某电厂空预器堵塞原因分析及对策

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1、某电厂空预器堵塞原因分析及对策某660MW电厂两台机组锅炉分别配备三分仓容克式空气预热器，并配置了漏风控制系统和红外热点探测系统。整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成，在转子内分成热端、中温段、冷端3个部分。每台锅炉布置2套SCR脱硝装置，液氨为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之I'可的高尘区域。SCR脱硝系统运行至今催化剂已超过或接近24000h性能保证期。在冬季低温及低负荷运行时，为达到一定的脱硝效率，喷氨量增大，氨逃逸率上升，从而生成NH4HSO4沉积物，导致空预器堵灰、局部堵塞现象。空预器堵塞引起炉膛负压波动增大，同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进岀口差压增

2、加；堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度偏差明显增大，锅炉排烟损失增加，同时送/引风机、一次风机电流均有所增加，风机电耗明显增加，甚至导致风机失速等严重问题。1空预器堵塞原因分析1.1煤质因素锅炉设计煤种全硫分为0.50%,其中灰主要成分有Fe2O3为20.66%,CaO为18.09%,Na2O为0.43%,K2O为0.70%,属于中等结渣煤。实际燃用煤种变化较大，含硫量0.36%〜1.08%变化不等，含硫量高，水分高，造成烟气中SO2量增大，且粘附性较强,易促使冷端结露腐蚀。酸露点温度与煤折算硫分的立方根成正比。空预器堵塞期间，因燃煤发热量降低，最大折算硫分超

3、过设计值的2倍，引起SO3浓度增加且酸露点温度升高，在空预器冷端金属表面发生腐蚀的同时，加剧了空预器堵塞。1.2空预器金属壁面温度与烟气接触的空预器金属壁温若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，否则反Z。当机组负荷降低时，排烟温度下降，尤其冬季环境温度低，排烟温度和空预器进口风温随之更低，造成空预器金属壁温降低。机组原设计中采用热风再循环來提高空预器的进口风温，冷端综合温度需满足：冷端综合温度=排烟温度+空预器进口风温＞148°Co空预器堵塞期间的相关数据显示：锅炉负荷较低，环境温度较低空预器进口风温、排烟温度均处于低值。空预器平均综合温度为116

4、.38°C与124.47C,最低为112.61°C与122.8TC,比厂家规定的温度分别低31.62°C,23.53°C,35.39°C,25.19°C,促使了低温腐蚀的形成。1.3SCR运行喷氨量控制的影响根据NH4HSO4的形成机理，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,造成空预器堵塞。4号机组大修期间对空预器灰样屮NH3检测的结果显示：4号炉空预器E灰氨含量均超过50mg/kg,特别是空预器垢样检测结果的氨含量相当高，可以判断机组SCR脫硝运行屮喷氨量过大，导致空预器冷端NH4HSO4沉积。而根据国内外SCR脱硝

5、运行经验，飞灰中氨含量控制在50mg/kg以下时，说明氨逃逸率控制在安全运行范围内。空预器烟气侧差压变化情况。在脱硝性能试验前，空预器烟气侧差压都在l.OkPa以下，脱硝性能试验后的儿天时间内，差压明显上升。这是由于催化剂性能保证期已过，在正常调整喷氨情况下，脱硝效率很难达到66%以上，试验过程为同时满足出口NOX排放浓度、脱硝效率大于设计效率的80%的考核要求，导致喷氨量过大，造成试验后空预器烟气侧差压明显上升。目前机组的SCR运行，釆用传统的DCS控制策略，以控制脱硝效率和出口浓度为最终目标，喷氨量作为调节手段，对A与B两侧进行控制，包含脱硝效率和岀口浓度2种控制

6、方式，根据需要进行无扰切换。控制氨氮摩尔比是控制脱硝效率和氨逃逸率的重要手段。随着投运时间的增加、煤质因素影响等，催化剂活性下降，在脱硝性能试验过程屮，为保证一定的脱硝效率，则氨氮摩尔比上升，喷氨量明显大于理论计算氨量，导致氨逃逸量上升，较长时间的过量喷氨导致氨逃逸量剧增，造成大量NH4HSO4粘附在空预器冷端换热元件处，致使空预器严重堵塞。1.4低负荷影响釆用低NOX同轴燃烧系统技术，降低了燃烧中生成的NOX含量，但低负荷吋低氮燃烧效果明显下降，烟气中NOX浓度偏大。脫硝控制系统以SCR出口的NOX浓度为主控信号，则低负荷时喷氨量增加，但实际烟气量有所下降，因此喷氨

7、量超过实际反应所需，导致过量氨逃逸进入空预器，在冷端形成NH4HSO4结垢堵塞。机组低负荷运行时,低氮燃烧器在低风量、低风速时效果减弱，氧量偏大，燃料型NOX生成量增加，SCR反应器进口NOX处于较高水平，后期增加高达350mg/m3,而SCR反应器进口烟温较低（仅在320°C左右），催化剂反应不活跃。此外，由于控制策略包括脱硝效率和出口浓度2种方式存在一定问题，随着锅炉负荷变化，烟气进入SCR的NOX浓度变化范围较大，为保证出口NOX浓度，致使喷氨量过大，氨逃逸量增加。氨逃逸率上升，造成空预器冷端换热元件NH4HSO4堵灰比较严重，空预器烟气侧差压