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1000MW机组空预器堵塞的原因及运行措施 　　摘 要：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。 　　关键词：脱硝；空预器；堵塞 　　DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2015.24.031 　　1 SCR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。 　　2 SCR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，造成局部区域氨气过喷导致逃逸氨超标；③机组停运后，检查喷氨格栅堵塞情况，并进行清理疏通；④机组检修启动后，重新对喷氨格栅进行一次调平标定。2）加强催化剂的运行监视和维护工作。①加强脱硝声波吹灰器的检查与维护，每半月进行一次声波吹灰器逐只投运试验，发现声音异常及时处理；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