劉宏衛(wèi), 吳紅波, 李迎春, 李豐泉

(1. 內蒙古電力科學研究院， 呼和浩特 010020; 2. 內蒙古京寧熱電有限公司， 內蒙古烏蘭察布 012000)

選擇性催化還原(SCR)脫硝技術是在適當的溫度和催化劑條件下，利用還原劑(氨水或者尿素)有選擇地將煙氣中的NOx轉換為N2和水的有效脫硝方式之一。絕多大數催化劑的工作溫度為300～400 ℃，在SCR脫硝過程中，V2O5作為催化劑的有效成分，質量分數為4%，在還原NOx的同時，也使得煙氣中部分SO2(質量分數為0.75%～1.5%)轉化為SO3。目前，在超低排放的環(huán)保要求下，火電廠SCR脫硝裝置的氨逃逸無法避免，容易使SCR脫硝過程中未完全反應的NH3與SO3發(fā)生化學反應生成硫酸氫銨。硫酸氫銨具有很強的黏性，易沉積在回轉式空氣預熱器的冷端，吸附煙氣中的飛灰，導致空氣預熱器出現了嚴重的堵灰現象，增加了空氣預熱器的傳熱熱阻，降低傳熱效率，使鍋爐排煙溫度升高；同時導致空氣預熱器煙氣和空氣阻力增大，增加風機電耗，可能還會引起風機振動，甚至導致機組被迫限負荷運行。此外，硫酸氫銨具有一定的腐蝕性，威脅機組的安全經濟運行。受國家產業(yè)政策影響，為了消納新能源，傳統(tǒng)火力發(fā)電機組長周期低負荷運行可能成為一種常態(tài)，低負荷下SCR脫硝系統(tǒng)進口煙氣溫度低于脫硝催化劑最低工作溫度，氨逃逸進一步增加，使得空氣預熱器堵塞幾乎無法避免。因此，空氣預熱器堵灰問題成為超低排放環(huán)境下整個火電行業(yè)必須著手解決的問題[1]。

國內眾多學者對硫酸氫銨形成機理及影響因素進行了深入研究，取得了一定的研究成果，對于發(fā)電企業(yè)解決空氣預熱器堵灰具有一定的工程應用價值。筆者根據硫酸氫銨的物理特性，結合某電廠超臨界燃煤供熱機組實際情況，提出煙氣升溫法以減輕空氣預熱器堵塞的現象，取得了顯著的效果。

1 設備概況

某供熱機組工程建設2臺350 MW超臨界燃煤供熱機組，同步建設煙氣脫硫、脫硝裝置。鍋爐型號為B&WB-1221/25.4-M，超臨界參數、螺旋爐膛、一次中間再熱、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼構架、緊身封閉的П形鍋爐，鍋爐設有無循環(huán)泵的內置式啟動系統(tǒng)。

1.1 鍋爐主要技術參數

鍋爐主要技術參數見表1。

表1 鍋爐主要技術參數

1.2 煤質分析及灰分參數

煤質分析及灰分參數見表2。

表2 煤質分析及灰分參數

1.3 空氣預熱器主要技術參數

2臺空氣預熱器型號為31-VI(T)-2400-QMR，轉子直徑為12 636 mm，轉速為0.9 r/min，煙氣向下，空氣向上，旋轉方向為煙氣側至一次風側至二次風側，主要技術參數見表3。

表3 空氣預熱器主要技術參數

2 空氣預熱器堵塞機理及運行現狀

2.1 堵塞機理

煙氣溫度在230 ℃以下，SO3與逃逸的氨反應生產硫酸銨和硫酸氫銨。硫酸氫銨熔點為147 ℃，沸點為350 ℃。143～398 ℃是空氣預熱器工作溫度，硫酸氫銨在該溫度區(qū)間恰好為氣態(tài)向液態(tài)的轉化區(qū)。該溫度區(qū)間內硫酸氫銨黏性極強，容易吸附煙氣中的飛灰，沉積在波形板表面。

2.2 運行現狀

超低排放模式運行狀態(tài)下，該電廠空氣預熱器堵塞情況見圖1。

圖1 空氣預熱器堵塞現狀

3 升溫法清除硫酸氫銨

3.1 理論依據

華北電力大學馬雙忱等[2-3]通過熱重分析法，發(fā)現硫酸氫銨的開始揮發(fā)溫度為173.3 ℃，323 ℃以上開始大量揮發(fā)。硫酸氫銨的分解反應式為：

(1)

空氣預熱器熱端蓄熱元件的材質一般為冷軋?zhí)妓劁摫“寮颁搸?，能承受的溫度?20 ℃，冷端表面鍍搪瓷，可承受300 ℃以上溫度，只要控制蓄熱元件溫度變化不大于0.5 K/min,空氣預熱器升溫對冷、熱端蓄熱元件無影響。

3.2 準備工作及操作方法

3.2.1 準備工作

(1) 控制鍋爐總風體積流量1 100～1 600 km3/h,負荷上限設定為175 MW。

(2) 1號、2號、3號制粉系統(tǒng)運行，根據現場實際情況調整磨煤機運行數量和組合方式。

(3) 燃油系統(tǒng)(等離子助燃系統(tǒng))可靠備用，提前試驗微油或者等離子助燃系統(tǒng)。

(4) 就地空氣預熱器輔電動機處準備空氣預熱器盤車手柄，氣動馬達系統(tǒng)正常投運。

(5) 聯系熱工人員強制送風機跳閘聯鎖停止引風機邏輯。

(6) 空氣預熱器升溫前，將甲空氣預熱器冷端扇形板做好標記提升2～4 mm，預防升溫時空氣預熱器變形發(fā)生卡澀現象，升溫結束后將扇形板落回至原位[4]。

3.2.2 操作方法

(1) 關閉空氣預熱器進口二次風管道聯絡門，調整爐膛負壓和氧量至正常，逐漸增加乙二次風機出力，同時逐漸減小甲二次風機出力，保持總風量不變。

(2) 工況穩(wěn)定后，逐漸關閉甲二次風機進口調整擋板，觀察甲側排煙溫度變化速率不高于5 K/h,考慮布袋除塵器安全甲側排煙溫度全程不能超過190 ℃，保持30 min。

(3) 就地檢查空氣預熱器電動機電流正常，本體無異音，尾部煙道不振動，否則停止試驗。

(4) 觀察甲空氣預熱器壓差變化，如無異常維持該工況運行。

(5) 壓差降至預定目標后，恢復甲二次風機運行工況。

4 試驗結果分析

不同負荷工況下煙氣升溫前后空氣預熱器壓差、排煙溫度、引風機電流及一次風機電流對比結果見圖2～圖5。從圖2可以看出：不同負荷工況下，升溫后的空氣預熱器壓差比升溫前均有所降低，其中75%額定負荷下，升溫前后壓差變化為0.78 kPa。這充分說明采用煙氣升溫法雖然不能完全消除空氣預熱器堵灰，但是可以緩解堵灰現象。從圖3可以看出：不同負荷工況下升溫后的排煙溫度均比升溫前有所降低。空氣預熱器堵灰緩解后，與煙氣換熱增強，因此排煙溫度下降。75%額定負荷下，升溫前后排煙溫度變化最大。從圖4和圖5可以看出：升溫后引風機電流和一次風機電流均有所下降。

圖2 不同負荷下空氣預熱器升溫前后空氣預熱器煙氣側差壓對比

圖3 不同負荷下空氣預熱器升溫前后排煙溫度對比

圖4 不同負荷下空氣預熱器升溫前后引風機電流對比

圖5 不同負荷下空氣預熱器升溫前后一次風機電流對比

5 風險點控制

(1) 由于升溫后的煙氣溫度較設計排煙溫度高很多，對于飛灰C含量或者CO含量較高的機組而言，應做好防止尾部煙道二次燃燒的措施。

(2) 控制空氣預熱器的升溫速率，防止由于膨脹不均造成空氣預熱器卡澀。

(3) 試驗過程中，煙道阻力特性發(fā)生變化，調整風機的過程應緩慢進行，防止負壓大幅波動，導致鍋爐滅火；重點監(jiān)視引風機運行情況，防止風機搶風或振動。

(4) 空氣預熱器出口煙氣溫度在180 ℃以上時，密切關注空氣預熱器及尾部煙道各項參數，出現異常立即停止操作，防止空氣預熱器發(fā)生二次燃燒。

(5) 如出現空氣預熱器跳閘后無法啟動，啟動空氣預熱器輔電動機，電流正常后切至主電動機，否則立即就地手動盤車。

6 經濟性分析

以該350 MW機組為例，主要假設條件見表4。

表4 經濟性分析假設條件

空氣預熱器堵灰導致機組送、引、一次風機多耗電，排煙溫度升高，運行經濟性下降。

風機電流下降可節(jié)約的電量W[5]為：

(2)

式中：cosφ為功率因數。

風機電流下降可節(jié)約標煤耗Δb0為：

Δb0=WBN/Hly

(3)

排煙溫度下降15 K,可以提高鍋爐效率1%。由表4可以看出經過煙氣升溫法后，鍋爐排煙溫度降低10 K，則鍋爐效率提高0.67%，節(jié)約的標煤耗Δb1為：

Δb1=B·0.67%

(4)

節(jié)約總標煤耗Δb為：

Δb=Δb0+Δb1

(5)

年節(jié)約標煤總質量M為：

M=Δb·N·Hly

(6)

節(jié)煤帶來的經濟效益P為：

P=Mk

(7)

將表4數據代入式(2)～(7)可計算得出該350 MW機組風機電流下降可節(jié)約的電量為716.73萬kW·h、節(jié)約標煤耗1.79 g/(kW·h)，排煙溫度降低可節(jié)約的標煤耗為2.14 g/(kW·h)，年節(jié)約標煤5 502 t，節(jié)煤帶來的經濟效益為412.62萬元。

7 結語

采用煙氣升溫法對空氣預熱器堵灰進行清除，獲得了較好效果，可為其他電廠解決空氣預熱器堵灰問題提供參考。煙氣升溫法與其他治理方法(沖洗法和熱風再循環(huán)法)相比，不需要增加新系統(tǒng)設備，節(jié)約運行成本；不需要停爐拆除空氣預熱器，減少檢修工作量；節(jié)約時間，經濟適用，有廣泛的推廣意義。