劉建航，石賢捷，馬國智，歐兆華

(國家能源菏澤發(fā)電有限公司，山東 菏澤 274032)

0 引 言

近年來，隨著國家對環(huán)保治理力度不斷加大，根據(jù)環(huán)保要求，燃煤火電機組外排煙塵、SO2、NOx質(zhì)量濃度必須分別控制在不高于5、35、50 mg/Nm3[1]。菏澤發(fā)電公司二期兩臺300 MW燃煤機組先后進行了超低排放技術(shù)改造并加裝了SCR脫硝系統(tǒng)反應(yīng)裝置，NOx排放得到了有效控制，但隨著脫硝系統(tǒng)長時間投運也引發(fā)了新的問題，造成空氣預(yù)熱器嚴重堵塞現(xiàn)象，風(fēng)煙系統(tǒng)內(nèi)部阻力增大，送、引風(fēng)機耗電率增加，嚴重影響機組的安全運行和經(jīng)濟性。在經(jīng)過研究分析和優(yōu)化調(diào)整后，大大降低了空氣預(yù)熱器嚴重堵灰、差壓高現(xiàn)象，提高了機組運行經(jīng)濟性。

1 基本概況

二期3號機組鍋爐由英國三井巴布科克能源有限公司制造，為亞臨界、自然循環(huán)、W型火焰燃煤鍋爐，型號MBEL-1025/17.3-541/541。該機組在原有設(shè)備基礎(chǔ)上于2014年進行了超低排放改造，新增一套SCR脫硝系統(tǒng)，采用選擇性催化還原工藝(selective catalytic reduction，SCR)，還原劑是成品液氨+尿素水解制氨、催化劑選用蜂窩式、“3+1”布置，空氣預(yù)熱器采用蓄熱回轉(zhuǎn)式三分倉空氣預(yù)熱器(如圖1所示)[2]。

脫硝系統(tǒng)能夠滿足機組在各種工況下自動運行要求，在標準運行工況下機組脫硝效率大于80%，NH3逃逸量控制在0.025 mg/L 以下，SO2向SO3的氧化率可控制在1%以內(nèi)[3]。

圖1 回轉(zhuǎn)式三分倉空氣預(yù)熱器

2 基本原理及現(xiàn)狀

2.1 基本原理

經(jīng)過化學(xué)還原方式，煙氣中的氮氧化合物通常由95%的NO和5%的NO2組成[4]，基本化學(xué)反應(yīng)式為：

4NO + 4NH3+ O2= 4N2+ 6H2O

(1)

2NO2+ 4NH3+ O2= 3N2+ 6H2O

(2)

但在實際運行過程中，脫硝系統(tǒng)在溫度超過450 ℃時會加速催化劑老化，使其化學(xué)反應(yīng)效果變差；而當溫度在300 ℃左右時，會發(fā)生副反應(yīng)生成NH4HSO4，其主要化學(xué)反應(yīng)式為：

2SO2+ O2= 2SO3

(3)

NH3+ H2O + SO3= NH4HSO4

(4)

由于化學(xué)反應(yīng)式(3)、式(4)生成的NH4HSO4黏性很大，極易黏結(jié)在催化劑和空氣預(yù)熱器換熱元件上，造成傳熱元件表面粗糙不平，加重積灰堵塞現(xiàn)象發(fā)生，從而引起傳熱元件與煙氣、空氣之間的傳熱惡化，導(dǎo)致空氣預(yù)熱不足，空氣預(yù)熱器差壓不斷升高，嚴重影響鍋爐的安全、經(jīng)濟運行。

2.2 運行現(xiàn)狀

通過對3號機組SCR 煙氣脫硝改造之后長期運行現(xiàn)場工況變化發(fā)現(xiàn)，空氣預(yù)熱器多次出現(xiàn)蓄熱原件冷端低溫腐蝕堵灰的現(xiàn)象，受熱面受到腐蝕，降低其使用壽命?？諝忸A(yù)熱器堵灰使空氣預(yù)熱器差壓增大，漏風(fēng)量增大，導(dǎo)致空氣預(yù)熱器電流變大，尤其是該機組B側(cè)空氣預(yù)熱器差壓在高負荷運行時差壓達到2.6 kPa以上，嚴重影響鍋爐經(jīng)濟、安全穩(wěn)定運行。

3 原因分析

通過查找相關(guān)資料和運行人員長期運行經(jīng)驗分析總結(jié)，主要有以下幾點原因影響：

1)在正常運行過程中，運行人員人為因素增加噴氨量以控制脫硝出口NOx含量及脫硝效率。但由于調(diào)節(jié)不及時，噴氨格柵管道較長，加劇管道磨損，直接影響混合反應(yīng)效果，造成氨逃逸升高，生成的副反應(yīng)物NH4HSO4很大程度上加劇換熱元件的腐蝕和堵灰[5]，導(dǎo)致空氣預(yù)熱器的阻力變大。

2)吹灰裝置采用聲波吹灰器，由于所用氣源儀用空壓機壓力不穩(wěn)定，造成定期吹灰效果變差，在催化劑周圍及表面容易產(chǎn)生積灰，進一步影響反應(yīng)效果[6]。

3)SCR改造時采用“高灰段布置方式”布置(即反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間)，大量煙氣流經(jīng)省煤器后在脫硝煙道入口處急速轉(zhuǎn)向上升，導(dǎo)致部分煙塵顆粒在轉(zhuǎn)向段沉積。由于SCR系統(tǒng)與空氣預(yù)熱器熱端壓差增大，造成空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率增大，使排煙溫度降低，在一定程度上加劇了低溫腐蝕。

此外，由于空氣預(yù)熱器煙氣兩側(cè)差壓升高，容易引起引風(fēng)機“失速”現(xiàn)象發(fā)生，造成爐膛負壓波動較明顯，如圖2所示為該機組發(fā)生“失速”現(xiàn)象，爐膛負壓變化趨勢。

圖2 爐膛負壓波動實時曲線

4 解決對策

1)從煤質(zhì)源頭上加強管理，確保入爐煤符合機組運行摻配需要[7]，保證有一定數(shù)量發(fā)熱量和揮發(fā)份較高的煤質(zhì)入爐，以減少不完全燃燒產(chǎn)物的生成。

2)為保證空氣預(yù)熱器吹灰進汽壓力正常，在DCS系統(tǒng)內(nèi)鍋爐受熱面吹灰畫面增加空氣預(yù)熱器吹灰順控邏輯，提高空氣預(yù)熱器吹灰效果，防止空氣預(yù)熱器蓄熱元件積灰堵塞。通過實際運行發(fā)現(xiàn)，吹灰優(yōu)化程序?qū)嵤┖?，在一定程度上避免了空氣預(yù)熱器吹灰頻繁啟停、遺漏吹灰等現(xiàn)象的發(fā)生，吹灰效果明顯好轉(zhuǎn)。

3)加強對運行方式的調(diào)整，提升空氣預(yù)熱器冷端的排煙溫度到180 ℃～200 ℃，將NH4HSO4由固態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)或氣態(tài)。在運行過程中：當排煙溫度升高至170 ℃穩(wěn)定后對空氣預(yù)熱器進行連續(xù)吹灰，調(diào)整吹灰蒸汽母管壓力2.0 MPa左右，時間暫定為8 h。吹灰期間觀察記錄A空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)、風(fēng)側(cè)差壓、排煙溫度等參數(shù)的變化趨勢。

4)通過手動調(diào)整SCR裝置入口處每根噴氨支管的噴氨量進行噴氨優(yōu)化調(diào)整，使出口NOx和NH3分布更均勻，提高SCR裝置的可用率。經(jīng)運行人員試驗，可在一定程度上對噴嘴調(diào)閥進行手動調(diào)節(jié)，在減少噴氨量的同時可降低氨逃逸率。

5)運行中加強對參數(shù)的調(diào)整監(jiān)視，當發(fā)現(xiàn)空氣預(yù)熱器差壓有升高趨勢時，尋找合適的負荷區(qū)間，穩(wěn)定機組負荷在240 MW左右，通過調(diào)整兩側(cè)送引風(fēng)機出力、適當關(guān)小單側(cè)空氣預(yù)熱器入口煙氣擋板等手段，提升另一側(cè)空氣預(yù)熱器冷端出口煙溫至180 ℃～200 ℃，將NH4HSO4由固態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)或氣態(tài)，同時進行空氣預(yù)熱器連續(xù)吹灰。通過升溫法處理將NH4HSO4氣化來緩解空氣預(yù)熱器堵塞情況，從而降低空氣預(yù)熱器的差壓[8]。

5 優(yōu)化效果

通過一系列的措施實施后，發(fā)現(xiàn)3號機組SCR脫硝系統(tǒng)NOx分布不均勻度得到明顯改善(如表1、表2所示)，消除了局部氨逃逸峰值，并降低了氨逃逸率。

表1 3號爐優(yōu)化前SCR出口NOx測量數(shù)據(jù)

表2 3號爐優(yōu)化后SCR出口NOx測量數(shù)據(jù)

同時，空氣預(yù)熱器堵灰情況明顯減輕，空氣預(yù)熱器壓差得到有效控制，空氣預(yù)熱器差壓由滿負荷的2.6 kPa以上降低到2.2 kPa以內(nèi)(見圖3、圖4)，大大降低了系統(tǒng)阻力，降低吸風(fēng)機單耗效果明顯。

圖4 3號爐優(yōu)化后空氣預(yù)熱器差壓

按照引、送風(fēng)機耗電率降低0.13%、排煙溫度降低3 ℃計算，則可降低煤耗0.911 g/kWh；年發(fā)電量按照1700 GWh計算，則節(jié)約標煤1 548.7 t，經(jīng)濟和環(huán)保效益顯著。

6 結(jié) 語

通過上述一系列運行調(diào)整措施實施后，3號機組空氣預(yù)熱器堵灰情況明顯減輕，大大降低了系統(tǒng)阻力，降低引、送風(fēng)機的廠用耗電率，提高了機組的經(jīng)濟效益和環(huán)保效益，可為同類機組運行調(diào)整提供參考與借鑒。