火力发电厂空气预热器堵塞原因分析及控制措施

火力发电厂空气预热器堵塞原因 分析及 控制 措施

王鹏远 赵艳斌 薛杨辉

华能沁北发电有限责任公司， 河南省济源市 459012

摘要: 空预器是提高锅炉热交换性能，减少热量损耗的一种表面式换热器，然而在脱硝超低排放的大背景下，空预器堵塞问题成为近年来燃煤电厂的一个普遍问题。造成空预器堵塞的主要成分是硫酸氢氨，而硫酸氢氨的生成主要受脱硝系统氨逃逸和SO₃含量的影响。本课题简述选择性催化还原( SCR) 烟气脱硝原理及硫酸氢氨形成机理，从入炉煤、氨逃逸、空预器吹灰等多个方面进行堵塞原因分析并就相应控制措施进行论述。

关键词: 火电厂;空预器堵塞; 硫酸氢氨; 氨逃逸

空预器是提高锅炉热交换性能，减少热量损耗的一种表面式换热器。为满足国家日益严格的环保要求，大部分火电厂均进行了超低排放改造，其中选择性催化还原技术SCR是目前应用最广泛的烟气脱硝技术。随着SCR装置的投入运行，空预器堵塞现象呈加快加重的趋势，尤其是超低排放以来空预器压差增大更为明显，引起燃煤机组风烟系统阻力增大，造成引起风机耗电增加、喘振失速等问题，甚至出现不得不申请停机冲洗的状况，严重影响锅炉运行的经济性和安全性。本文从理论层面 对空预器堵塞的原因进行分析，结合运行实践提出相应的预防措施和处理方法，为其他电厂SCR锅炉的空预器堵塞防控和处理提供运行经验。

1.SCR脱硝原理

SCR烟气脱硝是指烟气中NH_X在催化剂作用被还原为对环境友好的N₂和H₂O。目前我国典型 SCR烟气脱硝还原剂为NH₃，下面以NH₃做还原剂为例介绍SCR烟气脱硝反应原 理，其主要反应如下:

4NO + 4NH₃ + O₂ → 4N₂ +6H₂O

6NO₂ + 8NH₃ → 7N₂ + 12H₂O

由于原煤中含有不同程度的硫分，燃煤锅炉尾部烟气中含有或多或少的SO₂，而 SCR 脱硝催化剂中活性成分V₂O₅对SO₂的氧化具有一定的催化作用，其反应机理如下:

V₂O₅+SO₂ →V₂O₄+SO₃

2SO₂+O₂+V₂O₄ →2V₂O₄

2V₂O₄ →V₂O₅+SO₂+SO₃

经研究表明，SO₂的相对转换率与催化剂中 V₂O₅的含量成正比关系，SO₂的相对转换率随着 V₂O₅含量增加而增大，当V₂O₅含量 1. 3%时SO₂的相对转换率明显增大。而SCR脱硝中难以保证NH₃完全反应，且随着机组运行时间的推移，氨逃逸量会逐渐增大，逃逸的 NH₃与烟气中SO₃反应生成硫酸铵和硫酸氢氨( ABS) :

2NH₃+SO₃+H₂O →(NH₄)₂SO₄

NH₃+SO₃+H₂O →NH₄HSO₄

2.空预器堵塞原因

2.1入炉煤含硫量高

目前，大部分火电厂由于煤价过高，为了降低运行经济成本，机组运行时入炉煤煤种含硫量远高于设计煤种，烟气中生成的SO₃与水蒸汽生成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽导致烟气酸露点升高，当酸露点高于排烟温度时必然导致空预器冷端换热元件结露，严重时造成空预器换热元件腐蚀，在空预器出口形成硫酸氢氨，沉积在换热元件表面，逐步阻塞空预器，增加烟风系统阻力。

2.2氨逃逸量大

目前，火电厂机组为适应调度计划负荷，均投入 AGC 进行自动调节，对锅炉燃烧及烟气流畅带来较大的不确定性，导致脱硝系统运行参数偏离设计值，造成喷氨量增加，氨逃逸量也随之变大。另外，机组运行中催化剂活性亦会逐步衰减或发生堵灰，同样会增加氨逃逸量。在空预器冷端换热元件区域，逃逸的NH₃极易与烟气中SO₃反应生成硫酸铵和硫酸氢氨。理论研究表明，在空预器烟气环境 中，SO₃和NH₃会发生以下两个反应生成硫酸铵和 硫酸氢铵:

2NH₃+SO₃+H₂O →(NH₄)₂SO₄

NH₃+SO₃+H₂O →NH₄HSO₄

硫酸铵与硫酸氢铵的生成比例受到SO₃和 NH浓度的影响，SO₃浓度越高越容易生成硫酸氢铵。当机组运行中排烟温度有所降低，更接近硫酸氢氨露点，极易发生硫酸氢氨凝结现象，导致空预器堵塞。

2.3煤质突然变化导致烟气中飞灰含量突然增大

目前，由于全国煤炭市场紧张，全国煤炭价格较大幅度上涨，火电厂购煤煤种较杂，较大量采购煤粒较硬难磨制、飞灰含量偏大的煤种。由于煤质较差，机组容易发生输灰困难和给煤机断煤等事故。烟气中飞灰含量突然增大，导致空预器堵塞程度突然加剧。

2.4空预器冷端温度偏低

当冷一、二次风温度越低，旋转至烟气侧的换热元件温度越低，进入空预器经过换热后的烟气温度对应降低。当烟气温度降至NH₄HSO₄熔点以下时，烟气中的液滴状NH₄HSO₄会在空预器冷端的传热元件上凝固，造成空预器冷端积盐与结垢。空预器出口排烟温度越，NH₄HSO₄在空预器上沉积的区间越长。烟气中存在的SO₂会与氧气和水发生反应生成硫酸蒸汽，烟气中的硫酸蒸汽露点一般在 120 ℃左右，当烟温降到硫酸蒸汽的露点时，硫酸蒸汽会在空预器管壁上凝结。硫酸蒸汽会吸附烟气中的飞灰，从而加剧空预器积灰。

3.控制措施

3.1优化入炉煤掺配比

提高对入厂煤种煤质化验分析，对煤炭的含硫指标应严格化验，对入厂煤种进行分开堆放，合理调整优化入炉煤掺配比，在保证入炉煤发热量、挥发分等重要指标的前提下，通过混煤尽量降低入炉煤硫含量。同时，也要减少烟气中的飞灰含量。

3.2控制锅炉氧量和喷氨量

在环保条件满足的情况下，严格控制锅炉氧量和喷氨量，减少氨逃逸，提高脱硝入口排烟温度。为了尽可能减少NH₄HSO₄的生成，要求控制氧量，合理喷氨，维持SCR出口NOX 高限运行。在低负荷工况下，通过改变磨组运行和二次风调门开度等方式，提高火焰中心温度，从而提高SCR入口烟气温度，保证SCR脱硝反应区催化剂活性。同时，机组出口氨逃逸仪表应确保其测量的精确度，以方便运行人员合理控制喷氨量。

3.3提高空预器冷端综合温度

根据冷一、二次风温度，合理提高暖风器投入运行时间。暖风器投入运行后，进口空气温度升高，空气吸热量减少，排烟温度也随之升高，使得NH₄HSO₄和硫酸蒸汽达不到相应露点，减少了空预器传热元件和管壁的结垢、积灰。

4. 结论

目前，在我国的火电厂中普遍存在着空预器堵塞的问题，特别是随着机组投运时间的增长以及近年来环保指标的提高，空气预热器堵灰在燃煤电厂成了重要问题。虽然在设计过程中充分考虑了如何预防空预器堵塞，但实际运行中依然会因为各种原因导致空预器发生积灰堵塞。因此，应采取适当措施保证堵塞不再恶化，如提高排烟温度、减少氨逃逸以及减少飞灰含量等，并在各种事故中总结经验教训，不断完善和改善空预器工作条件。

参考文献

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