锅炉脱硝改造后空预器阻力增大的原因分析及处理方法
摘要：对于SCR法烟气脱硝，氨气和NOX不能全部混合，逃逸是不可避免的，当逃逸率超标时氨气与三氧化硫反应生成硫酸氢铵堵塞空预器，造成空预器差压升高，电流摆动，影响机组带负荷能力及安全运行。文中通过机组运行中对空预器进行高压水冲洗，解决了空预器差压高的问题，对离线和在线两种水冲洗方式的优缺点进行了对比分析，并提出了运行中防止空预器差压升高的措施。
关键词：脱硝改造；空预器阻力；水冲洗；对比分析；措施
为满足新的环保排放标准，该厂于2013年分别对1、2号炉脱硝装置进行改造并投入运行。
脱硝装置改造投运后，脱硫出口NOX明显下降，正常时能保持脱硫出口NOX在100mg/Nm3以内，能满足新的环保排放标准；脱硝装置投运后，虽然脱硫出口NOX达标，但是随着运行时间的增长，加之对新投运的设备系统认识不够，运行经验不足，空预器差压增加明显，尤其是在燃用高硫分煤后空预器差压增长很快，差压在很短时间内由刚投入时的1kPa左右快速增长至3kPa左右，造成了炉膛负压。一、二次风压呈正弦波波动，空预器电流也持续波动，严重影响了锅炉燃烧的稳定性和风机、空预器等设备的安全运行。
空预器差压增长后，通过提高空预器处蒸汽吹灰频次、吹灰压力等手段可有效抑制空预器差压的进一步增长，但要使空预器差压下降却较困难，如何能在运行中降低空预器差压成为急需解决的问题，通过到多家单位进行调研和论证，该厂在1、2锅炉空预器蒸汽吹灰处增加了空预器水冲洗设备。
1 锅炉脱硝装置和空预器改造简介
1.1 锅炉脱硝装置的改造概况
该厂（2×300MW）两台蒸发量为1025T/H的燃煤锅炉机组各配备一套烟气脱硝装置，脱硝装置采用选择性催化还原（SCR）法全烟气脱硝，脱硝装置反应器布置在锅炉省煤器出口与空预器之间。催化剂采用2+1层布置，脱硝装置采用氨作为还原剂。
催化剂的运行有一个最佳温度范围，当运行温度高于催化剂的最高温度限值时，催化剂将发生烧结和脆裂；当运行温度低于催化剂的最低温度限值时，容易生成硫酸氢铵，生成的硫酸氢铵附着在催化剂表面，导致催化剂活性降低，影响脱硝效率。催化剂的最低温度与烟气中NH3和SO3的浓度有关，两者浓度越高，催化剂的最低温度限值越高。
1.2 锅炉空预器改造概况
为配合脱硝装置改造，对空预器进行了相应的改造，改造后的空预器有以下特点：一是改造后的空预器仍采用豪顿华空预器；二是空预器蓄热片高度不变，将原来的三段式蓄热片改为两段式，低温段高度为1100mm，表面镀搪瓷；三是蓄热片改为大通道蓄热片；四是原空预器吹灰为脉冲吹灰，现在改为蒸汽吹灰。
2 空预器堵塞原因分析及对运行的影响
2.1 空预器差压升高原因分析
（1）低氮燃烧器投入较小，脱硝喷氨量较大。为降低脱硫出口NOX采用了低氮燃烧器加SCR方式，运行中通过对低氮燃烧器的调整降低脱硝入口的NOX值，然后通过SCR装置的作用，保证脱硫出口NOX值在100mg/Nm3以内；低氮燃烧器投入后，如要降低脱硝装置入口NOX值，需开大SOFA风开度，由于SOFA风开度的增加，燃烧器区域二次风开度控制较小（20%以内），发现脱硫处CO含量较高，高时会达到200～300，另外，锅炉飞灰含碳量（手动取样）会增加，高时甚至在3%～5%，如长时间运行，既降低了锅炉效率，又增加了受热面的腐蚀，威胁锅炉运行的安全。所以在运行中为降低CO含量，提高锅炉运行效率，减小脱硝投入后对锅炉的影响，脱硝入口NOX值往往保持较高，高时达到400mg/Nm3以上，而要保证脱硫出口NOX值在100 mg/Nm3以内，则需增加脱硝装置的喷氨量，脱硝两侧喷氨量值较原来大，A、B侧喷氨瞬时流量在80Nm3/h以上，高时甚至达到100Nm3/h以上，由于喷氨量的增大，生成硫酸氢铵增多，造成空预器阻力的增加。
（2）氨逃逸率表计不准。氨逃逸率运行中显示值一直较小，很少超过0.2PPm，即使在喷氨量较大时也很小，按规程规定应小于3PPm，实际运行值远远低于此值，但实际的喷氨量较调试时增加较多，应是氨逃逸率表计显示值和实际有偏差，实际的氨逃逸率应较高，在脱硝装置后生成的硫酸氢铵应较多，致使空预器差压升高。
（3）燃煤硫份较高，空预器冷端综合温度较低。入炉煤硫份升高后，在锅炉排烟温度较低时，未能及时提高锅炉冷端综合温度。
2.2 空预器差压升高后对锅炉正常运行造成极大的危害
（1）锅炉负荷受限。因空预器阻力增大，送风机出口压力升高，锅炉二次风量受到限制，只能根据总风量去带负荷，随着差压的增高，总风量越来越小，锅炉带负荷能力进一步下降。
（2）送风机有喘振的危险。送风机出口压头升高可能造成送风机发生喘振，严重威胁送风机的安全运行。
（3）空预器电流摆动较大。机组在大负荷时，空预器电流摆动明显增大，在就地检查能听到明显的动静摩擦声，驱动电机能听到明显的异音，降低风量、负荷后明显好转。
（4）影响到锅炉安全运行。空预器烟气侧阻力波动较大，造成一次风压、二次风压、炉膛负压均波动幅度增大，影响到锅炉的运行安全。
3 空预器离线和在线水冲洗的方法及对比分析
為在机组运行中降低空预器阻力，保证锅炉安全稳定运行，经多方研究、讨论，决定在空预器处增加水冲洗设备。
3.1 空预器水冲洗设备的加装
空预器水冲洗设备较为简单，增加一台扬程为20MPa，出力为8t/h的冲洗水泵；水源为工业水（原空预器冲洗水）；将空预器下部双介质蒸汽吹灰器水侧接通即完成空预器水冲洗系统的改造。
3.2 空预器水冲洗的方法
空预器水冲洗在烟气侧进行，每次单侧进行冲洗，冲洗水通过烟气侧烟道底部排水口排出，冲洗方法有离线和在线两种。
3.2.1 空预器离线水冲洗方法
空预器离线水冲洗方法：将机组负荷控制在180MW以下，解列冲洗侧空预器，关闭空预器入口烟气挡板，将空预器切至低速运行，控制冲洗侧排烟温度在110～120℃之间，密切关注电除尘运行情况。启动冲洗水泵进行空预器单侧冲洗，冲洗时间控制在20h，冲洗过程中看有无水或泥排出，防止管口堵塞，就地人员监视冲洗水泵入口滤网前后差压，大于0.15MPa时联系检修人员清理滤网。密切监视空预器差压、电流、一二次风压等参数变化。
3.2.2 空预器在线水冲洗方法
空预器在线水冲洗方法不需要将冲洗侧空预器解列，对机组运行负荷没有要求，直接启动冲洗水泵进行空预器单侧冲洗，注意事项与离线水冲洗相同。
3.3 空预器离线、在线水冲洗方法优缺点
3.3.1 空预器离线水冲洗方法优缺点
优点：冲洗较为彻底，烟气侧阻力下降较多，以1号炉A侧为例，烟气侧差压由3kPa下降至1.5kPa以下，空预器电流平稳不再摆动，A侧风压不再波动。
缺点：由于要进行单侧空预器解列，机组运行负荷受到限制（实际在180MW左右）；由于烟气侧挡板关闭，冲洗侧烟气温度较低，只能保持在60℃左右，温度太低；冲洗时间不能太长，要加强除尘器检查，防止冲洗侧部分电场绝缘降低。
3.3.2 空预器在线水冲洗方法优缺点
优点：机组负荷不受限制；冲洗侧烟气温度高，能保持在120℃以上；冲洗时间可较长，不用担心冲洗侧电场绝缘降低问题。
缺点：冲洗不太彻底，烟气侧阻力下降较少，以1号炉B侧为例，烟气侧差压由2.2kPa下降至1.5kPa以下，最多下降1kPa，空预器电流运行平稳不再摆动，B侧风压不再波动。
3.4 空预器水冲洗实际效果
对两种冲洗方法均进行了试验，在检修期间对冲洗后的空预器进行了检查，发现冲洗后的空预器蓄热片干净，无粘结物，空预器冷端所镀搪瓷光亮，无腐蚀、吹损情况。
4 防止空预器差压升高的措施
虽然进行空预器水冲洗后可有效降低空预器差压，但是在运行中还是要通过运行人员的监视调整，将空预器差压控制在一定范围内，避免频繁冲洗。一是加强配煤掺烧的管理，控制入炉煤硫份≤1%以内，尤其在冬季、负荷较低时更要注意对入炉煤硫份的控制，及时投入暖风器，保证空预器冷端综合温度在140℃以上；二是减小喷氨量，要求将脱硝出NOX值保持在80—100mg/Nm3之间即可，不允许将脱硝出口NOX值保持过低；三是根据负荷情况，多开几层SOFA风，保持较大的SOFA风风门开度，保持脱硝入口NOX值在300mg/Nm3以内，控制脱硝装置入口NOX在一定范围内；四是控制脱硫出口CO小于100，以减小喷氨量；五是氨逃逸率仪表显示值较小，在进行氨量调整时将氨逃逸率表作为参考，主要是控制A、B侧喷氨量，将两侧喷氨量控制在60Nm3/h左右即可；六是空预器蒸汽吹灰要加強投入，吹灰时蒸汽压力、疏水温度等参数按照要求保持，特别要注意蒸汽吹灰器提升阀后压力，一旦发现空预器烟气侧阻力增大时，要适当加强蒸汽吹灰频次并适当提高吹灰蒸汽压力。
5 结语
锅炉脱硝改造后，由于硫酸氢铵的生成会造成空预器的差压升高，给机组安全稳定运行带来很多问题。通过加装空预器水冲洗装置，在机组运行中通过离线和在线水冲洗均可有效降低空预器差压，两种冲洗方法各有优缺点，同时水冲洗也会给机组安全稳定运行造成一定影响，尤其是对电除尘的安全运行不利。因此运行人员要结合机组运行方式、煤质变化、季节特点，合理利用低氮燃烧器和脱硝装置进行配合，控制喷氨量，加强对空预器差压、电流、风压等主要运行参数的监视，确保脱硝改造后机组长期安全稳定运行。
参考文献：
[1]大唐户县第二热电厂烟气脱硝初步设计说明书.
[2]大唐户县第二热电厂1、2号炉脱硝改造后性能试验报告.
作者简介：陈钢（1974），男，工程师，长期从事发电厂生产管理工作。
