660MW燃煤锅炉空预器堵塞原因及处理技术研究

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摘 要：随着环保要求越发严格，火力发电厂陆续对环保设施进行改造，增加了脱硫、脱硝设备，其中大部分脱硝设备采用SCR催化还原法脱硝。但SCR脱硝系统运行过程中会产生粘性大、腐蚀性强、液态的NH4HSO4，易捕捉烟气中的飞灰，引起空预器的堵塞和腐蚀，影响机组稳定运行。本文对空预器蓄堵塞原因进行了详细分析，根据实际情况，提出了几个解决方案：提高排烟温度、增加送风机暖风器等等。

关键词：SCR脱硝；NH4HSO4；空预器堵塞

Abstract：With the increasingly stringent environmental requirements， thermal power plants have been on the transformation of environmental protection facilities， an increase of desulfurization， denitrification equipment， most of which denitrification equipment using SCR catalytic reduction denitrification.But the SCR denitrification system will produce a large viscosity during the operation， corrosive， liquid， easy to capture the flue gas in the fly ash， causing the air preheater and corrosion， affecting the unit stable operation.The air preheater storage clogging are analyzed， according to the actual situation， put forward several solutions： improve the exhaust gas temperature，increase the regenerative blower heater etc.

Key words： SCR denitrification； NH4HSO4； Air preheater blockage

火力发电厂在发电的同时，也产生了大量污染物。由于国家对环保的愈发重视，对于各类污染物的排放进行严格控制。在2014年国家新修订的《锅炉大气污染物排放标准（GB/132712014）》中，对于污染物排放要求进一步加强。其中燃煤锅炉二氧化硫、氮氧化物、颗粒物排放浓度限值分别为200mg/m3、200mg/m3、30mg/m3[1]。为了应对环保要求，火力发电厂陆续对机组进行了环保改造，增加了脱硫、脱硝设备，以降低污染物排放。在脱硝改造中，国内大部分火电厂脱硝采用SCR催化还原法脱硝[23]。

目前，当属SCR脱硝技术在国外应用较为普遍。SCR 脱硝装置具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点[4]。随着催化剂性能的改进和反应操作条件的优化，SCR 技术日趋成熟，在我国也得到日益广泛的应用。但SCR脱硝系统运行过程中会产生粘性大、腐蚀性强、液态的NH4HSO4，易捕捉烟气中的飞灰，引起空预器的堵塞和腐蚀，影响机组稳定运行。

空预器发生堵塞后，会引起炉膛负压波动增大，也会导致空预器的烟气侧、一次风、二次风侧的进出口压差增加。堵塞严重时会造成空预器漏风系数增大，两边的排烟温度温差增大，锅炉排烟损失增加。在这种情况下运行时，引风机、送风机、一次风机電流变大，耗电量增加，甚至有可能造成风机失速进而风机跳闸引起锅炉RB动作，对火电机组安全稳定的运行造成威胁[56]。

有资料表明，某电厂660MW燃煤发电机组在正常运行1年后，由于空预器堵塞，空预器压差由设定值1.2kPa上升至3.5kPa左右，排烟温度上升了20℃，空预器出口风温降低10℃，送风机电流增加了40A，引风机电流增加了120A，一次风机电流增加了20A，这些数据都在表明空预器堵塞对机组运行的经济性造成严重影响。

上述表明，空预器的堵塞对机组的安全稳定运行造成了严重威胁。分析研究空预器堵塞的原因，减少空预器的堵塞对于机组的安全有着重要意义。对此，本文将对空预器堵塞的原因进行分析提出空预器堵塞故障的治理措施，保证锅炉的安全、稳定、经济运行，对火力发电企业具有指导性和借鉴性。

1 空预器堵塞故障研究进展

空预器堵塞故障机理研究。

根据实验分析可知，空预器堵塞物中大多是NH4HSO4为主的混合物。NH4HSO4的产生主要来源于火电厂脱销系统的投运。目前，国内大部分电厂采用的是SCR法对烟气脱硝。SCR法是指在催化剂的作用下，还原剂（NH3或者尿素等）有选择性的与烟气中的NOX反应并生成环境友好的N2和H2O。SCR脱硝装置具有结构简单、脱硝效率高、运行可靠、便于维护等优点[78]。随着催化剂性能的改进和反应操作条件的优化，SCR技术日趋成熟，在我国也得到日益广泛的应用。

在以氨为还原剂的典型SCR反应条件下，其主要化学反应为[9]

但是，还原剂（NH3或者尿素等）在烟气脱硝的同时，也会产生副产品NH4HSO4，其主要化学反应为：

目前，空预器堵塞已经成为火电厂运行中普遍存在的问题，空预器堵塞不仅降低电厂运行的经济性，也对机组的安全运行造成危害，因此，研究空预器堵塞的原因，找出空预器堵塞的解决方案，成为迫在眉睫的任务。

2 空预器堵塞的原因分析

空预器堵塞原因很多，主要有以下几个方面原因：

（1）机组启停。

机组在启停过程中，排烟温度长时间处于低温（7080℃）状态，在这种温度下，烟气中的NH4HSO4会在空预器冷端结露，吸附烟气中的飞灰，形成混合物后积聚在空预器的蓄热片上，堵塞空预器。此外，在机组启动过程中，锅炉本体温度较低，锅炉燃烧不充分，大量的煤粉未燃尽就随着烟气排出锅炉。这种煤粉很容易残留在空预器上，引起尾部烟道自燃。为了保证锅炉运行安全，运行要求在机组启动初期投入空预器吹灰。但是在锅炉燃烧初期，吹灰用的辅助蒸汽温度低，湿度大，很容易使水蒸气在空预器热端凝结，粘结飞灰，造成空预器烟灰堵塞。

（2）煤质影响。

宝庆电厂燃煤锅炉设计燃用当地无烟煤和烟煤的混煤，设计煤种的混煤比列为7：3，其中无烟煤挥发分Vdaf=7.5%，燃烬指数为22.5，冲刷磨损指数为14.0。混煤中灰的主要成分SiO2为62.22%，CaO为1.29%，Na2O为0.5%，K2O为1.61%。然而实际上燃用煤种变化较大，含硫量在0.35%2.5%之间变化，入炉煤含硫量高、水分高，造成烟气中SO2含量增大，NH4HSO4在空预器冷端的酸露点温度也越高。当酸露点温度高于排烟温度时，空预器冷端就会发生积灰堵塞和低温腐蚀的情况。因此，根据机组运行情况调整锅炉燃烧时不同煤种掺配比例额，降低锅炉入炉煤硫份，可以提高排烟温度，减少空预器的堵塞。

（3）排烟温度偏低。

一般情况下，NH4HSO4的露点为120 ℃。在烟气中结露后以液体形式在物体表面聚集或者是以液滴形式分散于烟气中。液态的NH4HSO4是一种具有粘结性与腐蚀性的物质，很容易在空预器与飞灰混合后积累在空预器中，堵塞空预器。表1为2016年#1机运行时锅炉部分参数：

当机组运行时排烟温度低于NH4HSO4酸露点温度，烟气中的NH4HSO4就会结露，再进

一步吸附烟气中飞灰，形成粘附性混合物，积聚在空预器蓄热片上，导致空预器出现积灰和堵塞。

火电机组运行中，空预器是重要的传热元件。其主要作用是将锅炉尾部烟道中的烟气中携带的热量，通过散热片传导到进入锅炉前的空气中，将空气加热到一定的温度。若是尾部烟道烟气温度较低，或者是空气温度较低，在经过空预器热量传递后，排烟温度会进一步降低，甚至低于NH4HSO4露点温度。产生大量的液态NH4HSO4，与飞灰混合后堵塞空预器。

特别是在冬季机组运行时，环境温度、尾部烟道温度都相对较低，使得排烟温度也长期处于较低水平，大量的NH4HSO4结露堵塞空预器。根据表1资料表明，#1机在负荷从660MW到330MW时，两侧排烟温度整体呈下降趋势，如图3所示：

图2 #1机排烟温度趋势图

大部分情况下，#1机排烟温度110～130℃左右。這种情况下机组负荷稍微有所波动，排烟温度就会低于NH4HSO4结露温度，粘附在空预器上，堵塞空预器。堵塞较为严重时，一次风侧的压差最大可达1.56kPa，对机组的安全运行造成严重威胁。

（4）脱硝系统投运。

SCR脱硝系统投运后，为了保证脱硝效率，消耗的NH3往往大于脱硝反应的理论要求，这就使得有少量的NH3随着烟气流向至烟囱排放出去。

脱硝系统运行中，烟气中过量的NH3会和SOX在SCR反应器内产生化学反应形成气态的NH4HSO4。此外随着运行时间的增加、入炉煤中部分杂质等因素影响等，SCR催化剂活性在逐渐下降，烟气脱硝效率降低、脱硝消耗的液氨增加，造成氨逃逸率增大[2024]。

宝庆电厂SCR脱硝系统主要以SCR出口烟气NOX含量为控制标准。实际运行中，该测点测量值与实际值存在一定偏差，导致表1中两侧喷氨量也存在着偏差。该偏差随着运行时间，负荷的关系逐渐增大，最大偏差达10.7%。机组运行期间长时间两侧喷氨不均匀，不仅不利于机组脱硝，还会导致两侧烟气流通不一致、两侧空预器堵塞不一致，两侧一次风压差变大，锅炉燃烧环境变差，严重时会导致炉膛负压大幅度波动，甚至MFT至停机。

为保证烟气排放的环保要求，只能加大喷氨调节系数，增大喷氨量，造成机组#2SCR运行中喷氨长期大于#1SCR，空预器B的压差也明显高于空预器A。

（5）低负荷运行。

资料表明，SCR脱硝反应合适温度要求控制在在310～420℃之间，最佳反应温度为380℃左右，当温度过高或者过低时，脱硝催化剂效率都会有所下降。宝庆电厂#1机组为660MW火电燃煤机组，机组负荷日夜波动较大，锅炉燃烧情况复杂。图2表明，在机组低负荷运行时，排烟温度明显下降趋势。图3图4表明，低负荷运行时，#1、#2 SCR流量偏差也增大。这主要由于当机组处于400MW负荷以下运行时，燃烧器燃烧效果减弱，燃烧时氧量偏大，燃料型生成的NOX增加。此外，锅炉燃烧并不是完全对称的，相对来说，B侧的NOX高于A侧，使得脱硝过程中A、B两侧喷氨量存在偏差。

同时SCR催化剂区域的温度较低（320℃左右），脱硝催化剂活性下降，脱硝反应效率降低。此时为了保证脱硝出口含量不超标，只能增加喷氨量，两侧喷氨量偏差增大，导致氨逃逸率增大，增加了NH4HSO4的生成量。同时，当催化剂层温度处于300℃时候，在同一催化剂的作用下，另一副反应也会发生：

2SO2+O2=2SO3

NH3+H2O+SO3=NH4HSO4

生成的NH4HSO4会粘结在催化剂层，堵塞空预器。因此，只有当烟气温度处于310～420℃之间时，才允许投SCR脱硝系统。

3 改进措施

（1）提高空预器排烟温度。

有资料表明，若烟气侧的空预器冷端综合温度若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，NH4HSO4也不会在空预器冷端结露。对于回转式空气预热器，空预器冷端综合温度Tk可由下式近似计算[ 10]：

机组原设计中采用热风再循环来提高空预器的进口风温，然而实际在冬季环境温度较低时，空预器冷端综合温度低于设计要求。2012、2013年空预器发生堵塞时候，空预器A排烟温度为97.75℃、106.37℃，冷端综合温度平均值为116.26℃、124.43℃，空预器B排烟温度116.64℃、128.57℃，冷端综合温度平均值为134.85℃、146.31℃。两側空预器冷端综合温度偏差较大，空预器A的冷端综合温度大幅低于设计值140℃。这种情况下，表明空预器A存在较为严重的堵塞。尤其当锅炉在负荷较低，环境温度较低情况下，更易形成低温腐蚀，造成空预器堵塞。

因此，提高空预器排烟温度，保持空预器冷端的NH4HSO4处于气态，可以减少空预器堵塞。根据宝庆电厂机组燃烧用煤的含硫量情况，运行要求锅炉排烟最低温度大于120℃，高于NH4HSO4的露点温度，减少空预器堵塞。在燃煤种类变化较大时，应密切注意相关参数变化，保证机组安全稳定运行。

（2）增加暖风器，提高进口空气温度。

宝庆电厂地处湖南省邵阳市雨溪桥镇，典型中亚热带湿润季风气候。冬季时候平均气温为5℃左右，最低温度在0℃左右。此时送风机口空气温度较低，造成空预器冷端温度较低，对机组运行造成很大影响。根据公式（1）可知，提高进口空气温度，也可以提高空预器

冷端综合温度，减少空预器堵塞。

为此，在2015年新增了送风机暖风器。该暖风器采用辅汽供热加热送风机出口风温，可以提高空预器进口空气温度效果如表3所示：

4 总结与展望

目前在我国的火电厂中，普遍存在锅炉空预器堵塞和低温腐蚀。虽然在设计过程中充分考率如何预防空预器堵塞和防低温腐，但实际运行中，依然可能会因各种原因导致空预器发生堵塞现象。对于已发生了空预器堵塞，我们应采取适当措施保证堵塞不在恶化：提高排烟温度、送风机出口温度，减少入炉煤含硫量、氨逃逸率等等。这些方案我们需要根据实际情况，反复的实践、论证，不断的改善、修正，在实际运行中验证效果，为改善空预器堵塞问题而不断的努力。

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[10]李云东.基于硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理对策[J].产业与科技论坛，2015，14（18）.

作者简介：王磐（1989），男，湖南邵阳人，本科，助理工程师，火电机组运行。