高压水冲洗和升温气化硫酸氢铵解决空预器堵灰效果分析

    张晨君

    摘 要：选择性催化还原（SCR）法是目前燃煤电厂常用的烟气脱硝技术，火电厂加装SCR脱硝装置后易出现空预器腐蚀和堵灰问题。通过某电厂实际案例，分析了SCR脱硝装置投运后对空预器运行造成的影响并在分析原因的基础上给出应对措施，通过空预器高压水冲洗和空预器升温气化硫酸氢铵方法的对比，找出更合理应对策略。

    关键词：烟气脱硝； 选择性催化还原（SCR）；空预器高压水冲洗；空预器升温气化硫酸氢铵

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

    0 引言

    在新的环保要求下，火电厂都增加了脱硝设施，采用SCR脱硝工艺后，烟气中的部分SO2将被脱硝催化剂氧化成 SO3 和未完全反应逃逸出来的NH3 随着烟气进入空预器，空预器蓄热元件处受烟气中的三氧化硫、水蒸气、氨气、金属氧化物及灰尘颗粒影响，在烟气温度处于 140℃-200℃产生依次硫酸盐、硫酸氢铵凝结，粘附灰颗粒，堵塞蓄热元件蓄热片间通道，引起空预器压差大，影响引风机等设备正常运行。目前处理此问题的方法有空预器高压水冲洗法和空预器升温气化硫酸氢铵方法，下文以某电厂为例，通过两种方法的效果对比，找出解决空预器堵灰的最佳方法。

    1 脱硝设施概况

    宁夏某电厂 1、 2 号机组为 660 MW 超超临界机组，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，还原剂制取采液氨气化法，采用蜂窝式催化剂，在反应器内为3+1层布置，上面3层装设催化剂，最下面1层为备用层，仅预留空间。在锅炉燃用设计煤种、最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，系统性能考核期间脱硝效率不小于87%，NH3逃逸不大于3ppm，SO2/SO3转化率不大于1.0 %。SCR进口烟气参数：设计值为5194500/h（湿基，实际O2），入口烟气温度为367.8℃，入口NOx浓度为300 mg/Nm3 （干基，6%O2）。

    2 空预器堵灰

    2017 年11月脱硝设施投运以来 ，整个系统运行情况较为正常，空预器差压，引风机入口压力都在正常范围内。 2018年 10 月，随着电煤价格上涨运行成本增加，公司开始配煤参烧，使用低价高硫分煤，在机组100%BMCR工况负荷时，原烟气硫分可涨至4100mg/ m3，1、 2 号机组空预器一、 二次风侧及烟气侧阻力、引风机入口压力出现不同程度的增长。 根据 2018 年 4 月 分2 号机组 DCS 烟风系统运行监测， 运行负荷为 650 MW， 空预器前后差压约为 1.6 KPa。 2018 年 10 月初以來， 空预器烟气侧由于堵灰，空预器前后差压最高接近 2.6 KPa，远远高于空预器技术协议中的保证值 ，引风机电耗也大幅度的升高。

    3 燃煤煤质变化

    统计了2018 年 5、6 、10、11月四个月媒质变化如表1所示：

    根据入炉煤质数据对比， 入冬以来实际燃煤煤质较原设计值变化较大， 煤质较差，发热量低，收到基灰分高，含硫量增加较多，收到基硫分平均为 1.3%。根据以上煤质变化情况， 结合空预器选型设计煤质，实际燃烧煤质与脱硝工程设计煤质变化较大， 灰分以及硫分超过空预器选型设计煤质， 燃煤硫分及灰分的增加是导致空预器堵灰的重要因素。

    4 空预器堵灰后的处理方法

    4.1 在线高压水冲洗法

    在线高压水冲洗是空预器在正常运行中利用高压水，将粘附空预器换热片上的积灰、焦粒冲起，随烟气带走，达到减缓空预器堵灰的目的。宁夏某电厂出现空预器堵灰后，在机组负荷≮450MW时，投入单侧空预器高压水冲洗，冲洗水压力控制在30MPa左右，投入后不得随意中断，水冲洗前后通知锅炉点检打开空预器出口烟道人孔门检查积灰变化情况。确认空预器差压下降至正常值停止，对 2 号机组两台空预器分别进行了两次在线高压水冲洗，效果较为明显，目前满负荷工况空预器差压降低到2.3kPa的范围内。

    4.2 空预器升温气化硫酸氢铵法

    宁夏某电厂在出现空预器堵灰后，根据硫酸氢氨物理特性，硫酸氢铵加热至200℃左右时，硫酸氢氨将气化挥发，可减缓空预器堵灰现象，制定了技术措施，将负荷减至 400MW—450MW，锅炉风烟系统运行正常，机组各参数正常。逐渐关闭送风机动叶，减少空预器送风量，同时开大另一台送风机动叶，保持锅炉总风量不变，监视 1 号空预器出口烟气温度（平均温度）升温速度上升速率不大于 1℃/min，上升 15℃观察 5 分钟；直至空预器出口烟气温度（平均温度）升至 195℃，送风机动叶开度≮10%，若空预器出口烟气温度未达到要求，可缓慢增加负荷。空预器出口烟气温度（平均温度）升至 195℃后投运空预器连续吹灰，维持 3～4 小时，观察空预器差压不再下降，则操作结束，逐渐恢复至原运行方式。2 号机组两台空预器分别进行了空预器升温气化硫酸氢铵，效果较为明显，目前满负荷工况空预器差压降低到2.46kPa的范围内。

    4.3 空预器堵灰处理效果分析

    在线高压水冲洗和空预器升温气化硫酸氢铵法对缓解空预器堵灰都有明显的效果，其空预器前后差压（烟气侧）的变化趋势表2所示。

    根据表2对空预器堵灰处理效果分析，（1）在线高压水冲洗和升温气化硫酸氢铵法处理后，在650MW 负荷下， 空预器烟气侧差压能维持在 2.46kPa以下，600M空预器烟气差压能维持在 2.2kPa以下，对空预器堵灰处理效果明显，大大提高了机组在负荷下运行的安全性和经济性。（2）空预器烟气侧、空气侧差压下降后，满负荷工况下三大风机总电流都有明显下降，基本消除了引风机喘振、送风机抢风、机组限出力等异常隐患，保证机组运行安全。（3）高压水冲洗比空预器升温气化硫酸氢铵法效果更明显，在操作过程中对机组的安全运行影响较小，且在后续的运行中发现，高压水冲洗后空预器前后差压上升速率明显要慢于升温气化硫酸氢铵法，说明冲洗处理较为彻底，后续效果明显。（4）升温气化硫酸氢铵法，在操过程作风险较大、危险性高，但相对于高压水冲洗成本低，无需购买其它设备，适用于未加装在线高压水冲洗设备的厂。

    5 结语

    宁夏某电厂采用回转式空预器的燃煤锅炉机组，在煤质变差后空器堵灰加剧，空预器差压变大，通过对空预器在线高压水冲洗和空预器升温气化硫酸氢铵，使得空预器堵灰情况大大缓解。基本解决了差压高的问题，效果明显，带来一定的安全和经济效益。但是两种方法有不同的优缺点，需要根据各厂实际情况选择使用。

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