安 龍 胡鋒超

（陜西寶雞第二發(fā)電有限責(zé)任公司，陜西寶雞721405）

0 引言

空氣預(yù)熱器安裝在鍋爐尾部煙道上，主要作用是吸收鍋爐排煙余熱，加熱一、二次風(fēng)溫度，不僅能使排煙溫度降低，一、二次風(fēng)溫的升高還能改善煤粉與空氣燃燒的特性，達(dá)到節(jié)約燃料、提高鍋爐效率的目的[1-3]。

我國環(huán)保要求日趨嚴(yán)格，小容量、低參數(shù)機(jī)組已逐漸關(guān)停，而部分在役的大容量、高參數(shù)機(jī)組因大氣污染物排放不滿足國家關(guān)于燃煤電廠大氣污染物超低排放標(biāo)準(zhǔn)，已陸續(xù)實(shí)施超低排放改造[4]。機(jī)組超低排放改造中，降低NOx排放濃度主要是以爐外脫硝技術(shù)為主，實(shí)踐證明，此方法常出現(xiàn)噴氨過量、氨逃逸率大的問題，過量的氨與煙氣中的三氧化硫反應(yīng)生成硫酸氫銨，附著于空氣預(yù)熱器換熱片表面，因其具有較強(qiáng)的粘附性，與煙氣中的粉塵一起吸附在換熱器表面，造成空預(yù)器堵塞[5-6]。

1 設(shè)備概況

某發(fā)電廠5號機(jī)組為660 MW燃煤機(jī)組，鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-2066/25.4-M977型超臨界、變壓運(yùn)行、螺旋管圈直流爐，單爐膛，一次中間再熱，四角切圓燃燒方式，平衡通風(fēng)，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，Π型露天布置，固態(tài)排渣。燃用煤種為甘肅華亭煤和陜西彬長煤，收到基硫分分別為0.64%、0.68%。

空氣預(yù)熱器為三分倉回轉(zhuǎn)容克式，熱段、中層、冷段受熱面高度分別為775 mm、625 mm、1 000 mm，規(guī)程規(guī)定額定工況下空氣預(yù)熱器差壓應(yīng)控制在1.5 kPa以下，空氣預(yù)熱器介質(zhì)設(shè)計參數(shù)如表1所示。

表1 空氣預(yù)熱器介質(zhì)設(shè)計參數(shù) 單位：℃

2 空預(yù)器堵塞機(jī)理

煤中的硫主要以無機(jī)硫、有機(jī)硫的形態(tài)存在，燃燒反應(yīng)后產(chǎn)生SO2，SO2在一定溫度條件下與O2反應(yīng)生成SO3[6]。當(dāng)SCR系統(tǒng)噴氨過量時，氨逃逸率增大，在鍋爐排煙溫度＜300 ℃時，SO3與NH3和H2O反應(yīng)生產(chǎn)硫酸氫銨，反應(yīng)方程式如下[5]：

氨逃逸率越大，生成硫酸氫銨的量越大，因硫酸氫銨有較強(qiáng)的黏性，與煙氣中粉塵粘附一起附著于空氣預(yù)熱片表面，形成空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象。

3 空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象及分析處理

3.1 堵塞現(xiàn)象

2019年3月，5號機(jī)組啟動后出現(xiàn)空氣預(yù)熱器差壓逐漸增大、排煙溫度逐漸升高的現(xiàn)象，如表2所示。從表2可以看出：在660 MW負(fù)荷下，A側(cè)空氣預(yù)熱器差壓達(dá)到了1.26 kPa, 超過了規(guī)程規(guī)定值；在不同負(fù)荷情況下，A側(cè)空氣預(yù)熱器差壓及出口溫度均高于B側(cè)；隨著負(fù)荷的上升，空氣預(yù)熱器差壓變化明顯。

表2 不同負(fù)荷下空氣預(yù)熱器差壓及排煙溫度

3.2 原因分析

空氣預(yù)熱器堵塞的原因主要有煤中硫分過高、SCR噴氨調(diào)節(jié)不當(dāng)或故障、空氣預(yù)熱器冷端綜合溫度控制不合理以及空氣預(yù)熱器吹灰不當(dāng)?shù)萚5，7]。運(yùn)行人員通過調(diào)取歷史趨勢和查看SIS歷史回放發(fā)現(xiàn)，本次空氣預(yù)熱器堵塞的主要原因是SCR系統(tǒng)噴氨調(diào)整不當(dāng)。

2019年3月的機(jī)組啟動過程中，當(dāng)SCR系統(tǒng)前煙氣溫度達(dá)280 ℃時，投入SCR系統(tǒng)運(yùn)行。在排煙溫度較低時，氨的還原能力相對較弱，根據(jù)SCR脫硝反應(yīng)原理可知，增大噴氨量，促進(jìn)反應(yīng)正向進(jìn)行，為保證煙氣中氮氧化物排放濃度＜50 mg/Nm3，值班人員將A、B兩側(cè)噴氨調(diào)節(jié)門逐漸開大，最后全開，以快速降低煙氣中氮氧化物的排放濃度，滿足環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)。此時，DCS顯示A/B兩側(cè)氨逃逸率數(shù)值不變，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)A側(cè)氨逃逸表發(fā)生故障無法正確顯示，B側(cè)氨逃逸表已滿量程；排煙煙溫為116 ℃，催化劑所處環(huán)境溫度較低，由2所述可判斷已有大量硫酸氫銨生成，附著于空氣預(yù)熱器換熱片表面，導(dǎo)致機(jī)組正常運(yùn)行后空氣預(yù)熱器差壓逐漸增大，排煙溫度逐漸升高。

3.3 處理措施

為保證機(jī)組能長時間安全、穩(wěn)定運(yùn)行，電廠人員制定了一些措施：（1）加強(qiáng)空氣預(yù)熱器吹灰管理，發(fā)現(xiàn)差壓上升時加強(qiáng)吹灰，確保吹灰蒸汽參數(shù)滿足要求，吹灰前充分疏水，保證過熱度滿足要求；（2）任何工況下保證空氣預(yù)熱器冷端綜合溫度＞180 ℃；（3）更換A側(cè)氨逃逸表，對A、B兩側(cè)氨逃逸表進(jìn)行噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，減少噴氨量，控制氨逃逸率；（4）控制入爐煤硫分，盡量燃用低硫煤；（5）盡可能向調(diào)度申請，增加機(jī)組負(fù)荷運(yùn)行，提高排煙溫度，降低硫酸氫銨轉(zhuǎn)化率；（6）控制好氧量，特別是加減負(fù)荷過程中，氧量不會大幅變化；（7）必要時進(jìn)行空氣預(yù)熱器在線水沖洗。

4 結(jié)語

此次空預(yù)器堵塞主要是機(jī)組啟動過程中噴氨調(diào)節(jié)閥控制不當(dāng)、氨逃逸率表計發(fā)生故障所致，通過采取3.3所述運(yùn)行控制措施后，在機(jī)組各負(fù)荷時段，空氣預(yù)熱器差壓沒有明顯變化，由此可判斷空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象并沒有加劇。