基于脱硝性能试验的空预器硫酸氢铵堵塞 防治研究

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2020基于脱硝性能试验的空预器硫酸氢铵堵塞防治研究,2222朱德力，陈嵩涛，何金亮，梁俊杰，方朝君，韦振祖1苏州西热节能环保技术有限公司，江苏苏州，215153；2西安热工研究院有限公司，陕西西安，710054；StudyonAirPreheaterBlockagePreventionofAmmoniumBisulfateBasedonDenitrationPerformanceTest122222Zhu-deli,Chen-songtao,He-jinliang,Liang-junjie,Fang-zhaojun,Wei-zhenzu.1SuzhouXi’anTPRIEnergyConservationandEnvironmentalProtectionTechnologyCo.,Ltd.,Suzhou215153,China;2Xi’anThermalPowerResearchInstituteCo.,Ltd.,Xi’an710054,China.摘要∶空预器堵塞原因是硫酸氢铵沉积积灰，硫酸氢铵多是由于脱硝氨逃逸浓度高。本文针对某350MW锅炉空预器ABS堵塞问题，从脱硝性能试验和运行角度，对氨逃逸开展了分析研究，并提出了硫酸氢铵防治对策，保证了机组安全、经济运行，对配套SCR装置的燃煤锅炉空预器硫酸氢铵堵塞问题有一定的借鉴和指导作用。关键词∶空预器；堵塞；氨逃逸；硫酸氢铵ABSTRACT:Theblockageofairpreheaterisduetothedepositionofammoniumbisulfatedust,andtheammoniumbisulfateisduetothehighescapeconcentrationofdenitrifyingammonia.AimingattheproblemofABSclogginginairpreheaterofa350MWboiler,theammoniaescapewasanalyzedandstudiedfromtheaspectsofdenitrationperformancetestandoperation,andtheammoniumbisulfatecountermeasureswereputforwardtoensurethesafeandeconomicoperationoftheunit,itcanbeusedforreferenceandguidancetotheblockageofammoniumbisulfateintheairpreheaterofcoal-firedboilerwithSCRdevice.KEYWORD:airpreheater;blockage;ammoniaescape;ammoniumbisulfate临界参数变压运行直流炉，采用中速磨煤机冷一0引言次风机正压直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方空预器堵塞主要原因是硫酸氢铵（ABS）沉式。SCR烟气脱硝装置设两台反应器，布置在省积在蓄热元件表面，粘附积灰后堵塞蓄热元件通[1-3]煤器与空预器(三分仓回转式空预器)之间。在每道。超低排放后，脱硝效率提高，氨逃逸浓度增加，空预器堵塞问题更加严重。在线高压水台反应器入口烟道布置7×2支喷氨管(图1)，分冲洗能短期降低空预器阻力，但易造成蓄热元件别控制烟道宽度及深度方向喷氨流量分配。每台[4-7]吹损变形，导致空预器阻力在冲洗后急剧升反应器安装三层蜂窝式催化剂，每层催化剂模块高。而降低氨逃逸及SO3浓度能从源头上控制空按5×9布置。预器ABS堵塞的风险。2016年完成超低排放改造后，随着运行时本文针对某350MW锅炉在脱硝催化剂寿命间增加，空预器烟气差压上升趋势明显。机组额期内空预器ABS堵塞的问题，从脱硝性能试验和运行角度对氨逃逸展开了分析研究，并提出了定负荷下，A、B侧空预器烟气差压由约1.2kPa硫酸氢铵堵塞防治对策，保证了机组安全、经济快速上升至约3.0kPa。为了避免影响机组安全稳运行，对电厂脱硝及空预器运行维护具有十分重定运行，必须频繁地使用高压水对空预器进行冲要的实际指导意义。洗。2017年对脱硝装置进行喷氨优化调整试验，1机组概况空预器烟气差压上涨趋势减缓。2019年C修后，再次对脱硝装置进行喷氨优化调整试验，某电厂350MW机组配套安装东锅制造的超-1-

12020试验完成后，空预器烟气差压依然快速上升，加、SO3浓度高等都会增加空预器ABS堵塞的风严重影响到锅炉安全稳定运行。性能试验前后险。而控制氨逃逸及SO3浓度有利于控制ABS空预器烟气差压如表1所示。的形成，基于脱硝性能试验对空预器上游氨逃逸表1性能试验前后空预器烟气差压高、空预器堵塞速度快的原因进行分析，针对不Tab.1Fluegasdifferentialpressureofairpreheater同的原因制定有针对性的对策。beforeandafterperformancetest空预器烟气差压机组负荷/MW空预器状态3脱硝性能试验诊断分析/kPa3501.2~3.0高压水冲洗前一个月3.1AIG喷氨格栅氨调整分析3501.0~2.12017.5.18~6.23.1.1AIG喷氨格栅氨流量匹配性分析3502.1~2.2第一次试验期间3502.1~2.4第一次试验后一个月机组额定负荷下，对反应器进出口截面NOx3502.7~3.52019年C修前一个月浓度及脱硝出口分布进行测试，结果如图3~图43501.0~1.4第二次试验期间3501.4~2.7第二次试验后一个月所示。两台反应器入口NOx浓度分布较均匀，两台反应器出口NOx浓度沿烟道宽度及深度方向均呈现不均匀分布：A、B侧反应器出口截面33NOx浓度均值分别为35mg/m、34mg/m，分布相对标准偏差CV值分别为93%、61%。在机组当前氨喷射系统下，脱硝装置入口喷氨格栅氨流量分配与NOx浓度分布不匹配会造成脱硝出口NOx浓度分布不均匀，局部氨逃图1喷氨格栅布置图逸浓度过大。如图5所示，A反应器出口靠锅炉Fig.1Ammoniaspraygridlayout中心线区域氨逃逸浓度高达80.8µL/L，过高的氨2空预器堵塞问题原因分析逃逸浓度将加剧下游空预器等设备形成ABS堵塞风险。停炉期间对空预器进行检查，发现空预器局部堵灰严重，如图2所示。对空预器冷段蓄热+2-元件表面积灰中NH4及SO4含量进行分析，结+2-果显示积灰中NH4及SO4含量高(表1)。图3脱硝进口NOx浓度分布(第一次摸底测试)Fig.3NOxconcentrationdistributionatthedenitration图2空预器堵塞状态inlet(firstgropingtest)Fig.2Airpreheaterblockingstate+2-表1空预器冷段积灰中NH4及SO4含量分析+2-Tab.1AnalysisofcontentsofNH4andSO4inashdepositionincoldsectionofairpreheater项目单位数值+NH4mg/g13.432-SO4mg/g80.23+2-NH4∶SO4摩尔比-0.89+2-结合积灰中NH4及SO4含量及脱硝优化调整前后空预器差压变化结果分析，空预器堵塞原图4脱硝出口NOx浓度分布(第一次摸底测试)因是ABS沉积积灰。局部或整体氨逃逸浓度增Fig.4NOxconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(firstgropingtest)-2-

22020反复调整氨喷射系统各支管的气氨流量分浓度分布较均匀条件下，存在脱硝出口局部区域配，在机组额定负荷下，实测A、B侧SCR反NOx浓度偏差较大问题，如图8所示，A反应器3应器出口NOx浓度均为37mg/m时，A、B侧反催化剂模块A2-P1及A3-P1出口NOx浓度明显应器出口截面NOx分布相对标准偏差CV值分低于相邻模块A2-P2及A3-P2，并且试验期间通别为38%和37%(图6)，A、B侧反应器出口氨逃过调整AIG入口喷氨格栅始终无法解决相邻模逸浓度分别为2.76µL/L、2.97µL/L，局部氨逃逸块出口NOx浓度偏差大的问题。浓度峰值分别为4.01µL/L、3.99µL/L(图7)。经过喷氨优化调整后，脱硝出口NOx浓度分布均匀性明显改善，局部氨逃逸浓度明显降低，空预器烟气差压上涨速度减缓(表1)。图8脱硝出口NOx浓度分布(调整工况)Fig.8NOxconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(adjustedoperatingcondition)对A反应器催化剂模块A2-P1、A3-P1、A2-P2及A3-P2出口氨逃逸浓度及上游AIG进图5脱硝出口氨逃逸浓度分布(第一次摸底测试)口截面速度分布进行测试，结果如表3及图9所Fig.5Ammoniaescapeconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(firstgropingtest)示。表3局部区域NOx及氨逃逸浓度分析数据Tab.3AnalysisdataofNOxandammoniaescapeconcentrationinlocalarea项目单位数据入口测点-A1A2A3A43入口NOx浓度mg/m320319313309出口测点-A2-P1A2-P2A3-P1A3-P23出口NOx浓度mg/m1045841氨逃逸浓度μL/L7.91.89.21.8氨氮摩尔比-1.020.871.030.88图6脱硝出口NOx浓度分布(第一次性能试验)Fig.6NOxconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(firstperformancetest)图9A反应器外侧AIG入口烟气流速分布Fig.9GasvelocitydistributionatAIGinletofA-reactor由表1测试结果可知，入口NOx浓度分布图7脱硝出口氨逃逸浓度分布(第一次性能试验)Fig.7Ammoniaescapeconcentrationdistributionat偏差较小，因此取入口NOx浓度均值与各催化denitrationoutlet(firstperformancetest)剂模块出口NOx及氨逃逸浓度计算其入口氨氮3.1.2AIG入口局部烟气流速分布分析摩尔比∶催化剂模块A2-P1与A3-P1入口氨氮摩通过机组热态喷氨优化调整，脱硝出口NOx尔比约为1.03，而相邻的催化剂模块A2-P2与浓度分布均匀性整体明显改善，但在入口NOxA3-P2入口氨氮摩尔比约为0.88。-3-

32020由图9结果可知，催化剂模块A2-P1、A3-P1机组运行时间的累积，飞灰堵塞、冲蚀会降低局对应的上游烟气流速偏低，而催化剂模块A2-P2、部催化剂活性(图15)，使得脱硝反应器出口的A3-P2对应的上游烟气流速偏高。NOx浓度及氨逃逸浓度分布再次呈现不均匀分当前氨喷射系统沿烟道深度方向只设置2布。组喷氨支管，靠前墙区域的两个相邻的催化剂模由表4摸底试验及性能试验对比数据可知，[10-11]块上游的氨流量大小只能通过上游AIG入口一经过喷氨优化调整，脱硝装置潜能得到显组喷氨格栅来调节。当控制催化剂模块著提高，第二次性能试验期间脱硝装置潜能为3A2-P2(A3-P2)出口NOx浓度在40mg/m时，2.90，明显低于第一次的3.13，脱硝装置脱硝性A2-P1(A3-P1)出口NOx浓度偏低、氨逃逸偏高；能衰减明显。因此，尽管第二次喷氨优化调整调而为了降低A2-P1(A3-P1)出口氨逃逸浓度而减整后，脱硝出口NOx浓度及氨逃逸浓度分布均小入口氨流量时，催化剂模块A2-P2(A3-P2)出口匀性得到改善，但脱硝出口氨逃逸浓度整体偏NOx浓度显著升高，造成NOx浓度排放值超标。高，A、B侧空预器烟气差压依然快速上升，如AIG喷氨格栅可调节脱硝入口氨流量分布，图16所示。改善入口NH3/NOx摩尔比分布均匀性。但入口取初装两层催化剂单元体在中试台架上检烟气流速不均匀，会降低AIG喷氨格栅调节效测催化剂性能，结果见表5。由中试检测结果可果。见，当前初装催化剂性能大幅衰减，已经不能满对AIG上游烟道导流板结构进行优化调整，足设计要求。初装催化剂投运至今，累计使用超[8-9]可提高AIG入口烟气流速分布均匀性，从而过30000h，已超过其化学寿命24000h。综合现改善脱硝入口NH3/NOx摩尔比分布均匀性，降场性能试验与中试检测结果，建议对催化剂进行低出口局部氨逃逸浓度。图9为某电厂导流板结再生或者更换。2020年3月，电厂对上层催化构优化调整前后AIG入口烟气流速分布结果，剂进行更换，更换后空预器差压上升速度明显趋导流板结构优化调整后的AIG入口烟气流速分缓，如图16所示。布均匀性较调整前明显改善。图10导流板优化前后AIG入口烟气流速分布对比图11脱硝出口NOx浓度分布(第二次摸底测试)Fig.11NOxconcentrationdistributionatdenitrationFig.10Comparisonofdistributionofinletgasvelocityofoutlet(secondgropingtest)AIGbeforeandafteroptimizationofguideplate3.2脱硝装置性能分析3.2.1脱硝装置潜能分析2019年C修后，在机组额定负荷下，对脱硝出口NOx浓度及氨逃逸浓度分布进行测试，并在完成喷氨优化调整后进行第二次性能试验，结果见图11~图14。两次摸底试验及性能试验数据对比见表4。图12脱硝出口氨逃逸浓度分布(第二次摸底测试)Fig.12Ammoniaescapeconcentrationdistributionat第一次完成喷氨优化调整后，脱硝出口NOxdenitrationoutlet(secondgropingtest)浓度及氨逃逸浓度分布达到较均匀状态，但随着-4-

42020图14脱硝出口氨逃逸浓度分布(第二次性能试验)Fig.14Ammoniaescapeconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(secondperformancetest)图15局部催化剂模块磨损坍塌状态图13脱硝出口NOx浓度分布(第二次性能试验)Fig.15WornandcollapsedstateoflocalcatalystmoduleFig.13NOxconcentrationdistributionatdenitrationoutlet(secondperformancetest)表4第一、第二次摸底试验及性能试验数据对比Tab.4Comparisonofdataofthefirstandsecondgropingtestsandperformancetests项目单位数据测试日期-2017.6.22017.6.72019.11.212019.11.25试验内容-第一次摸底试验第一次性能试验第二次摸底试验第二次性能试验机组负荷-额定负荷3入口NOx浓度mg/m332351337395入口O2浓度%2.72.72.63.33出口NOx浓度mg/m35374638脱硝效率%89.689.586.290.4氨逃逸浓度μL/L14.32.96.75.7氨逃逸浓度峰值μL/L80.84.024.16.6出口截面NOx浓度分布CV值%77377225脱硝装置潜能-2.423.132.622.90表5初装催化剂中试检测数据453398m3/h和516795m3/h，B侧烟气量比A侧Tab.5Pilottestdataofprimarycatalyst高约12%。B侧烟气量比A侧高，反应器潜能比项目单位设计值检测结果入口NOx浓度mg/m3350A侧低，实际运行过程中，A、B侧反应器入口脱硝效率(单层)-/72.95NOx浓度及烟气温度接近，控制A、B侧脱硝效活性(单层)-/26.77率一致时，B侧整体氨逃逸浓度会较A侧高，因脱硝效率(两层)%80.96＞80SO2/SO3转化率%1.00.9此B侧空预器形成ABS堵塞风险相比A侧更高。NH3逃逸浓度μL/L3.011.40如图11，随着运行时间的增加，B侧空预器烟气3.2.2SCR入口烟气流量分析差压增长速度明显高于A侧。[10]从空预器差压及脱硝入口烟气流量测试结研究表明，在SCR反应器入口烟气温度和NOx浓度不变时，脱硝效率和脱硝装置潜能果来看，A、B侧反应器入口烟气量偏差可能是会随烟气流量增加而减小。A、B侧空预器压差偏差造成。建议机组停机期2019年10月C修后，机组额定负荷下，A、间及时对空预器及上、下游烟道进行清理，避免B侧空预器差压分别约为1.3kPa和1.0kPa。实测A、B侧反应器入口烟气流量偏差较大，影响机A、B侧反应器入口烟气流速均值分别为12.7m/s组运行的经济性；另一方面，建议在机组运行期和14.4m/s，对应的标态湿烟气流量分别为间通过调整脱硝上游烟道挡板来降低A、B侧反-5-

52020应器入口烟气流量偏差。表3给出了电厂设计煤种和实际燃用煤种的特性分析结果，由分析结果可知实际燃用的煤种与设计煤种接近，但煤种硫份波动较大。当实际煤种硫份提高时，锅炉燃烧产生的SO2和SO3浓度相应提高，在低于220℃下，SO3[6,13]会与NH3反应生成硫酸氢铵，在一定条件下可能会造成空预器冷段受热面的堵塞和腐蚀。结合脱硝装置SO2/SO3转化率及空预器温度[14-15]图16第二次性能试验前后空预器烟气差压参数对空预器粘灰沉积系数Radian数进行Fig.16Fluegasdifferentialpressureofairpreheater估算，结果见表6。当煤种硫份分别为0.75%和beforeandafterthesecondperformancetest1.19%时，按机组常规运行工况对第一次及第二3.2.3运行氧量分析次性能试验期间空预器粘灰沉积系数进行计算，机组额定负荷下，提高运行氧量，一方面会结果见表6。从计算结果来看，当氨逃逸浓度约增加脱硝入口烟气量，导致脱硝装置潜能降低，为2.9μL/L时，煤种硫份由0.75%提高至1.19%，脱硝出口整体氨逃逸浓度偏高；另一方面，运行Radian数由4300增加至6800，尽管空预器堵塞氧量提高会导致入口NOx浓度相应提高（表风险增加，但由于氨逃逸浓度偏低，空预器堵塞4），为保证脱硝出口NOx浓度满足超低排放要风险整体偏低。当氨逃逸浓度约为5.7μL/L时，求，实际运行过程中需要加大脱硝入口喷氨量以煤种硫份由0.75%提高至1.19%，Radian数由提高脱硝效率。在脱硝装置潜能一定的条件下，8400增加至14000，空预器堵塞风险大幅增加。提高脱硝效率，会造成脱硝出口整体氨逃逸浓度因此实际运行过程中，应结合脱硝装置性能合理相应提高。而在催化剂寿命末期，脱硝装置潜能控制实际煤种硫份。特别是在催化剂寿命末期，偏低，提高脱硝效率会大幅增加脱硝出口氨逃逸氨逃逸浓度整体偏高时，为了降低空预器ABS[12]浓度。因此实际运行过程中应综合考虑锅炉效堵塞风险，建议一方面配煤时适当降低入炉煤硫率与脱硝装置性能来控制运行氧量。份，另一方面建议适当降低运行氧量以控制脱硝3.2.4煤质硫份分析出口氨逃逸浓度。表6设计硫份下Radian数估算结果Tab.6TheresultofRadiannumberestimationunderdesignsulfurcontent项目单位数据煤质硫份%0.751.190.751.19SO3浓度μL/L14231423氨逃逸浓度μL/L2.92.95.75.7空预器排烟温度℃130130130130空预器入口二次风温℃35353535Radian数-~4300~6800~8400~14000表7设计煤种和实际燃用煤种特性分析Tab7Characteristicanalysisofdesignedcoalandpracticalcoal项目设计煤种实际燃用煤种取样日期-2019.4.272019.11.232020.9.11Mar,%8.19.217.78.2Mad,%-3.052.482.57Aad,%28.5523.6221.1324.77Vdaf,%32.6240.0937.4036.86Car,%55.8953.2349.0653.69Har,%3.13.453.013.33Oar,%3.770.890.790.87Nar,%0.868.847.367.95St,ar,%0.750.770.951.19-6-

62020项目设计煤种实际燃用煤种Qnet,ar,MJ/kg21.0820.5218.7020.59理与控制[J].热力发电,2010,39(008):12-17.4总结[3]雷健康,王浩楠,赵伶玲.空气预热器蓄热板硫酸氢铵动态积灰模型[J].热力发电,2020,49(9):52-57.本文针对某350MW锅炉在脱硝催化剂寿命[4]刘恩生.空预器在线冲洗技术应用实践与分析[J].科技与创新,期内空预器ABS堵塞的问题，基于脱硝性能试2018,(2):154,157.[5]茅建波,王磊,张明,熊建国.一起空气预热器水冲洗后积灰的验，从脱硝试验及运行角度分析对脱硝出口局部案例分析[J].能源工程,2017,(4):75-77,83.氨逃逸及整体氨逃逸浓度进行了分析研究，并根[6]安敬学.空气预热器在线高压水冲洗技术问题研究[J].锅炉技据分析结果提出了相应的防堵塞对策。术,2018,49(002):64-69.[7]王伟年.600MW锅炉空气预热器在线水洗方法[J].华电技术,1)AIG喷氨流量优化调整可改善脱硝装置2016,(1):28-31.入口氨氮摩尔比分布均匀性，而AIG入口局部[8]王羽,韦红旗,周帅,沈萌萌.某330MW燃煤机组脱硝系统流场优化设计[J].电站系统工程,2019,035(003):33-36,39.烟气流速偏差大会降低调整效果。因此应对AIG[9]张祥翼,罗志,尚桐,王晓冰,常磊,潘栋,牛国平.SCR防堵灰上游烟道导流板进行优化，改善AIG入口烟气型流场优化技术及工程应用[J].热力发电,2020,49(2):流速分布均匀性，降低脱硝出口局部氨逃逸浓110-114.[10]宋玉宝,王乐乐,金理鹏,卢承政,姚燕,杨杰.基于现场性度。能测试的脱硝装置潜能评估及寿命预测[J].热力发电,2015,2）随着机组运行时间的累积，脱硝反应器44(5):39-44.[11]宋玉宝,杨杰,金理鹏,卢承政.SCR脱硝催化剂宏观性能评出口的NOx浓度及氨逃逸浓度分布会因催化剂估和寿命预测方法研究[J].中国电力,2016,49(4):17-22.磨损失活等因素再次呈现不均匀分布，因此需周[12]梁俊杰,张战锋,周健,鲍强,卢承政,李斌,朱德力.SCR烟期性定期进行脱硝AIG喷氨流量分配优化调整气脱硝系统运行全过程数据分析[J].热力发电,2018,47(12):97-103.试验。[13]蔡明坤.装有脱硝系统锅炉用回转式预热器设计存在问题和3)脱硝装置性能会随运行时间的累积而逐对策[J].锅炉技术,2005,36(4):8-12.[14]WilburnRT,WrightTL.SCRammoniaslipdistributionincoal渐降低，定期对脱硝装置性能进行评估，并提前planteffluentsanddependenceuponSO3[J].PowerPlant制定相应的提效方案，可避免因脱硝装置超负荷Chemistry.,2004,6(5):295-314.运行造成空预器堵塞。[15]马双忱,郭蒙,宋卉卉,陈公达,杨洁红,藏斌,李钊.选择性催化还原工艺中硫酸氢铵形成机理及影响因素[J].热力发电,4)A、B反应器入口烟气流量偏差较大时，2014,43(2):75-78,86.i烟气量高的反应器出口氨逃逸浓度整体偏高，对收稿日期：2020-10-21应的下游空预器堵塞速度较快。运行期间合理调整脱硝上游烟道挡板、停炉期间及时清理空预器作者简介：及上下游烟道积灰可改善反应器入口烟气流量朱德力（1988-），男，湖北黄石，硕士，工程师，主要从事燃煤电站烟气脱硝污染治理技术的研究与应用。偏差较大问题，从而避免单台空预器差压上升速E-mail：zhudeli1988@163.com率过快。5)运行氧量提高会造成脱硝出口氨逃逸浓度升高，煤种硫份提高会造成脱硝出口SO3浓度升高，这些均会提高空预器形成ABS堵塞的风险。因此，合理控制运行氧量及煤质硫份可控制空预器ABS堵塞风险，特别是在催化剂寿命末期，应降低实际燃用煤种硫份，同时适当降低运行氧量。参考文献[1]刘建民,陈国庆,黄启龙,蔡培,李永生.燃煤脱硝机组空气预热器蓄热片表面飞灰沉积板结机理研究[J].中国电机工程学报,2016,36(S1):132-139.[2]马双忱,金鑫,孙云雪,等.SCR烟气脱硝过程硫酸氢铵的生成机-7-