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(shù)，火電廠加裝SCR脫硝裝置后易出現(xiàn)空預(yù)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(yù)器運行造成的影響并在分析原因的基礎(chǔ)上給出應(yīng)對措施，通過空預(yù)器高壓水沖洗和空預(yù)器升溫氣化硫酸氫銨方法的對比，找出更合理應(yīng)對策略。

關(guān)鍵詞：煙氣脫硝； 選擇性催化還原（SCR）；空預(yù)器高壓水沖洗；空預(yù)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(shè)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(yīng)逃逸出來的NH3 隨著煙氣進入空預(yù)器，空預(yù)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(chǎn)生依次硫酸鹽、硫酸氫銨凝結(jié)，粘附灰顆粒，堵塞蓄熱元件蓄熱片間通道，引起空預(yù)器壓差大，影響引風(fēng)機等設(shè)備正常運行。目前處理此問題的方法有空預(yù)器高壓水沖洗法和空預(yù)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(yù)器堵灰的最佳方法。

1 脫硝設(shè)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(yīng)器內(nèi)為3+1層布置，上面3層裝設(shè)催化劑，最下面1層為備用層，僅預(yù)留空間。在鍋爐燃用設(shè)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(zhuǎn)化率不大于1.0 %。SCR進口煙氣參數(shù)：設(shè)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(yù)器堵灰

2017 年11月脫硝設(shè)施投運以來 ，整個系統(tǒng)運行情況較為正常，空預(yù)器差壓，引風(fēng)機入口壓力都在正常范圍內(nèi)。 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(yù)器一、 二次風(fēng)側(cè)及煙氣側(cè)阻力、引風(fēng)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(fēng)系統(tǒng)運行監(jiān)測， 運行負荷為 650 MW， 空預(yù)器前后差壓約為 1.6 KPa。 2018 年 10 月初以來， 空預(yù)器煙氣側(cè)由于堵灰，空預(yù)器前后差壓最高接近 2.6 KPa，遠遠高于空預(yù)器技術(shù)協(xié)議中的保證值 ，引風(fēng)機電耗也大幅度的升高。

3 燃煤煤質(zhì)變化

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

根據(jù)入爐煤質(zhì)數(shù)據(jù)對比， 入冬以來實際燃煤煤質(zhì)較原設(shè)計值變化較大， 煤質(zhì)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(zhì)變化情況， 結(jié)合空預(yù)器選型設(shè)計煤質(zhì)，實際燃燒煤質(zhì)與脫硝工程設(shè)計煤質(zhì)變化較大， 灰分以及硫分超過空預(yù)器選型設(shè)計煤質(zhì)， 燃煤硫分及灰分的增加是導(dǎo)致空預(yù)器堵灰的重要因素。

4 空預(yù)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(yù)器在正常運行中利用高壓水，將粘附空預(yù)器換熱片上的積灰、焦粒沖起，隨煙氣帶走，達到減緩空預(yù)器堵灰的目的。寧夏某電廠出現(xiàn)空預(yù)器堵灰后，在機組負荷≮450MW時，投入單側(cè)空預(yù)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(yù)器出口煙道人孔門檢查積灰變化情況。確認空預(yù)器差壓下降至正常值停止，對 2 號機組兩臺空預(yù)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(yù)器差壓降低到2.3kPa的范圍內(nèi)。

4.2 空預(yù)器升溫氣化硫酸氫銨法

寧夏某電廠在出現(xiàn)空預(yù)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(yù)器堵灰現(xiàn)象，制定了技術(shù)措施，將負荷減至 400MW—450MW，鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)運行正常，機組各參數(shù)正常。逐漸關(guān)閉送風(fēng)機動葉，減少空預(yù)器送風(fēng)量，同時開大另一臺送風(fēng)機動葉，保持鍋爐總風(fēng)量不變，監(jiān)視 1 號空預(yù)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(yù)器出口煙氣溫度（平均溫度）升至 195℃，送風(fēng)機動葉開度≮10%，若空預(yù)器出口煙氣溫度未達到要求，可緩慢增加負荷?？疹A(yù)器出口煙氣溫度（平均溫度）升至 195℃后投運空預(yù)器連續(xù)吹灰，維持 3～4 小時，觀察空預(yù)器差壓不再下降，則操作結(jié)束，逐漸恢復(fù)至原運行方式。2 號機組兩臺空預(yù)器分別進行了空預(yù)器升溫氣化硫酸氫銨，效果較為明顯，目前滿負荷工況空預(yù)器差壓降低到2.46kPa的范圍內(nèi)。

4.3 空預(yù)器堵灰處理效果分析

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

根據(jù)表2對空預(yù)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(yù)器煙氣側(cè)差壓能維持在 2.46kPa以下，600M空預(yù)器煙氣差壓能維持在 2.2kPa以下，對空預(yù)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(jīng)濟性。（2）空預(yù)器煙氣側(cè)、空氣側(cè)差壓下降后，滿負荷工況下三大風(fēng)機總電流都有明顯下降，基本消除了引風(fēng)機喘振、送風(fēng)機搶風(fēng)、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(yù)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(yù)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(fēng)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(shè)備，適用于未加裝在線高壓水沖洗設(shè)備的廠。

5 結(jié)語

寧夏某電廠采用回轉(zhuǎn)式空預(yù)器的燃煤鍋爐機組，在煤質(zhì)變差后空器堵灰加劇，空預(yù)器差壓變大，通過對空預(yù)器在線高壓水沖洗和空預(yù)器升溫氣化硫酸氫銨，使得空預(yù)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(jīng)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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