深度调峰对空预器堵塞影响及治理

刘 冰

(许昌龙岗发电有限责任公司，河南 许昌 461000)

0 引言

近年来，新能源在我国能源总量中的占比逐步提高，清洁能源加大利用的同时，火电机组调峰越来越常态化、深度化。由此对火电机组的深度调峰运行带来一系列考验，如低负荷脱硝系统效率低、氨逃逸高引起空预器堵塞问题，严重影响机组安全、经济运行。因此，加强对氨逃逸率的控制以及如何预防、治理空预器堵塞，提高火电机组深度调峰能力，在当前形势下是现实的亟需解决的工程课题，具有十分重要的意义。

1 空预器堵塞的成因

1.1 SCR运行喷氨量控制的影响

当前大多数火电厂脱硝技术主要采用选择性催化还原法(SCR)，SCR反应器布置在省煤器与空气预热器之间，当进入反应器的烟气温度达到320℃～420℃，多数催化剂在这个温度范围内有足够的活性，可获得较好的脱硝效果。

脱硝反应过程中，由于烟气成分的复杂性和氧的存在，会发生一系列副反应，部分未参与反应的NH3随烟气进入下游烟道，温度在140℃～210℃，气态氨与SO3反应生成NH4HSO4，NH4HSO4温度在150℃～230℃呈液体，黏性较大，易沉积在受热面，同时将烟气中灰尘黏附在空预器中，在温度低于150℃时呈固体板结状态，造成空预器低温段受热面堵塞和腐蚀[1]。硫酸氢氨生成的反应式为：NH3+SO3+H2O→NH4HSO4。由此可见，脱硝系统引起空预器堵塞主要因素是NH4HSO4，减少NH4HSO4生成需要较低的SO2/ SO3的转化率，合适的SCR反应温度，并严格控制氨逃逸。随着火电机组参与深度调峰日益频繁，低负荷脱硝反应器温度较低，SCR催化剂活性不高，为了保证环保参数，往往气态氨呈过喷状态，氨逃逸较高，加剧了空预器堵塞。

1.2 空预器本体温度

当空预器本体温度高于酸露点温度时，一般不会形成低温腐蚀，导致空预器堵塞。但当空预器本体温度低于酸露点温度时，会由于低温腐蚀而造成空预器堵塞。空预器冷端传热原件温度可由下式计算：

tk=0.5(tpy+tkkp)-5

(1)

式中，tpy代表排烟温度；tkkp代表空预器进口风温。

由公式(1)可知，当机组负荷较低时，排烟温度将随之下降，在冬季时空预器进口温度也会较低，此时空预器本体温度将会下降，当温度低于酸露点温度时，会因低温腐蚀造成空预器堵塞。

1.3 空预器吹灰不足

在实际运行中，空预器的吹灰效果受多方面因素影响，容易导致达不到理想的吹灰效果。①吹灰蒸汽的压力、温度不足，未带达到设计要求，导致吹灰效果差，往往低温蒸汽更容易导致空预器堵灰现象的发生。②空预器吹灰器配置不合理，吹灰管道泄漏，导致空预器无法吹灰。③操作人员未按规定进行吹灰，或者减少吹灰次数，导致空预器积灰，空预器差压上升，并未及时处理，引起空预器堵塞。

2 空预器堵塞的影响

2.1 影响机组安全经济运行

空预器堵塞主要表现在空预器差压的增大，引起炉膛负压波动，尤其当堵塞不均匀，或两侧空预器堵塞程度偏差较大时，引起一、二次风压和炉膛负压周期性的大幅度波动，易发生风机抢风、喘振现象，威胁机组安全运行。另外，烟道阻力增加，不但造成风机的电耗增大，而且导致局部烟气流速变快，加剧空预器局部蓄热元件磨损。同时，空预器堵塞会降低空预器换热效率。

2.2 对机组出力的影响

由于空预器堵塞，烟道阻力增大，高负荷时风机运行容易超出设计出力，引起风机喘振、失速现象，无法满足机组满负荷运行需求。出于安全考虑，往往造成机组限出力。据某火电厂运行数据显示，当氨逃逸达到 5 mg/L时，半年以上空预器阻力就会比之前扩大1倍，就必须停炉清理空预器堵塞问题，严重影响火电厂生产[2]。

2.3 对脱硝系统的影响

空预器堵塞严重时，机组被迫长期维持低负荷运行，或机组参与深度调峰日益频繁，造成反应器温度无法维持在SCR最佳活性温度，脱硝效率降低，容易引起局部喷氨量增大，氨逃逸升高，又进一步加剧空预器堵塞，形成恶性循环。

3 空预器堵塞治理方法及预防

3.1 空预器在线高压水冲洗

在线高压水冲洗是空预器在正常运行中利用高压水，将粘附在空预器换热片上的积灰、焦粒冲起，随烟气带走，达到减缓空预器堵塞的目的。冲洗水压力控制在30 MPa 左右，投入后不得随意中断，水冲洗前后通过空预器出口烟道入孔门检查积灰变化情况。该方法短时间就能有效缓解空预器堵塞，但往往需要搭建安装临时给排水管道及水泵设备。

3.2 热分解法

硫酸氢氨加热150℃以上即由固态变为液态，加热至200℃左右时，将逐步气化分解为NH3+H2SO4。热分解法是指减少一侧空预器的送风量，提高其出口排烟温度将硫酸氢氨气化分解，通过持续空预器吹灰冲走软化的板结积灰，达到缓解空预器堵塞的目的，一般维持出口烟温180℃。操作过程应注意升降温速率，防止空预器膨、缩不均引起转子卡涩，还应注意另一侧空预器排烟温度不能过低。该方法操作简单，无需增加设备，但需要长时间持续投入才可获得满意效果。表1是某电厂两种方法的对比试验数据[3]。

表1 某电厂在线水冲洗及热分解效果对比

3.3 空预器堵塞的预防

预防空预器堵塞主要应考虑防止脱硝反应器喷氨量过大，降低氨逃逸。喷氨量除受SCR催化剂活性影响以外，喷氨格栅及反应器流畅不均也会形成局部喷氨量过大。在机组负荷变化，脱硝出口氨逃逸率增大，以及SCR出口NOx含量与脱硫出口净烟NOx偏差增大情况下，需要对AIG喷氨格栅进行优化调整，减少局部过量喷氨导致氨逃逸率增大，提高脱硝效率。以龙岗电厂为例，该厂3、4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(后改为尿素水解法)，该厂自2019年进行脱硝系统优化改造，增加反应器各区域氨逃逸测点，可实现不同区域喷氨量的独立精准控制，有效降低了氨逃逸。

为了彻底消除液氨的国家重大危险源，并且消除冬季脱硝系统温度低的缺陷，龙岗电厂进行了液氨改尿素的技术改造，加装了暖风器提升温度，活化了反应，成效明显。

4 深度调峰时的运行调整

随着深度调峰的日益常态化，660 MW超超临界机组频繁按照调度要求调峰至150 MW甚至更低，而且当前环保压力巨大，三项污染物小时均值超标，甚至瞬时超标均会被纳入严肃考核。如何在日常运行中通过运行精心调整，保证安全、经济、环保协调管控成为了亟待解决的课题。首先应当完善调峰管理预案和技术措施，建立标准操作票，加强重要参数的日常监视，特别是脱硝进口温度作为关键参考指标。其次，择机进行技术改造，助力精细化监盘调整。第三，严格环保管控措施，加强重要备品、备件储备和落实环保值班管理。

5 结语

深度调峰加剧空预器堵塞的主要原因是低负荷反应温度低，引起局部喷氨量增大、氨逃逸升高加速硫酸氢氨的生成，可定期对喷氨系统进行优化调整，保证喷氨量分布情况与烟气流场中NOx分布情况匹配，最终提高脱硝效率，降低氨逃逸率。高压在线水冲洗和热分解均可以有效治理空预器堵塞，两种方法有不同的优缺点，各厂可根据实际情况需要选择使用。