調節(jié)差，是氨逃逸增大的主要原因。針對此原因，完成了噴氨格柵改造方案的設計，并實施改造。

3　系統(tǒng)改造方案

3.1現(xiàn)有噴氨格柵模型分析

根據SCR脫硝施工圖紙，對SCR脫硝噴氨管至噴孔的阻力進行模擬計算。按稀釋風機實際運行風量qV=1 765m3/h計算的結果顯示：模型出口的靜壓為0時，模型煙氣入口的全壓約885Pa，氨/空氣混合氣入口的全壓約5 823Pa，模型煙氣出口的全壓約133Pa。第一催化劑上層上方0.5m截面煙氣中氨的質量濃度偏差約6.67%。為了降低噴氨管道的壓力損失，同時增強氨與煙氣混合的均勻性，并在考慮降低改造成本的基礎上，提出如下系統(tǒng)改造方案：

a)增加每根噴氨管的開孔數量，開孔后總數量約為原來數量的2倍，新開孔孔徑與原開孔直徑(8mm)相同。

b)增大兩側噴氨孔直徑。每根噴氨管第一組及最后一組的噴氨孔距兩側煙道壁面120mm，而增加孔數后2組噴孔之間的間距由240mm減少至120mm，原噴氨孔孔徑均為8mm，造成中間噴氨量相對有所增加，而兩側噴氨量相對減少。為了保證兩側噴氨量與所對應的流場區(qū)域相匹配，增大兩側噴氨孔直徑為10mm。

c)為有效加強氨的混合均勻性，減少噴氨前彎頭處導流板的加強筋板數量，由原來的3片改為僅中間1片。

3.2改造數值模擬結果

按照現(xiàn)有稀釋風機設計風量qV=2 200m3/h，在模型煙氣入口、出口全壓不變的情況下，通過數值模擬計算，得出結果：

a)對噴氨阻力進行核算，采用增加噴氨孔數方案可以將噴氨管道整體壓力損失由改造前的8 088Pa降低至2 718Pa，降低了5 370Pa。

b)對氨混合狀況進行核算，采用減少加強筋板數量方案，可有效加強氨的混合均勻性，第一催化劑上層上方0.5m截面煙氣中氨的質量濃度偏差可從6.84 %降低至4.17 %。

4　系統(tǒng)改造后運行效果分析

9月初停爐后，按以上方案對脫硝系統(tǒng)實施改造后，在同等運行工況下，各噴氨格柵調整門全開時，稀釋風風量由改造前的1 800m3/h提高到改造后的2 200m3/h，流量凈值提高了400m3/h，效果明顯。結合SCR脫硝性能測試，運行中進行了噴氨流場調整工作，對A、B側共10個噴氨調整門分別進行了調整，調整后高溫稀釋風機運行參數為：qV為1 800～2 000m3/h、p為6～7kPa。增加噴口數量降低了噴氨管道的壓力損失，同時增強氨與煙氣的混合。改造后SCR反應器出口NOx質量濃度A、B兩側的偏差分別下降至17%、15%，降低脫硝氨逃逸率的改造較為有效。

系統(tǒng)改造期間清除空預器管箱浮灰，并用15～30MPa的高壓水逐一沖洗干凈管箱內各管束。1號爐低溫空預器前后壓差由清洗前的1 580Pa大幅降低至510Pa，排煙溫度由174 ℃降低至155 ℃，引風機總電流降低28A左右。10月底停爐檢查，空預器積灰情況良好。運行累計4個月，空預器壓差、排煙溫度和引風機總電流保持較為穩(wěn)定，見表3?？疹A器積灰情況得到了有效控制，引風機電耗和排煙溫度大幅降低，節(jié)約了廠用電，大大提高了機組熱效率。

表3改造實施后效果

日期鍋爐蒸發(fā)量/(t·h-1)SCR反應器入口氧體積分數/%A、B引風機總電流/A低溫空預器壓差/Pa2015-09-104153.401195102015-10-104183.411205202016-01-264113.481215102016-02-154153.471225302016-03-154143.51122530日期排煙溫度/℃SCR反應器入口NOx質量濃度/(mg·m-3)SCR反應器出口NOx質量濃度/(mg·m-3)2015-09-10155286482015-10-10156311242016-01-26156317252016-02-15157320332016-03-1515731241

5　其他減輕空預器積灰措施

5.1鍋爐方面

可通過采取以下措施減緩空預器堵塞的速度：

a)合理調整鍋爐燃燒，在滿足SCR反應器入口氧的體積分數不低于3.0%的前提下調整配風，通過調整二次風門和燃盡風門開度，降低SCR反應器入口NOx質量濃度，從而減少SCR脫硝噴氨量，減少氨逃逸。

b)注意控制鍋爐高溫省煤器出口煙溫即SCR反應器入口煙溫，保證SCR催化劑反應溫度不低于要求值，減少氨逃逸的發(fā)生。

c)在燃燒高硫煤種時相應地加強空預器吹灰。

5.2環(huán)保方面

可通過采取以下措施減少氨逃逸的發(fā)生：

a)運行中嚴格控制氨逃逸率?？刂颇蛩厝芤簢姌屃髁坎淮笥?.069 m3/h、熱解爐出口溫度不小于350 ℃、保持SCR反應器兩側出口NOx質量濃度偏差不大于10 mg/m3，盡量保持低氨逃逸率運行，嚴禁采取氨逃逸率超標的方法來控制NOx排放值。

b)對氨逃逸率檢測表計進行校對、標定，確定氨逃逸率監(jiān)測值的準確性。

c)加強脫硝性能測試。重點檢查催化劑的活性、SCR反應器流場分布、氨逃逸率等，并注意改善SCR反應器入口流場分布。

d)停爐后加強檢查脫硝SCR反應器內部情況，重點檢查噴氨格柵、催化劑積灰和殼體漏風等。

6　結束語

鍋爐空預器ABS堵塞問題，在各電廠進行煙氣污染物超潔凈排放技術改造后變得越來越突出。不管是管式空預器還是板式空預器，預防ABS堵塞的措施大同小異，要針對其生成原因，具體問題具體分析，并針對性地進行防范，這對電廠的節(jié)能減排工作具有重要的意義。

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(編輯霍鵬)

Reason Analysis and Countermeasure for Ammonium Bisulfate Blocking Air Preheater of 100 MW Coal-fired Boiler

GUO Yijie

(Guangzhou Wanglong Thermal Power Co., Ltd., Guangzhou, Guangdong 511340, China)

After ultra-clean emission transformation on flue gas pollutants, there is a problem of ammonium bisulfate (ABS) severely blocking the tubular air preheat. Thus, this paper introduces form mechanism of ABS and analyzes reasons for ABS. Based on theoretical analysis and combining with practical situation of the power plant, it proposes schemes of increasing spouts of ammonia injection grid and reforming deflector at the elbow so as to dilute wind resistance and improve uniformity and adjustability of ammonia injection flow field. Dilute wind flow after transformation obviously promots, unevenness of NOxmass concentration at the outlet of selective catalytic reduction (SCR) reactor obviously decreases and pressure differential of the air preheater apparently decreases and stable. Results indicate that the problem of ABS blocking the air preheater has been effectively solved.

denitration transformation; tubular air preheater; ammonium bisulfate; ammonia escape; blocking

2016-06-07

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.09.001

X773

B

1007-290X(2016)09-0001-06

郭義杰(1979)，男，河南商丘人。工程師，工程碩士，主要從事電廠技術管理工作。