1000MW机组空预器堵塞的原因及运行措施

北极星环保网讯:近几年，为响应环保要求，全国各地火力发电企业陆续增加了烟气脱硝系统，以降低NOx排放浓度。同时，脱硝系统系统投运后，开始出现空预器严重堵塞等一些新的问题。本文从空预器堵塞的原因分析、解决方法等方面做了详细的介绍，能够有效控制空预器的堵塞问题，对全国各地烟气脱硝系统的运行具有较好的指导意义。

1SCR烟气脱硝型式简介

邹县电厂1000MW机组脱硝系统采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝(SCR)工艺，采用液氨为还原剂。按“2+1”模式布置催化剂及支撑，备用层在最下层。设2台SCR反应器，不设反应器旁路和省煤器旁路。初装2层催化剂时，在锅炉正常负荷范围内，SCR入口NOx浓度设计为400mg/Nm3，性能考核试验时的脱硝效率不低于80%。脱硝效率不低于75%，NOx排放浓度不超过100mg/Nm3。烟气脱硝SCR系统(指从锅炉省煤器出口至空预器入口膨胀节之间与SCR系统接口范围内的部分)的整体阻力不大于800Pa，安装备用层催化剂后的脱硝系统阻力不大于1000Pa。脱硝系统整套装置的可用率每年不小于98%。在BMCR满负荷条件下，原烟气中NOx含量为400mg/Nm3时，液氨耗量为350kg/h。

喷入反应器烟道的氨气空气混合气为稀释后氨体积浓度小于5%的混合气体。每台锅炉设两台稀释风机，一运一备。稀释风机采用离心风机，满足锅炉40～100%BMCR负荷下的正常运行，并留有一定裕度。每台稀释风机的风量裕度不低于10%，风压裕度不低于20%。稀释风机和氨/空气混合系统布置在SCR反应器本体氨注入口附近。

催化剂能满足烟气温度不高于420℃的情况下长期运行，同时催化剂应能承受运行温度450℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。

2SCR烟气脱硝投运后造成空预器堵塞的原因分析

(1)氨逃逸高，NH3和SO3结合生成硫酸氢铵。1)喷氨格栅未调平或部分催化剂堵塞，局部区域喷氨量过大，造成氨逃逸偏高;2)催化剂局部积灰或失效，造成氨逃逸高;3)脱硝入口NOx偏高，喷氨量过大;4)脱硝入口烟温过低，脱硝未退出。

(2)空预器吹灰器配置不全或吹灰效果差。1)未配置空预器蒸汽吹灰器;2)吹灰压力、温度不足，吹灰效果差，低温蒸汽不但起不到吹灰效果，反而增加了空预器堵灰的程度;3)未按规定进行吹灰或吹灰次数少，造成空预器差压升高;4)配置的声波吹灰器吹灰频次偏低。

(3)入炉煤硫份过高。入炉煤硫份过高，产生过多的硫酸氢铵，堵塞空预器。

(4)其它原因。冬季，送风温度低，空预器排烟温度低于酸露点温度，造成酸结露、积灰。

省煤器输灰系统故障，积灰进入催化剂及空预器系统，影响脱硝效率，并造成空预器堵灰。

3防止空预器堵塞的措施

主要从降低氨逃逸、保证空预器吹灰效果等方面着手，减少硫酸氢氨的生成，及时清除空预器蓄热元件上积存的附着物，避免空预器堵塞。

(1)加强入炉煤掺配掺烧管理，严格控制脱硝机组入炉煤硫份，防止硫份过高，产生过多的硫酸氢铵，堵塞空预器。

(2)严格控制氨逃逸不超标，减少硫酸氢铵的产生，防止堵塞空预器。

1)喷氨格栅调平与维护。①优化调整喷氨格栅调门开度，使各区域喷氨流量与NOx流场相匹配，减少因局部区域氨气过喷导致逃逸氨超标;②定期对喷氨格栅吹扫，防止个别管路堵塞，造成局部区域异常及时处理;②停炉后，检查催化剂积灰、磨损情况，进行必要的修复和清理;检查密封片情况并调整间隙，避免出现烟气旁路;③按规定对催化剂进行寿命评估，必要时增加第三层催化剂或更换失效催化剂，提高反应效率，降低氨逃逸;④每天进行一次脱硝系统仪用气罐底部放水工作，防止仪用气带水造成声波吹灰器的堵塞。3)脱硝装置入口NOx浓度严格按照设计标准控制，避免过量喷氨，造成氨逃逸超标。4)严密监视脱硝出口氨逃逸浓度，控制氨逃逸在标准范围内。

(3)加强空预器吹灰管理，防止空预器堵塞。1)定期进行空预器吹灰，发现空预器差压有明显上升趋势时，应增加吹灰次数;2)空预器蒸汽吹灰前应充分疏水，防止吹灰蒸汽带水，并保证一定的过热度;3)空预器吹灰压力要满足设计要求。空预器吹灰压力过低，无法保证吹灰效果;吹灰压力过高容易吹损蓄热元件，一般保持吹灰器进汽阀后进汽压力在0.8MPa～1.5MPa之间;4)空预器高声强吹灰器应投入连续循环运行，发现异常及时处理;5)锅炉启动时应连续投入空预器高声强吹灰器和脱硝声波吹灰器;6)加强空预器蒸汽吹灰器进汽阀门的综合治理。停炉后对空预器蒸汽吹灰器进汽阀和吹灰枪进行检查处理，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器蓄热元件上;运行期间，空预器吹灰系统有缺陷及时处理。

(4)脱硝入口烟温低于催化剂要求最低烟温时，检查烟温低联停喷氨保护动作正常，否则手动停止喷氨。

(5)机组启动过程中，提高煤粉燃尽率，减少不完全燃烧产物的生成，防止未燃尽煤粉和油污粘附在空预器蓄热元件上。

(6)低温季节及时投入暖风器系统，防止烟温降至酸露点以下，造成腐蚀及堵灰。

(7)确保省煤器输灰系统运行正常。加强省煤器灰斗料位的监视和控制，保持低料位运行，发现省煤器输灰系统堵塞，立即处理。停炉后检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。

(8)加强对空预器差压的监视，发现差压异常升高，采取相应的处理措施。

(9)定期检测飞灰氨含量，判断氨逃逸变化趋势。

(10)加强CEMS系统的管理和维护，保证各参数准确可靠，防止因数据不准，造成喷氨量过大，氨逃逸过高，造成空预器堵塞。

(11)做好停炉后空预器的高压水清洗工作。

机组停运检修期间，根据空预器蓄热元件积灰情况，进行高压水冲洗，并保证冲洗效果，冲洗结束后充分干燥，防止锅炉启动时大量灰粒粘贴到换热元件。

4运行效果

邹县#8机组脱硝系统为2014年5月正式投运，通过采取以上有效预防措施后，机组连续运行15个月后A空预器差压从1150Pa缓慢上升到1250Pa，B空预器差压从1180Pa缓慢上升到1280Pa。空预器差压虽有所升高，但未出现严重堵塞和机组带负荷受限情况，在防止空预器堵塞方面取得了较好的效果。

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