馬大衛(wèi)，黃齊順，查智明，李曉潔，程 靖，張其良

(國網(wǎng)安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601)

燃煤電廠空預器結(jié)垢成因分析及處理措施

馬大衛(wèi)，黃齊順，查智明，李曉潔，程 靖，張其良

(國網(wǎng)安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601)

對安徽省內(nèi)一臺660MW超超臨界機組的空預器冷段垢樣和飛灰進行SEM微觀形貌分析和XRF、XRD成分分析，并對SCR脫硝反應器出口NOx濃度和氨逃逸分布進行測試。研究發(fā)現(xiàn)，該電廠空預器結(jié)垢主要是生成粘性液狀物硫酸氫銨粘附煙氣中的顆粒造成，且垢樣成分非常復雜，有一些新的晶體物生成。機組在490MW負荷下，A、B側(cè)反應器出口NOx濃度分布分別為64.9%、66.2%，遠大于設計值要求，氨逃逸濃度分別為3.47、6.36μL/L，均超過設計值要求。提出通過定期噴氨優(yōu)化是解決空預器堵塞的有效方法，對大型燃煤機組的脫硝運行及機組安全穩(wěn)定運行有一定的指導作用。

空預器結(jié)垢；硫酸氫銨；氨逃逸超標；NOx分布測試；形貌分析；噴氨優(yōu)化

0 引言

隨著我國火電建設步伐的加快，控制燃煤電廠NOx的排放已成為電力工業(yè)“十二五”環(huán)保工作的重中之重?！豆?jié)能減排“十二五”規(guī)劃》明確要求火電行業(yè)節(jié)能減排重點從“脫硫”轉(zhuǎn)向“脫硝”。新頒布實施的文件對火電廠NOx的排放標準提出了≤50mg/m3的更嚴格要求[1]。截止2015年末，安裝脫硝設施的火電機組由0.8億kW增加到8.3億kW，NOx排放量得到了明顯的控制，火電行業(yè)NOx排放量累計下降50%左右[2]。

電廠鍋爐增加脫硝工段之后，無疑改變了下游空預器等設備的運行工況：煙道阻力增加、煙氣側(cè)壓力減小和煙溫降低等。我國火電廠機組的脫硝集中改造時間在2012～2014年，脫硝改造在3年時間就走過了脫硫改造7年走過的道路[3]。由于時間短，任務重，大多數(shù)電廠在脫硝改造期間均未對改造后的工況進行詳細計算并制定切實可行的空預器改造方案，帶來了很大的問題，如空預器的堵灰、腐蝕，引風機失速，甚至影響到整個鍋爐的運行。當前電廠對空預器結(jié)垢主要采用高壓水在線沖洗，效果一般，同時對垢樣的結(jié)構(gòu)和成分也鮮有研究。

本文對安徽省內(nèi)1臺660MW超超臨界機組的空預器冷段垢樣和飛灰進行SEM微觀形貌分析和XRF、XRD成分分析，同時對SCR脫硝反應器出口NOx濃度和氨逃逸分布進行測試。通過研究發(fā)現(xiàn)，該電廠空預器結(jié)垢主要是氨逃逸超標生成粘性液狀物硫酸氫銨粘附煙氣中的顆粒造成的，提出通過定期噴氨優(yōu)化是解決空預器堵塞的有效方法，對大型燃煤機組的脫硝運行有一定的指導作用。

1 SCR脫硝裝置及空預器設計參數(shù)

安徽地區(qū)W電廠2號機組為1臺660MW超超臨界機組，SCR煙氣脫硝裝置及空預器主要設計參數(shù)見表1。

表1 W電廠2號機組SCR脫硝裝置主要設計參數(shù)

項 目數(shù)值機組負荷/MW660MW脫硝效率(100%ECR)/%≥80SO2/SO3轉(zhuǎn)化率/%≤1系統(tǒng)阻力/Pa≤800氨逃逸(干基,6%O2)/μL·L-1≤3入口NOx(干基,6%O2)/mg·m-3≤400煙氣含塵量(干基,6%O2)/g·m-346.04

2號機組SCR脫硝裝置采用高塵型工藝，催化劑按“2+1”方式布置。脫硝設計入口NOx濃度為≤400mg/m3，備用層催化劑未投運時的脫硝效率≥80%，脫硝還原劑為液氨，氨逃逸≤3μL/L，SCR脫硝裝置自2012年10月投運近26000h?？疹A器為豪頓華工程有限公司VN三分倉克容式空預器，外殼高度3190mm。換熱元件為三段式結(jié)構(gòu)：熱端(HS7，厚0.5mm，深1100mm，低碳鋼)；中溫端(HS7，厚0.5mm，深1000mm，低碳鋼)；冷段端(HS7，厚0.8mm，深300mm，等同考登鋼)，總傳熱面積為128676m2?？疹A器配置PS-AT型半伸縮式單槍蒸汽吹灰器，用于吹掃換熱元件中灰塵，過熱蒸汽閥前穩(wěn)定300～350℃，閥前壓力為1.5MPa。

2 空預器垢樣和飛灰成分及形貌分析

W電廠2號機組空預器為2009年5月投入運行，機組在SCR脫硝改造時未對空預器進行相應的改造。在SCR脫硝裝置運行三年多后，機組在滿負荷情況下空預器煙氣側(cè)差壓高達2kPa左右。2015年12月份對2號機組進行NOx“超低排放”改造，主要是備用層加裝一層催化劑，同時對堵塞的空預器冷段換熱元件進行了拆除。

W電廠2號機組空預器冷段換熱元件上的黑色垢樣進行剝離，在掃描電鏡(SEM)下進行形貌分析，結(jié)果發(fā)現(xiàn)空預器垢樣在SEM下主要表現(xiàn)為不規(guī)則的球狀、半球狀煙塵顆粒在粘力作用下層層堆積凝固而成不規(guī)則聚集體群，垢狀物堆積很厚，大顆粒物煙塵彼此相粘，小顆粒物填充其中，煙塵顆粒的直徑大約在2～10μm(圖1)。可能原因是空預器在長期運行中，冷段換熱元件上生成某種粘性液狀物，會使煙氣中的顆粒粘附在空預器的冷段換熱元件上，冷段換熱元件經(jīng)過高溫煙氣側(cè)和空氣側(cè)冷熱循環(huán)，最終板結(jié)成堅硬的垢狀物。

圖1 W電廠2號機組空預器換熱元件垢樣掃描電鏡

2015年11月19日，對W電廠進行NOx“超低排放”改造前進行性能摸底試驗，試驗期間采集SCR脫硝裝置出口煙氣中的顆粒物。利用X射線熒光光譜(XRF)對垢樣和煙氣中飛灰進行元素分析，結(jié)果見表2。

表2 空預器垢樣和煙氣中飛灰X射線 熒光光譜分析 %

從表中可以看出，相比較于煙氣中飛灰，空預器垢樣成分較為復雜，14.47%的含量成分未知。垢樣中主要成分SiO2、Al2O3所在比例分別為45.54%、22.23%，相對于灰樣中兩者成分呈現(xiàn)降低的趨勢。垢樣中SO3為4.41%，換算成硫酸氫銨含量則高達6.34%，而在灰樣中SO3均值僅為0.32%，說明垢樣中硫酸氫銨主要來自于煙氣中。DCS數(shù)據(jù)顯示該機組近三年煤含硫量平均為0.4%左右，為低硫煤，燃燒產(chǎn)生的SO2濃度較低，機組168脫硝性能試驗時SO2/SO3轉(zhuǎn)化率平均值為0.8%左右。此外，從表中還可以看出垢樣中氯含量為1.33%，我國煤中氯含量較低，平均為0.1%左右，少數(shù)煤中氯含量為0.2%～0.35%。垢樣中高含量氯與鈉有很強的相關性，煤種鈉多以氯化鈉的形式釋放[4]。

圖2 W電廠2號機組飛灰和空預器換熱元件垢樣X射線衍射

圖2為利用X-射線衍射分析(XRD)確定空預器垢樣和燃燒飛灰產(chǎn)物中的礦物成分，X-射線束在斜角度為0～90°與樣品相交?？疹A器垢樣、飛灰中主要成分為多鋁紅柱石(3Al2O3·2SiO2)[5]，這一成分的峰位置基本上在垢樣和灰樣中均很好地對應，但在垢樣中峰的強度和面積低于灰樣中，這與XRF中顯示的Al2O3和SiO2含量較低一致。從圖中還可以看出空預器垢樣在10～35°之間出現(xiàn)一些較多的新衍射峰，除了幾個較強的峰鑒別出來主要是鈣氨、碳氫高分子態(tài)物質(zhì)外，其他均未鑒別出，顯示出空預器在長期間運行中換熱元件上灰樣沉積并發(fā)生復雜的化學反應，這與XRF中14.47%的含量成分未知很好地呼應。根據(jù)XRF成分分析顯示垢樣中硫酸氫銨含量高達6.34%，換熱元件上液化的硫酸氫銨吸附飛灰后，換熱元件在高溫原煙氣和冷空氣間循環(huán)過程中加熱、板結(jié)、再結(jié)晶，可能是形成Ca(NH3)2.1C9過程。飛灰中的粉煤灰和不規(guī)則形狀的碳質(zhì)材料被廣泛研究，這些粉煤灰中燃燒的碳含量大約是0.3%～2.6%，可能在長時間積累過程中形成 (C6H10O2)n高分子類復合物。

結(jié)合SEM、XRF和XRD可以判定該電廠空預器結(jié)垢是氨逃逸超標生成硫酸氫銨造成的?？赡茉蚴窃摍C組SCR脫硝長期噴氨不均造成氨氮摩爾混合性差，噴入脫硝反應器的氨氣與NOx由于不完全反應，少量逃逸的氨氣與煙氣中的SO3和H2O在150～230℃時，會在空預器冷段形成半液態(tài)NH4HSO4，具有強烈的腐蝕性和粘性，會使煙氣中的顆粒粘附在空預器的冷段換熱元件上。冷段換熱元件經(jīng)過高溫煙氣側(cè)和空氣側(cè)冷熱循環(huán)，最終板結(jié)成堅硬的垢狀物，同時造成空預器積灰堵塞。硫酸氫銨的生成，化學反應如下：

NH3+ SO3+ H2O → NH4HSO4

據(jù)日本AKK測試結(jié)果，氨逃逸率為1μL/L以下時，NH4HSO4生成量很少，堵塞不明顯，若氨逃逸率增加到2μL/L時，空預器運行半年后其阻力增加約30%，若氨逃逸率增加到3μL/L時，空預器運行半年后阻力增加約50%，對鍋爐和引風機造成較大影響[5]。

3 SCR反應器出口NOx及氨逃逸濃度分布

2015年11月19日，對W電廠進行NOx“超低排放”改造前進行性能摸底測試，在機組約75%BMCR運行負荷下進行SCR反應器出口NOx及氨逃逸濃度分布測試。反應器A至B方向的測孔位置依次編號為A1、A2……A5和B5、B4……B1，每個測孔內(nèi)煙氣取樣深度分別為0.6、1.2、1.8、2.4和3.0m，NOx測試采用德國MRUNOVAplus煙氣分析儀。氨逃逸測試選用加拿大優(yōu)勝M-NH3氨逃逸分析儀，取樣深度為1.6m，每個點測試時間為15min左右。

圖3 W電廠2號機組SCR反應器出口NOx分布

圖3為負荷490MW時脫硝反應器出口NOx濃度分布情況，A側(cè)反應器出口截面NOx濃度最大值為71.8mg/m3，最小值為6.6mg/m3，平均值為38.7mg/m3，NOx濃度分布相對標準偏差64.9%。B側(cè)反應器出口截面NOx濃度最大值58.4mg/m3，最小值8.5mg/m3，平均值為29.1mg/m3，NOx濃度分布相對標準偏差為65.4%。兩個反應器出口的NOx濃度均值為34.3mg/m3，相對標準偏差為66.2%，遠大于設計值的15%，CEMS測點(分別位于A、B反應器中間)不能代表整個斷面的NOx濃度。NOx濃度沿反應器寬度方向(反應器外側(cè)至鍋爐中心線)明顯呈現(xiàn)外側(cè)高而內(nèi)側(cè)低的分布特點，煙道表面NOx濃度較煙道底部NOx濃度隨著深度加深濃度增加。 在負荷490MW時測試了脫硝反應器出口氨逃逸情況，根據(jù)NOx測試結(jié)果選擇A2、A4、B4和B2點進行測試。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，除了A2孔氨逃逸濃度不超標外，其他3個孔均超標。

試驗期間脫硝入口噴氨量分配極其不均勻，局部存在過量噴氨現(xiàn)象，這種現(xiàn)象可以從NOx濃度分布相對標準偏差(CV)上可以反映出來。DCS數(shù)據(jù)顯示，測試期間A、B反應器噴氨支管流量分別為62.66kg/h、73.75kg/h，B側(cè)支管噴氨量大于A側(cè)，導致B側(cè)脫硝效率高于A側(cè)，同時導致B側(cè)出口NOx濃度低于A側(cè)。在實際運行中長期因為噴氨不均勻造成氨氮摩爾比分配不均，外側(cè)點噴氨相對較少，而內(nèi)側(cè)點噴氨過量造成出口NOx過低和氨逃逸超標，為達到脫硝出口整體NOx濃度降低，SCR脫硝裝置長期在過量噴氨條件下運行，是造成空預器冷段換熱元件的硫酸氫銨堵塞的主要原因。這一方面影響系統(tǒng)整體的脫硝效率，同時也造成還原劑氨的浪費和排放到大氣中造成二次污染。

通過定期噴氨優(yōu)化試驗解決氨逃逸超標和空預器結(jié)垢問題[6]。具體操作，在機組90%負荷下，對各噴氨支管的手動氨閥開度進行調(diào)節(jié)，對支管氨流量重新分配，具體是減小內(nèi)側(cè)NOx低濃度區(qū)域的噴氨量，同時增大外側(cè)NOx高濃度區(qū)域噴氨量。先進行反應器寬度方向的粗調(diào)，再進行反應器深度方向的細調(diào)，直到反應器出口NOx濃度分布相對標準偏差< 15%。然后分別在機組75%負荷和50%負荷下，根據(jù)測量結(jié)果微調(diào)噴氨支管手動氨閥開度，完成不同負荷下的優(yōu)化過程，以在最大程度上適應鍋爐變負荷工況時煙氣的變化。

4 結(jié)語

通過對機組的空預器冷段垢樣和飛灰進行SEM微觀形貌分析和XRF、XRD成分分析，和SCR脫硝反應器出口NOx濃度和氨逃逸分布進行測試。結(jié)果表明，該電廠空預器結(jié)垢主要是氨逃逸超標生成粘性液狀物硫酸氫銨粘附煙氣中的顆粒造成，垢樣成分非常復雜且有一些新的晶體物生成。機組在490MW負荷下，A、B側(cè)反應器出口NOx濃度分布和氨逃逸濃度均超過設計值要求，脫硝反應器通過定期噴氨優(yōu)化是解決空預器堵塞的有效方法。

[1]國家環(huán)境保護部,國家發(fā)改委,國家能源局.全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案(環(huán)發(fā)[2015]164)[EB/OL].http://www.zhb.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm?_sm_au_=iVVR2PCFSksVLj6H,2015-12-11.

[2]國家環(huán)境保護部. 2015年環(huán)境保護工作和2016年工作安排與中外媒體交流[EB/OL].http://www.wtoutiao.com/p/2c7GoMv.html,2016-02-18.

[3]火電廠脫硫脫硝瞄準“超凈排放”[N].中國電力報,2014-08-07.

[4]靳曉潔.石灰石-石膏濕法脫硫吸收塔中氯離子問題的探討[J].電力科技與環(huán)保,2013, 29(1): 46 - 47.

[5]梁 川,沈 越. 1000MW機組SCR煙氣脫硝系統(tǒng)優(yōu)化運行[J]. 中國電力,2012, 45(1): 41 - 44.

[6]方朝君,金理鵬,余美玲.SCR脫硝噴氨優(yōu)化與運行控制研究[J]. 電力科技與環(huán)保,2015, 31(6): 39 - 42.

Analysis and solution of air-preheater scaling in coal-fired power plants

The scale and fly ash samples of air preheater were analyzed by SEM, XRF and XRD from a 660MW supercritical unit of coal-fired power plant in Anhui province. The concentration of NOxandammoniaintheoutletoftheSCRreactorwerefieldtested.Theresultsshowthatthefoulinginairpreheaterofthepowerplantwasmainlygeneratedbytheadhesionofparticlesoffluegaswithviscousliquidammoniumhydrogensulfate.Thecompositionofscalesamplewasverycomplicatedandthereweresomenewcrystalgenerated.TheconcentrationsofNOxintheoutletofreactorAandBunderthe490MWunitwere64.9%and66.2%,respectively,whichweregreaterthandesignvalue.Theconcentrationsofammoniaescapewere3.47μL/Land6.36μL/L,respectively,whichwerealsolargerthandesignvalue.Themethodofsprayingammoniaregularlyisaneffectivewaytosolvetheairpreheaterclogging,whichcouldbehelpfulforthesafetyandstabilityofunitsinthecoal-firedpowerplants.

scaling in air pre-heater;ammonium bisulfate; excessive ammonia escape; distribution of NOxemissions;ammoniainjectionoptimization;morphologyanalysis

TK223.3

B

1674-8069(2017)02-056-04

2016-09-21；

2016-10-17

馬大衛(wèi)(1983-)，男，安徽廬江人，博士，工程師，從事燃煤電廠環(huán)保設施性能優(yōu)化工作。E-mail:dwma@mail.ustc.edu.cn.