（华能国际电力股份有限公司山西分公司山西太原030002）
关键词：燃煤机组脱硝空预器
引言
由于国家对环保要求的提高，各电厂在近几年均对燃煤机组进行了脱硝改造。华能左权电厂#2机组为660MW等级超临界燃煤机组，于2015年9月将脱硝还原剂由液氨制备氨气改为尿素水解制备氨气混合物，氨气混合物与热一次风稀释并混合均匀后，送入脱硝系统进行化学反应。更改脱硝系统无疑改变了空预器的运行工况，易造成空预器的堵灰、腐蚀，甚至影响到整个锅炉的安全经济运行。机组运行半年来，空预器差压逐渐增大发生了堵灰现象，针对空预热器在运行中存在的问题，本文就其中原因作出简要的分析，提出几点预防建议措施以供参考。
一、锅炉设备概况及脱硝系统改造情况
1、锅炉设备概况
华能左权电厂#2机组为660MW等级超临界燃煤机组，配套锅炉为东方锅炉集团股份有限设计制造的DG2141/25.4-Ⅱ7型锅炉。锅炉为超临界参数变压直流炉，墙式对冲燃烧、单炉膛、一次再热、平衡通风、半封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉主要燃用左权县周边的低挥发分贫煤。锅炉配备了5台MGS4366型双进双出钢球磨，燃用设计煤种BMCR工况下采用5台磨运行方式，单台磨带一层6只燃烧器。
2、脱硝系统改造情况
左权电厂锅炉脱硝系统还原剂原设计为液氨制备氨气（气氨），为防止液氨泄漏，消除左权电厂重大危险源。左权电厂于2015年9月将脱硝还原剂由液氨制备氨气改为尿素水解制备氨气混合物，氨气混合物与热一次风稀释并混合均匀后，送入脱硝系统进行化学反应。正常运行期间，要求氨气混合物管道温度不得低于130℃，否则会发生尿素水解逆反应形成尿素结晶体。目前为止，液氨系统退出运行。#2锅炉低氮燃烧器改造后，存在锅炉欠氧运行、侧墙水冷壁管高温腐蚀严重、单侧炉膛偏烧、再热气温偏低等问题。
二、空预器差压增大情况及原因
1、空预器差压变化情况
#2机组2015年12月09日启动至12月20日停机前，空预器差压无明显升高；机组负荷300MW时，#21空预器差压1.01KPa，#22空预器差压1.22KPa。12月24日启动至2016年01月05日环保测评前，#21空预器差压平均升高0.32KPa，#22空预器差压平均升高0.4KPa，#21空预器差压小于#22空预器差压约0.1KPa。
2016年1月6日、7日、8日环保测评结束后，#21空预器差压平均升高0.76KPa，#22空预器差压无明显升高，#21空预器差压大于#22空预器差压约0.39KPa。1月09日至1月15日，通过加强吹灰、调平空预器出口排烟温度，#21空预器差平均降低0.18KPa，#22空预器平均降低0.1KPa。1月16日至1月17日，空预器差压快速上升，#21空预器差平均升高0.33KPa，#22空预器平均升高0.49KPa。截止2月1日，机组负荷300MW时，#21空预器差压3.89KPa，#22空预器差压4.12KPa。
经过一个月长时间的运行，空预器出现差压增大现象，在表计校验无误，综合其他参数判断空预器出现堵灰。
2、空预器堵灰原因分析
1）、脱硝使烟气中SO2向SO3的转化率增加
烟气中SO2向SO3的转化率增加，烟气酸露点温度随之升高，由此加剧空预器的酸腐蚀和堵灰。V2O5含量越高，脱硝效率越高，但SO2向SO3的转换率也会越高，空预器的腐蚀和堵灰风险就越大。
2）、脱硝系统氨逃逸大
SCR脱硝系统中的逃逸氨与烟气中的SO3及水蒸汽生成硫酸氢氨，烟气中的硫与氨反应会生成硫酸铵和硫酸氢铵。
通常硫酸铵呈颗粒状，颗粒状硫酸铵不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成空气预热器的腐蚀、堵灰等，不会影响空气预热器的换热和机组的正常运行。但是硫酸氢铵在一定的温度区间呈现液态，会捕捉烟气中的飞灰，附着在空气预热器的换热面上，从而造成空气预热器的阻力增加甚至堵塞。通常在燃烧中烟气中的SO3相对于氨逃逸较多，这种较多的SO3容易生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在不同温度下呈现气态、液态、固态，当烟气中飞灰含量高时，呈现液态时容易附在受热面上捕捉飞灰造成空气预热器的堵塞。硫酸氢铵在燃煤机组呈现液态温度为146℃-207℃，空预器出口烟温经常在该范围内。
当氨逃逸<1-2ppm时，氨分布较均匀，通过空预器吹灰可将生成的少量沉积物带走，不易发生堵塞。
当氨逃逸>1-2ppm时,氨分布不均匀，会在空预器大量生成沉积物，附着空预器表面呈现又硬又粘的特性不能通过空预器吹灰带走造成堵塞。
3）、环保指标降低
为达到国家环保排放指标要求，#2炉进行超净排放改造后要求出口NOx由原来100mg/?降低至50mg/?,为减少NOx生成，喷氨量增大，进一步增加了氨逃逸量，加剧硫酸氢氨的生成，使得空预器堵塞情况增加。
4）、空预器烟气流场分布变化
SCR烟气脱硝系统，低低温省煤器的增加，脱硫系统的改造后，造成空预器烟气侧与送风侧差压增大，漏风增加进一步降低了空预器排烟温度，造成低温腐蚀；空预器空气阻力发生变化，也导致空预器烟气入口流场分布发生不同程度的变化，由此影响空预器的传热、阻力、磨损、腐蚀和堵灰特性。
5）煤质含氮、硫量过高
燃料含NOx高，喷氨量增加，逃逸氨与硫酸反应生成硫酸氢铵或硫酸铵，硫酸氢氨在150～200℃温度范围内为液态，液态硫酸氢氨与烟气中的飞灰粒子相结合，烟气流经空预器时，在空预器波纹蓄热元件上逐渐沉积，形成了粘结性极强的融盐状的积灰。硫酸氢铵的生成是NH3和SO3浓度乘积的函数，它们之间的关系如图1所示。
由图1可见，随着NH3和SO3浓度乘积的升高，硫酸氢铵的露点温度升高，生成更多的液态硫酸氢氨。
三、空预器堵灰的危害
1、沉积在空预器蓄热元件上的硫酸氢氨、水蒸汽及SO3腐蚀蓄热元件，影响预热器的换热;而空气预热器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，加重了空气预热器的积灰。
2、空气预热器堵灰及腐蚀时，空气预热器出口一、二次风温降低，空预器阻力过大使得烟风系统阻力增加，空预器出入口差压和漏风系数增大，锅炉总风量和炉膛负压大幅摆动，引、送、一次风机单耗增加，排烟热损失增加，锅炉效率下降，机组的安全性和经济性降低。
3、由于空预器差压升高，烟气阻力增大，将会引起引风机电耗上升且容易引发引风机失速，必须限制炉膛总风量，导致机组被迫限负荷。
4、空预器堵灰使空预器差压增大，漏风量增大，同时空预器电流变大。
5、空气预热器受热面的腐蚀，使空预器的使用寿命缩短。
6、空预器积灰不均匀时发生局部碰磨，严重时甚至引起一、二次风压、炉膛负压晃动而影响炉膛燃烧，严重影响锅炉安全稳定运行。
四、空预器堵灰的治理措施
1、断氨吹扫
1月26日，#2炉脱硝系统连续退出运行8小时，进行断氨整治空预器差压，试验后空预器差压明显改善。断氨吹扫前、后空预器差压数据对比：
1）、机组负荷300MW时数据对比
经过了断氨吹扫、加强吹灰、空预器热态高压水冲洗清除硫酸氢氨积灰，空预器差压下降1.6KPa,并有效抑制增长速度，空预器堵灰情况基本解决。
五、防止空预器堵灰的措施
1、暖风器保持全年保持运行，冬季时提高空预器冷端温度，送风机、一次风机出口暖风器与机组保持同步运行，送风机出口温度不低于40℃，防止或减缓空预器低温腐蚀，减少空预器的硫酸氢氨型积灰。
2、在满足NOx排放要求的前提下减少喷氨量，控制氨逃逸率，严格控制氨逃逸率小于3ppm，保证自动装置能稳定可靠运行，以减少空预器的硫酸氢氨型积灰，加强SCR喷氨量、氨逃逸、烟囱入口NOx、风机电流、空预器电流和空预器差压等参数的运行监视工作。
3、避免长期低负荷运行，加强入炉煤配煤掺烧管理，控制#1炉入炉煤硫份不大于1.2%、#2炉入炉煤硫份不大于2.4%，灰分不大于35%。控制锅炉氧量，保持合适的过量空气系数，优先运行中、下层磨组，降低NOx的生成量，减少SO3生成。
4、必要时增加空预器吹灰次数，空预器吹灰器热端提升阀后压力维持在1.6MPa，冷端提升阀后压力维持在2.0MPa。尽可能提高空预器冷端综合温度，缓解空预器差压上涨趋势。加强吹灰阀门的检查，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上。
5、定期进行空预器高负荷时在线高压水冲洗，以提高冲洗效果。冲洗时应投入空预器上部吹灰枪，使空预器得到及时干燥，防止受热面冲洗时粘灰。利用停炉对空预器进行彻底水冲洗，并抽取受热面以检查冲洗效果。
6、空预器差压由于硫酸氢铵粘结积灰快速上涨时（10～15天之内），执行空预器提升排烟温度方案；在空预器差压达3.5Kpa时，进行对应侧送风机停运，提高对应侧排烟温度。空预器堵塞严重且持续时间较长时，不再进行空预器提升排烟温度方案。定期对喷氨格栅注射门进行测温，及时发现格栅是否堵塞，并联系检修处理。
7、锅炉冷态启动时，空预器出口送风温度达到200℃时，可启动A磨煤机，A磨微油方式时，A磨出力不大于40t/h。机组启动前A、C仓原煤斗配发热量大于5000kcal/kg以上，挥发份较高的煤种，减少制粉系统启动初期大量飞灰可燃物产生，抑止空预器堵灰的发生。锅炉日常运行中加强省煤器灰斗检查，及时发现异常。停机后应对空预器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧。
结论
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显著降低，因此在运行中应加强监视、调整和分析，制定出相应的技术措施，保证设备具备良好的状态，使空气预热器不发生堵灰现象。当空预器发生堵灰可通过加强吹灰、断氨吹扫、空预器热态高压水冲洗清除硫酸氢氨积灰，有效阻止空预器差压增大的趋势。总结以上防止堵灰经验以参考，从而确保机组的安全经济运行。
作者简介：杨宁（1983.10-），男，山西人，本科，工程师，单位：华能国际电力股份有限公司山西分公司（山西，太原）