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脱硝造成火电机组空预器堵塞的原因和处理摘 要：脱硝反应器scr内氨逃逸，在空预器冷端生成硫酸氢铵是导致空预器堵塞的主要原因。空预器堵塞后对火电机组的安全性和经济性都造成很大影响，对此本文分析了硫酸氢铵的生成原因，对空预器的影响，空预器堵塞后如何进行高压在线水冲洗和注意事项，并提出了预防空预器堵塞的方法。 关键词：脱硝scr；硫酸氢铵；空预器堵塞；在线高压水冲洗 1.引言： 2.空预器堵塞分析 2.1 空预器堵塞原因和影响 潮州电厂4台机组都采用三分仓回转式空预器。scr脱硝系统投入运行后，对空预器的运行主要有以下影响：在空预器烟气环境下，scr脱硝系统中逃逸出氨与烟气中的so3、水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物，即nh3+ so3+h2onh4hso 4 ，nh3与so3摩尔比、浓度乘积对硫酸氢铵形成的影响如图1、2所示。硫酸氢铵在不同温度下会呈现出气态、液态或颗粒等不同的状态。在150200范围内，硫酸氢铵呈现为液态，而这一温度段正好属于空预器的中、低温段。液态的硫酸氢铵凝结物具有很大的粘性，附着在空预器受热面上，会捕捉烟气中的飞灰，严重增加了空预器的阻力和降低了流通换热能力。同时，硫酸氢铵凝结物呈中度酸性，再次加剧了换热元件的腐蚀和堵灰1。煤燃烧生成的so2在scr脱硝装置中的活性成分v2o5的催化作用下生成so3，so2氧化率与v2o5含量关系如图3所示2，烟气中的so2向so3的转化率增加，即烟气中的so3含量增加，加速了nh4hso 4生成，同时也造成烟气酸露点温度升高。在这两个因素综合作用下，加剧了空预器的酸腐蚀和堵灰。根据nh4hso4的生成机理，若scr反应器出口氨逃逸量越大，则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的nh4hso4，另外scr脱硝反应器喷氨调整门未经优化或者反应器出口氮氧化物浓度设定值偏低都会造成喷氨过量，加剧nh4hso4的生成。负荷因素影响，虽然潮州电厂4台锅炉都采用低氮燃烧器，但是机组在低负荷运行时低氮燃烧器在低风量、凤速时效果减弱，氧量偏大，燃烧型氮氧化物生成量增加，烟气中氮氧化物浓度增加，scr反应器控制是根据出口浓度信号为主控信号，则低负荷时喷氨量增加3，但实际烟气量有所下降，因此使喷氨量超过实际反应所需，导致过量氨逃逸进空预器形成nh4hso4结垢堵塞。煤种的影响，潮州电厂一期4台锅炉设计煤种均为神府东胜煤，但实际燃用煤种变化大，主要为塔山煤、神华煤、印尼煤、进口褐煤，含硫量变化从0.36%至1.08%不等，含硫量高、水分大，造成烟气含硫量增大，且粘附性强易加速冷端结露腐蚀。 2.2 空预器堵塞的处理 利用空预器自带安装的在线水冲洗系统对空预器进行在线高压水冲洗以降低空预器烟气侧差压是处理空预器堵灰的最直接、见效最快的方法。潮州电厂通过对空预器进行高压水冲洗有效降低了空预器烟气侧差压并制定了详细的在线冲洗措施：冲洗前准备，冲洗前高压冲洗水泵试运正常，高压冲洗系统高、低压管道已经冲洗合格，泵组出入口软连接管道牢固通畅，管路导通。提前调整入炉煤灰分，最大程度降低入炉煤灰分，锅炉受热面全面吹灰一次，向调度申请75%以上负荷并保持稳定，检查送、引风机动叶开度不大于70%、一次风机电流偏差小于20安，制粉、电除尘系统运行正常，做好空预器跳闸、单侧风烟系统跳闸rb的事故预想。冲洗操作过程，将冲洗空预器冷端吹灰器上的“开阀撞销”拆除，将空预器吹灰运行方式切至“高压水在线吹扫”方式，运行人员在远方启动空预器吹灰，将启动高压冲洗水泵并缓慢将冲洗水压力提升至20mpa开始连续冲洗，运行人员做好数据记录，每隔一小时抄写一次冲洗数据，冲洗结束前抄写一次。冲洗结束后维持75%以上负荷运行15分钟以上，将高压水泵出力降至空载停运，恢复吹灰系统正常，单独对冲洗过的空预器冷端连续吹灰4小时4。冲洗注意事项，空预器在线冲洗时负荷尽量保持在80%负荷以上某个负荷保持稳定；冲洗过程中注意监视风烟系统参数：空预器运行电流、烟气侧压差、炉膛压力、送、引风机、一次风机电流、动叶开度、报警等；冲洗前等离子拉弧正常，炉前燃油系统压力提高至3.0mpa，正常备用。冲洗时停止炉膛及烟道、空预器蒸汽吹灰系统；关闭吹灰汽源电动阀，打开吹灰汽疏水阀。高压水冲洗完毕后，应尽快恢复蒸汽吹灰，对空预器冷端进行连续吹灰，防止空预器及烟道内湿蒸汽被干灰吸附后增加烟道重量引起事故；高压水冲洗前，退出烟气深度冷却系统。停止冲洗后，深度冷却系统暂不投入运行，保持退出状态，待稳定3小时后再投入，防止空预器及烟道内湿蒸汽进入深度冷却系统造成低温腐蚀和积灰。冲洗前设备部安排专人就地准备好工具，做好手动盘空预器准备；冲洗过程中加强空预器就地检查，空预器电流摆动大于14a或就地检查发现有空预器摩擦现象应立即停止空预器在线高压水冲洗工作。冲洗时确认高压冲洗水泵入口压力在0.3mpa以上。冲洗时将空预器双介质吹灰器运行方式切至“高压水在线吹扫”方式，在“就地”位试投吹灰器检查无异常后，切至“远方”位，在dcs投入吹灰器开始在线高压水冲洗。冲洗时，冲洗水压力20mpa，冲洗水压力应逐渐提高，升压至10mpa时稳定10分钟，检查各参数无异常后再继续升压，防止大量冲洗水进入空预器，导致局部遇冷收缩，引起动静碰磨。 2.3 在线高压冲洗效果 3 小结与建议 空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的nh4hso4黏附在空预器冷端壁面。氨逃逸控制不良的因素主要有：烟气量测量不准，造成原烟气nox总量不准，导致喷氨量过大；机组投运时间增加，催化剂活性下降；低负荷时，scr入口烟气温度偏低，催化剂活性下降；烟气流常分布、喷氨量、nox浓度分布不均等原因导致的scr出口氨逃逸率不均，另外机组负荷变化频繁、煤种变化、空预器吹灰、运行人员调整的因素对空预器堵塞也有一定影响。 为了有效控制和改善空预器堵塞情况，建议如下：利用机组检修机会对scr反应器内催化剂进行检查和清灰，对反应效果差或失效的催化剂更换，提高整体活性；通过热力试验做好喷氨优化，通过对喷氨调整门自动调节、流量计校准、喷氨格栅调整，保证喷氨、烟气流场的均匀分布；scr控制策略的调整，在稳定负荷下，尽可能将scr出口的nox值控制在环保要求的上限，减少不必要的喷氨，负荷变化时运行人员也不要盲目将scr出口的nox值设定降的过低，另外对氧量的控制不能过高，配合燃烧器二次风、燃尽风的调节控制scr进口的nox值不要过高。空预器吹灰控制，运行人员每班定期对空预器进行吹灰，控制好吹灰蒸汽的压力、温度，低负荷和滑参数停机过程中要连续进行空预器吹灰；空预器堵塞严重，烟气侧差压变大及时进行高压在线水冲洗，要制定严密的冲洗方案和做好空预器跳闸的事故预想，实践证明在线高压水冲洗是处理空预器堵塞的有效手段。