張晨君

摘 要：選擇性催化還原（SCR）法是目前燃煤電廠常用的煙氣脫硝技術，火電廠加裝SCR脫硝裝置后易出現(xiàn)空預器腐蝕和堵灰問題。通過某電廠實際案例，分析了SCR脫硝裝置投運后對空預器運行造成的影響并在分析原因的基礎上給出應對措施，通過空預器高壓水沖洗和空預器升溫氣化硫酸氫銨方法的對比，找出更合理應對策略。

關鍵詞：煙氣脫硝； 選擇性催化還原（SCR）；空預器高壓水沖洗；空預器升溫氣化硫酸氫銨

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.07.156

0 引言

在新的環(huán)保要求下，火電廠都增加了脫硝設施，采用SCR脫硝工藝后，煙氣中的部分SO2將被脫硝催化劑氧化成 SO3 和未完全反應逃逸出來的NH3 隨著煙氣進入空預器，空預器蓄熱元件處受煙氣中的三氧化硫、水蒸氣、氨氣、金屬氧化物及灰塵顆粒影響，在煙氣溫度處于 140℃-200℃產生依次硫酸鹽、硫酸氫銨凝結，粘附灰顆粒，堵塞蓄熱元件蓄熱片間通道，引起空預器壓差大，影響引風機等設備正常運行。目前處理此問題的方法有空預器高壓水沖洗法和空預器升溫氣化硫酸氫銨方法，下文以某電廠為例，通過兩種方法的效果對比，找出解決空預器堵灰的最佳方法。

1 脫硝設施概況

寧夏某電廠 1、 2 號機組為 660 MW 超超臨界機組，采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置，還原劑制取采液氨氣化法，采用蜂窩式催化劑，在反應器內為3+1層布置，上面3層裝設催化劑，最下面1層為備用層，僅預留空間。在鍋爐燃用設計煤種、最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，系統(tǒng)性能考核期間脫硝效率不小于87%，NH3逃逸不大于3ppm，SO2/SO3轉化率不大于1.0 %。SCR進口煙氣參數(shù)：設計值為5194500/h（濕基，實際O2），入口煙氣溫度為367.8℃，入口NOx濃度為300 mg/Nm3 （干基，6%O2）。

2 空預器堵灰

2017 年11月脫硝設施投運以來 ，整個系統(tǒng)運行情況較為正常，空預器差壓，引風機入口壓力都在正常范圍內。 2018年 10 月，隨著電煤價格上漲運行成本增加，公司開始配煤參燒，使用低價高硫分煤，在機組100%BMCR工況負荷時，原煙氣硫分可漲至4100mg/ m3，1、 2 號機組空預器一、 二次風側及煙氣側阻力、引風機入口壓力出現(xiàn)不同程度的增長。 根據(jù) 2018 年 4 月 分2 號機組 DCS 煙風系統(tǒng)運行監(jiān)測， 運行負荷為 650 MW， 空預器前后差壓約為 1.6 KPa。 2018 年 10 月初以來， 空預器煙氣側由于堵灰，空預器前后差壓最高接近 2.6 KPa，遠遠高于空預器技術協(xié)議中的保證值 ，引風機電耗也大幅度的升高。

3 燃煤煤質變化

統(tǒng)計了2018 年 5、6 、10、11月四個月媒質變化如表1所示：

根據(jù)入爐煤質數(shù)據(jù)對比， 入冬以來實際燃煤煤質較原設計值變化較大， 煤質較差，發(fā)熱量低，收到基灰分高，含硫量增加較多，收到基硫分平均為 1.3%。根據(jù)以上煤質變化情況， 結合空預器選型設計煤質，實際燃燒煤質與脫硝工程設計煤質變化較大， 灰分以及硫分超過空預器選型設計煤質， 燃煤硫分及灰分的增加是導致空預器堵灰的重要因素。

4 空預器堵灰后的處理方法

4.1 在線高壓水沖洗法

在線高壓水沖洗是空預器在正常運行中利用高壓水，將粘附空預器換熱片上的積灰、焦粒沖起，隨煙氣帶走，達到減緩空預器堵灰的目的。寧夏某電廠出現(xiàn)空預器堵灰后，在機組負荷≮450MW時，投入單側空預器高壓水沖洗，沖洗水壓力控制在30MPa左右，投入后不得隨意中斷，水沖洗前后通知鍋爐點檢打開空預器出口煙道人孔門檢查積灰變化情況。確認空預器差壓下降至正常值停止，對 2 號機組兩臺空預器分別進行了兩次在線高壓水沖洗，效果較為明顯，目前滿負荷工況空預器差壓降低到2.3kPa的范圍內。

4.2 空預器升溫氣化硫酸氫銨法

寧夏某電廠在出現(xiàn)空預器堵灰后，根據(jù)硫酸氫氨物理特性，硫酸氫銨加熱至200℃左右時，硫酸氫氨將氣化揮發(fā)，可減緩空預器堵灰現(xiàn)象，制定了技術措施，將負荷減至 400MW—450MW，鍋爐風煙系統(tǒng)運行正常，機組各參數(shù)正常。逐漸關閉送風機動葉，減少空預器送風量，同時開大另一臺送風機動葉，保持鍋爐總風量不變，監(jiān)視 1 號空預器出口煙氣溫度（平均溫度）升溫速度上升速率不大于 1℃/min，上升 15℃觀察 5 分鐘；直至空預器出口煙氣溫度（平均溫度）升至 195℃，送風機動葉開度≮10%，若空預器出口煙氣溫度未達到要求，可緩慢增加負荷?？疹A器出口煙氣溫度（平均溫度）升至 195℃后投運空預器連續(xù)吹灰，維持 3～4 小時，觀察空預器差壓不再下降，則操作結束，逐漸恢復至原運行方式。2 號機組兩臺空預器分別進行了空預器升溫氣化硫酸氫銨，效果較為明顯，目前滿負荷工況空預器差壓降低到2.46kPa的范圍內。

4.3 空預器堵灰處理效果分析

在線高壓水沖洗和空預器升溫氣化硫酸氫銨法對緩解空預器堵灰都有明顯的效果，其空預器前后差壓（煙氣側）的變化趨勢表2所示。

根據(jù)表2對空預器堵灰處理效果分析，（1）在線高壓水沖洗和升溫氣化硫酸氫銨法處理后，在650MW 負荷下， 空預器煙氣側差壓能維持在 2.46kPa以下，600M空預器煙氣差壓能維持在 2.2kPa以下，對空預器堵灰處理效果明顯，大大提高了機組在負荷下運行的安全性和經濟性。（2）空預器煙氣側、空氣側差壓下降后，滿負荷工況下三大風機總電流都有明顯下降，基本消除了引風機喘振、送風機搶風、機組限出力等異常隱患，保證機組運行安全。（3）高壓水沖洗比空預器升溫氣化硫酸氫銨法效果更明顯，在操作過程中對機組的安全運行影響較小，且在后續(xù)的運行中發(fā)現(xiàn)，高壓水沖洗后空預器前后差壓上升速率明顯要慢于升溫氣化硫酸氫銨法，說明沖洗處理較為徹底，后續(xù)效果明顯。（4）升溫氣化硫酸氫銨法，在操過程作風險較大、危險性高，但相對于高壓水沖洗成本低，無需購買其它設備，適用于未加裝在線高壓水沖洗設備的廠。

5 結語

寧夏某電廠采用回轉式空預器的燃煤鍋爐機組，在煤質變差后空器堵灰加劇，空預器差壓變大，通過對空預器在線高壓水沖洗和空預器升溫氣化硫酸氫銨，使得空預器堵灰情況大大緩解?；窘鉀Q了差壓高的問題，效果明顯，帶來一定的安全和經濟效益。但是兩種方法有不同的優(yōu)缺點，需要根據(jù)各廠實際情況選擇使用。

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