煤粉爐低溫空預器堵塞原因分析與對策

聶廣華

（中國石化巴陵分公司，湖南岳陽 414014）

巴陵分公司熱電部10號鍋爐是燃煤高壓自然循環(huán)單爐膛汽包爐，2012年投用。鍋爐采用水平濃淡直流式煤粉燃燒器，正四角切向布置，制粉系統(tǒng)采用鋼球磨，中間倉儲熱風送粉系統(tǒng)，尾部煙道換熱組件自上而下依次為高溫省煤器、高溫空預器、低溫省煤器、低溫空預器。

1 低溫空預器堵塞過程分析

2015年，根據環(huán)保要求10號鍋爐進行了脫硝改造，采用低氮燃燒＋選擇性催化還原（SCR）技術，脫硝入口煙氣從高溫空預器右側通過煙道分隔板引出，脫硝出口煙氣通過分隔板先傾斜進入低溫省煤器，再豎直進入低溫空預器。改造后低溫空預器左側和右側出口煙氣溫度出現偏差，左側煙溫偏低，右側煙溫升高，偏差呈上升趨勢，排除煙氣溫度測點測量因素，分析認為低溫預熱器已經堵塞。

2016年2月，10號鍋爐停爐檢查時發(fā)現低溫預熱器入口有少量積灰，且主要集中在爐前和爐左側。同時發(fā)現低溫省煤器管右側磨損非常嚴重，鍋爐廠家對低溫省煤器入口煙氣流場進行數字模擬，對導流板重新進行了設計。2017年4月按照新的設計圖紙，進行了低溫省煤器進口煙道導流板、均流柵格、省煤器管排的改造，將光管改為H型鰭片管。2017年12月停爐檢查發(fā)現低溫省煤器入口左側有積灰，H型鰭片管沒有磨損現象；低溫省煤器積灰處正下方的低溫空預器仍有積灰，積灰量明顯大于低溫省煤器改造前，爐前、爐后的積灰面積約為低溫空預器入口截面的1/6。2018年3月在鍋爐運行中發(fā)現低溫空預器出口煙溫偏差增大，引風機入口開度到達上限，10號鍋爐負荷最高只能達到380 t/h。2018年9月停爐檢修，低溫空預器積灰情況較之前更加嚴重，已達到了入口截面積的3/4，低溫空預器段差壓由600 Pa逐步上升至1 200 Pa，嚴重影響了鍋爐的安全經濟運行。

2 低溫空預器堵塞原因分析

2.1 煙氣流場不佳

由于10號鍋爐設計時高溫空預器與低溫省煤器空間狹窄，SCR出口煙氣只能通過斜板進入低溫省煤器再進入低溫空預器，由于煙氣流動慣性，造成右側煙氣流速高，左側出現煙氣渦流，流速降低，為低溫空預器入口左側區(qū)域積灰提供了條件。2018年12月25日測試了低溫空預器入口截面流速分布，見表1，由于測點有限，只測試了12個點位。從表1可以看出左側煙氣平均流速4.33 m/s，右側8.16 m/s，左側低于右側3.83 m/s。

表1 低溫空預器入口截面流速測試數據

2.2 氨逃逸量過大

脫硝系統(tǒng)反應后過量的NH3與SO3反應生成硫酸氫銨，液態(tài)硫酸氫銨具有很強的黏性，附著在空預器受熱面上捕捉煙氣中的飛灰，2016—2017年均發(fā)生了因粉煤灰含氨量高而滯銷的情況，2018年停爐檢查時發(fā)現第二層催化劑有多個模塊已磨損嚴重，造成大量氨氣未經反應而逃逸。

2.3 排放標準趨嚴

為享受減免大氣污染物排放環(huán)保稅，2018年1月起，在沒有增加催化劑，也沒有核算催化劑體積量能否滿足脫硝效率要求的情況下，將10號鍋爐NOx排放標準由100 mg/m3降至70 mg/m3，甚至低于50 mg/m3，使氨逃逸進一步加劇。

2.4 脫硝裝置保溫效果差

脫硝系統(tǒng)保溫效果不佳，多處表面溫度超標，散熱損失大，造成脫硝出口較脫硝入口煙氣溫度降低了7～10℃，導致低溫空預器入口煙溫下降，使硫酸氫銨蒸氣更容易結晶。

3 低溫空氣預熱器堵塞的危害

3.1 低溫腐蝕

造成鍋爐尾部受熱面低溫腐蝕的原因有兩點：一是煙氣中存在著SO3；二是受熱面的金屬壁溫低于煙氣中的酸露點溫度。SO2在脫硝催化劑的作用下極易生成SO3，加速硫酸氫銨生成，同時也造成酸露點溫度升高，因此加劇低溫空預器硫酸蒸氣腐蝕。2018年11月10號鍋爐停爐檢修發(fā)現低溫空預器出口煙道低溫腐蝕穿孔。

低溫空預器通常是含有水蒸氣和硫酸蒸氣的低溫煙氣區(qū)域，工作條件比較惡劣，容易出現低溫腐蝕，一旦發(fā)生低溫腐蝕，就會造成低溫空預器煙氣側穿孔漏風。

3.2 低溫空預器漏風

低溫腐蝕與漏風相互影響，2018年12月對10號鍋爐進行了漏風測試，測試結果見表2，可以看出漏風率增大進一步降低了空預器冷端壁溫，加劇了低溫腐蝕。

表2 10號鍋爐低溫空預器出口溫度及漏風測試結果

從表1可以看出低溫空預器漏風嚴重，尤其是左側較為突出。分析認為左側排煙溫度長期處于100℃以下的低溫狀態(tài)，造成空預器煙氣側管壁低溫腐蝕銹穿，冷風進入煙氣，降低煙溫，加速低溫腐蝕。

3.3 對布袋除塵器的影響

低溫空氣預熱器左側堵塞后，左側煙氣量減少，左側出口溫度達到了硫酸蒸氣的露點溫度，造成煙氣下游對應區(qū)域的布袋糊袋嚴重，導致左側電袋區(qū)壓差增大，在鍋爐雙制粉運行時，左側布袋壓差最高2 200 Pa，比設計值高出1 000 Pa。

4 解決措施

4.1 工程設計預防措施

1）脫硝系統(tǒng)應能在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷和最大連續(xù)負荷（BMCR）之間的任何工況之間持續(xù)安全運行，當鍋爐最低穩(wěn)燃負荷工況下煙氣溫度不能達到催化劑最低運行溫度時，應采取相應措施以提高反應器進口煙氣溫度，如可以在高溫省煤器煙氣出口安裝一根管道，將煙氣引至脫硝入口，煙氣流量要經過熱平衡計算，與催化劑反應溫度匹配。

2）SCR反應器及入口煙道整體設計應充分考慮第一層催化劑入口的煙氣流速偏差、煙氣流向偏差、煙氣溫度偏差等，入口煙氣流速相對標準偏差率宜小于±15%，入口煙氣夾角宜小于±10°，入口煙氣溫度偏差宜小于10℃，為保證以上技術要求，應當進行SCR裝置流體動力學（CFD）數值分析計算以及流場物理模型試驗。

3）綜合散熱、漏風和煙氣脫硝化學反應影響造成的SCR反應器整體溫降不應大于3℃。

4）催化劑設計應充分考慮煤質情況、煙氣特性、飛灰特性和飛灰含量，對現有煤質進行元素分析和重金屬成分分析。

5）噴氨混合系統(tǒng)應使SCR反應器進口煙氣流場中的氨氣和煙氣混合均勻，NH3/NOx摩爾比相對標準偏差率宜小于5%，還應考慮防護、防堵、防磨和熱膨脹，氨/空氣混合氣體以分區(qū)方式噴入，每個噴氨支管安裝調節(jié)閥和差壓流量計，將信號接入DCS系統(tǒng)。

6）在脫銷入口噴氨格柵前煙道和脫硝第三層催化劑出口煙道安裝采樣孔，采樣孔數量、位置與噴氨支管對應，便于投運后脫硝系統(tǒng)調試和噴氨優(yōu)化試驗。

4.2 日常運行中的預防措施

為預防低溫空預器堵塞，必須采取的運行調整及管理措施：

1）加強SCR在線監(jiān)測系統(tǒng)和自動噴氨系統(tǒng)的維護，減小脫硝指標調整的滯后性，確保自動投入的穩(wěn)定性，保證脫硝入口煙氣流量、NOx濃度、含氧量，出口NOx濃度、氨逃逸濃度測量的準確性。

2）合理控制噴氨量，監(jiān)視氨逃逸濃度

監(jiān)控脫硝出口與煙囪外排口NOx偏差，由于10號鍋爐脫硝CEMS系統(tǒng)為單點取樣，但脫硝出口與外排口偏差較大時，表明噴氨支管氨氣量與煙氣中NOx量不匹配，氨逃逸往往較大，需要根據脫硝出口截面NOx折算濃度分布情況調整支管噴氨量，直到NOx分布不均勻度CV值控制在5%以下。

3）增加鍋爐低負荷時催化劑層和低溫空氣預熱器吹灰頻次

鍋爐低負荷時煙氣流速下降，煙氣中的粉塵容易沉積在催化劑和低溫空預器表面，必須確保催化劑聲波吹灰器、蒸汽吹灰器和低溫空預器激波吹灰連續(xù)運行。運行中關注低溫空預器進出口壓差變化，停爐時對吹灰器系統(tǒng)進行全面檢查，并根據檢查情況及日常運行缺陷情況制定檢修計劃及改進方案，確保吹灰系統(tǒng)運行效果。

4）將催化劑檢測作為脫硝系統(tǒng)檢修的必檢項目，分析理化特性指標，包括軸向徑向抗壓強度、磨損強度、比表面積，孔容、孔徑及孔徑分布、主要化學成分和微量元素；工藝特性指標，包括催化劑單元體的脫硝效率、氨逃逸、活性、SO2/SO3轉換率。根據催化劑脫硝效率及活性衰減曲線預估催化劑的脫硝性能能否滿足設計要求，為及時更換催化劑提供依據。

4.3 空預器堵塞后的應對措施

1）停爐后徹底清洗

用高壓水槍對堵塞的預熱器管道進行沖洗，以確保受熱面清潔，防止堵灰加劇，通過通光試驗確定沖洗質量是否合格，沖洗結束后充分干燥。對低溫空預器進行漏風檢查，對漏風處進行封堵并驗收至合格為止。

2）脫硝系統(tǒng)診斷與優(yōu)化改造

①原設計脫硝入口NOx濃度為600 mg/m3，實際運行入口NOx濃度超過700 mg/m3，由于入口邊界條件發(fā)生變化，需要核算原有催化劑體積量是否足夠，并對催化劑進行抽樣檢測，通過實驗室中試檢測評估催化劑本身的性能是否滿足要求。

②在催化劑性能良好的前提下，脫硝裝置的煙氣流場決定了整個裝置的性能能否充分發(fā)揮，其中最重要的一個影響因素就是催化劑入口的NH3/NOx摩爾比均勻性，這與脫硝裝置的先天流場設計和投運后的熱態(tài)調整緊密相關。首先應通過噴氨優(yōu)化調整這一常規(guī)手段改善NH3/NOx分布的均勻性，降低SCR出口局部過高的氨逃逸水平，減緩低溫空預器硫酸氫銨堵塞的進度，同時評估原有氨噴射系統(tǒng)的調節(jié)性能和脫硝裝置的整體性能，輔助診斷流場改造的必要性。

③經過專業(yè)的噴氨優(yōu)化調整后，如果仍無法改善NH3/NOx摩爾比均勻性，需要以現場實測流場數據作為邊界條件，對原有SCR脫硝裝置流場進行CFD校核計算，如果計算結果不滿足常規(guī)流場指標要求，則在此基礎上尋求優(yōu)化設計方案，進行流場優(yōu)化改造和噴氨均流裝置改造。

④流場優(yōu)化改造時，高溫空預器煙氣出口過兩個彎頭引出，在水平方向混合成一個煙道進入脫硝系統(tǒng)，將低溫省煤器移位至脫硝第三層催化劑出口的正下方，脫硝出口煙氣由原來的斜板進入改為豎直進入，煙氣經過低溫省煤器后正向進入低溫空預器。脫硝系統(tǒng)所有的彎道、漸擴管、漸縮管均應設置導流板，在噴氨格柵煙氣下游安裝擾流混合器。

⑤脫硝CEMS使用的氨逃逸測量方法為抽取式間接測量，采樣探頭為單點采樣，代表性不強，在線監(jiān)測值經常嚴重低于實測值，建議更換為激光光譜法測量氨逃逸，該方法是將激光分析儀直接裝在煙道上，利用不同組分的介質對不同波長的激光吸收能力不一樣的原理，選擇對氨氣組分最敏感的激光光譜布置在儀器探頭的對面，通過對激光光譜強度的衰減進行檢測，可以測出煙氣中的氨氣濃度，其測量出的氣體濃度值表征的是光穿過的整個路徑上的氣體濃度平均值，也是大多數電廠采用的氨逃逸監(jiān)測方法。

4.4 適當提高低溫空預器入口煙溫

在鍋爐爐膛出口溫度不能改變的情況下，采取以下兩種方法均可提高低溫空預器入口煙氣溫度：①在脫硝出口煙道上引出煙氣至低溫空預器入口，在管道上安裝調節(jié)閥，提高煙溫有利于硫酸氫銨結晶蒸發(fā)；②在送風機入口安裝暖風器或復合相變換熱器，在冬季環(huán)境溫度低時，提高低溫空預器冷端壁溫，防止排煙溫度過低造成硫酸氫銨結晶堵塞和低溫腐蝕。

5 結論

低溫空預器管堵塞已成為電力行業(yè)面臨的主要問題，是脫硝系統(tǒng)煙氣流場、NOx濃度場、噴氨不均勻等單個或多原因造成氨逃逸量局部過大，在低溫段形成硫酸氫銨，堵塞后直接造成電廠能耗升高、帶負荷能力下降，需要在項目基礎設計時深刻理解火力發(fā)電廠煙氣脫銷設計技術規(guī)程等標準規(guī)范內涵，將審核關口前移，避免設計安裝中可能帶來的深層次隱患，投運后應進行全面的脫硝性能考核試驗，及時發(fā)現并解決設計、設備制造、施工安裝問題。