摘要：燃煤机组在超低排放改造后，SCR烟气脱硝系统运行时造成空预器堵塞，严重影响机组安全稳定运行，通过研究造成空预器堵塞的根本原因，提出对策和预防措施，解决了空预器堵塞问题。

0 引言

随着国家对环保指标的标准值进一步提高，火力发电机组都进行了超低排放改造，环保指标达到了2015 年环保部的标准值。针对氮氧化物（NOX），大部分电厂采用的是选择性催化还原脱销方法（SCR），在SCR化学反应结束后，反应过剩的还原剂NH3会在空预器中和三氧化硫（SO3）以及氮氧化物（NOX）反应生成硫酸氢氨（NH4HSO4），硫酸氢氨在一定条件下以液态形式粘附在空预器扇形板上，再粘附积灰，时间久了形成板结，造成空预器堵塞，严重影响机组安全稳定运行。

2016 年贵溪三期两台640 MW机组进行了超低排放改造，空预器差压逐渐升高，见图1。至2017 年8月，1 号炉空预器差压最高达2 540 Pa，造成风机频繁失速，机组被迫降负荷运行。

1 空预器堵塞机理分析

1.1 脱硝机理

图2 为SCR 脱硝机理：利用催化剂和NH3 等还原剂与烟雾中的NO或者NO2发生化学反应生成N2和H2O，SCR 化学反应式如下：

4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O

4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O

1.2 硫酸氢氨生成机理

锅炉尾部烟气脱硝过程中逃逸的NH3与SO3反应生成硫酸氢氨（NH4HSO4），硫酸氢氨在146～207 ℃内为液态，液态NH4HSO4对飞灰的吸附能力极强，很容易与锅炉烟气含有的飞灰粒子相结合，然后吸附空预器表面沉积成灰甚至板结，造成空预器被积灰腐蚀和堵塞。发生的化学反应为：

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

2NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4

1.3 空预器堵塞物化学分析

利用停机机会取出空预器波纹板上堵塞物进行化验分析，结果显示绝大部分是硫酸氢氨，见图3。

2 空预器堵塞原因研究

2.1 煤质影响

因煤价上涨，火电机组经营形式严峻，很多电厂为了降低煤价，都不同程度的掺烧了劣质煤和高硫煤。因酸露点温度与煤的折算硫份的立方根成正比，当入炉煤的硫份增加时，酸露点温度升高，增加了SO3浓度对空预器的影响，空预器冷端金属表面腐蚀加重，空预器差压上升。

2.2 氨逃逸率影响

锅炉的喷氨量过大，造成氨逃逸率高。过量的氨气与烟气中的SO3、水蒸气反应，生成硫酸氨及硫酸氢氨（ABS）凝结物：NH3+SO3+H2O=NH4HSO4。实验测试结果：若烟气中气体氨的负荷体积分数小于1 mL/m3 时，发生反应的机会很小，生成NH4HSO4含量也很小，堵塞情况就不严重。如果氨气的体积分数达到了2 mL/m3，则空预器运行超过半年就会堵塞严重，空预器排烟阻力会增加30% 左右。当氨气体积分数达到3 mL/m3 时，阻力会增加到50% ，这样会给引风机带来严重的影响。

2.3 空预器本体温度影响

硫酸氢氨其物理性质在决定了其在146～207 ℃之间呈液态，极具腐蚀性和黏结性，与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成熔盐状的机会，造成空预器腐蚀、堵灰，使空预器差压上升。火电机组锅炉排烟温度一般设计值在120 ℃左右，但是实际运行区间在100～160 ℃之间，正好有部分温度在硫酸氢氨液态区间，因此，空预器的排烟温度的控制非常重要。

2.4 吹灰动力不足影响

吹灰的作用是及时清除空预器受热面上的积灰和硫酸氢氨板结物，但是对压力和过热度都有明确的要求，如果吹灰压力低、吹灰时间短会造成空预器积灰不易吹尽，吹灰蒸汽温度低又会造成蒸汽带水，减弱吹灰效果。如果受热面积灰不能及时清除，时间长了就会造成板结，空预器差压迅速增大。

2.5 喷氨控制不佳

在对氨逃逸率管理上，对喷氨量调节逻辑进行优化，将NH3逃逸和NOX参数共同参与喷氨量的闭环调节，更好的控制脱销系统的运行。

在标准调节回路中，烟气流量值通过锅炉负荷（或锅炉总风量）换算，非实测数据，且反应器内的烟气量不均匀，导致理论计算在一定程度上失准。加上SCR 反应器入口、出口NOX浓度均为CEMS 表计实测，数据采集存在一定的滞后性，且CMES表计测量存在一定程度的误差，烟气分布不均也会导致CMES仪表的取样测点不具备代表性。由于以上的原因，导致喷氨量自动调节准确性降低。

采用网格法在SCR 反应器进出口截面测量NOx、O2浓度分布规律及出口氨逃逸分布，从图4 中测试数据来看三种工况呈相同的规律：

1）反应器进口NOx浓度分布均匀性较好，反应

器出口NOx浓度分布相对标准偏差大，呈锅炉两侧小，中间大的趋势。

2）SCR系统入口喷氨格栅阀门开度不合理导致实际运行喷氨量与NOx浓度分布匹配较差，个别测孔氨逃逸超标，造成空预器腐蚀、堵灰，使空预器差压上升。

3 空预器堵塞解决方案

经过空预器堵塞的原因研究，提出一系列对策，从根本上降低或者杜绝空预器堵塞情况的发生。

3.1 合理配煤

尽可能保持单一煤种，在必须进行高硫煤掺烧过程中，保持六台磨煤机的折算硫份总数不大于7%，保证不抬高硫酸氢氨的酸露点。

3.2 喷氨系统优化

3.2.1 脱硝系统喷氨优化试验

通过试验了解反应器进出口的烟气速度场和NOX浓度分布场的偏差情况，再通过调整AIG氨喷嘴调节阀，在最大程度上改善喷氨系统的流量分配不均问题，消除SCR出口NH3及NOX分布不均及局部超标的情况，掌握脱硝装置最大性能出力，以实现机组在不同运行负荷下，脱硝效率合理、NOx排放浓度达标及氨逃逸浓度最低的最佳控制，提高脱硝装置后续运行可靠性与稳定性，降低对后续空预器的不利影响。

下图是对1 号炉的脱硝喷氨格栅做了AIG 优化试验，根据摸底试验得出的出口NOx浓度分布规律调节进口阀门开度，同时在A、B 侧反应器出口测量NOx、O2浓度，依次观察出口NOx分布情况，测试优化结果见图5。

图5 优化后脱硝系统进、出口NOx浓度分布图优化后，因喷氨不均造成的个别孔氨逃逸高的现象得到改善且均小于3 ppm。

3.2.2 NOX排放值指标竞赛方案优化

在确保环保指标不超标的前提下，指标竞赛方案修改为NOx 排放值控制在40 mmg/Nm3每高或者低1 mmg/Nm3进行等比例扣分。

通过指标竞赛方案修订，NOX 月平均值控制40 mmg/Nm3左右，氨逃逸率得到明显改善。

3.3 硫酸氢氨气化试验

火电厂排烟温度设计值在120 ℃左右，实际值在100～160℃之间，恰好在硫酸氢氨液化之间的温度，也就是空预器堵塞的区间，从抽出的空预器元件来看，空预器堵塞集中在中间区域，而在热端和冷端之间没有发生堵塞，只要空预器冷端温度达到220 ℃，硫酸氢氨将由液态转换成气态随烟气排走，因此通过试验提高排烟温度解决空预器堵塞是可行的。

具体操作步骤如下：

1）通知除尘脱硝和脱硫岗位准备试验。

2）机组负荷控制在400 MW～550 MW之间。

3）关闭送风机联络电动门。

4）逐渐关小单侧送风机动叶或者变频器频率，增大同侧引风机动叶开度，适当关小同侧一次风机动叶，观察该侧排烟温度上升，直至上升到220 ℃，保持连续运行8 h。

5）一侧升温结束后，恢复该侧风机出力。

6）用同样的方法进行另一侧的升温气化试验。

7）试验期间若有设备异常或者机组负荷大幅变化立即终止该试验。

因本单位采用电袋除尘器，排烟温度大于180 ℃会造成布袋出现糊袋现象，所以硫酸氢氨气化试验进行到排烟温度达到175 ℃时保持不再升温，故试验后空预器差压降低效果不明显。

3.4 空预器在线清洗

空预器差压高到严重影响机组安全运行，且采取其他措施无效的情况下，采用空预器在线冲洗。

3.4.1 具体步骤如下

1）接好高压水冲洗管道，隔离空预器吹灰汽源。

2）打开高压水泵进口手动门与冲洗侧的空预器相对应的出水阀门，使工业水进入泵体，从吹灰器高压水枪管排除。

3）空载情况下启动水泵，运行5～15 min，全面检查无异常。

4）逐渐升压至工作压力（1.8 MPa），运行吹灰器进行吹扫。

5）高压水冲洗结束后，利用调压阀，将水泵降出力至空载，降压要缓慢，停止水泵电机，检查管路中无剩余压力。

3.4.2 空预器冲洗过程中可能发生的故障

1）空预器冷端换热元件发生不均匀胀缩，空预器发生卡涩，严重时造成空预器跳闸。

2）空预器出口烟温降低，低温腐蚀增加，出口一二次风温降低。

3）烟气中飞灰因湿度增大，电袋除尘差压增大，布袋板结。

4）飞灰湿度增大，空预器底部灰斗积灰增多。

5）空预器热态冲洗，会产生较大的转子温度应力，可能出现严重变形不可恢复。

3.4.3 冲洗过程中的事故预想

1）冲洗过程中严密监视空预器电流、烟气侧压降、烟气侧出口温度、电袋除尘器进出口压差、引风机电流等运行参数，维持一次风机出口压力稳定。

2） 运行中空预器电流达到18 A 时，立即停止冲洗。

3）严密监视空预器差压，若差压增大立即停止冲洗。

本厂考虑到布袋除尘器运行中不能受潮，避免布袋板结，故没有采用该方法。

3.5 优化吹灰方式

针对硫酸氢氨板结的情况，将吹灰参数修改为热端吹灰蒸汽压力控制在0.7～0.8 MPa，蒸汽温度大于350 ℃，过热度150 ℃，吹灰前要充分疏水900 s。冷端吹灰蒸汽压力控制在1.2～1.37 MPa，蒸汽温度大于350 ℃，过热度150 ℃，吹灰前要充分疏水900 s，时间上冷端吹灰时间为40 min。每周可根据差压情况增加空预器吹灰时间。

通过吹灰参数的优化、吹灰时间的延长，持续一段时间后，本单位空预器差压出现明显下降，引风机电流明显下降。

4 预防措施

优化脱硝系统、控制好脱硝效率和氨逃逸率，是预防空预器堵塞的几个关键问题，具体预防措施如下：

4.1 合理配煤掺烧

降低煤中的硫份、灰分。硫份的增加会提高烟气SO3含量，提高空预器的酸露点，加速硫酸氢氨的形成。灰分的增加会使空预器积灰严重，造成堵塞，所以在原煤的硫份和灰分控制上必须要控制好。

4.2 定期对脱硝喷氨系统进行优化试验

保证喷氨量及分布情况与烟气流场及NOX分布同步，从而提高脱硝效率、降低氨逃逸率。在保证环保参数达标的前提下，严格控制氨逃逸率不大于2.28 mmg/m3，正常情况下不大于0.76 mmg/m3。定期校验氨逃逸率在线监测，避免因氨逃逸率局部过大或者仪表监测不准而造成硫酸氢氨生成量的增加。在负荷大幅变化和异常处理时，加大人工干预力度，控制脱硝系统入口NOX的含量，避免低负荷期间喷氨量过大。

4.3 逢停必洗

脱硝系统超低排放改造后，不可避免的生成硫酸氢氨，在一个检修周期内如何确保空预器的安全运行，除了运行中采取必要的措施外，在每次检修时必须对空预器解体清洗，并且要烘干，以保障能够安全运行到下一个检修周期。

4.4 加强空预器吹灰管理

1）合理安排空预器吹灰，若出现空预器差压上升，增加吹灰次数。

2）保证空预器吹灰汽源的过热度，防止蒸汽带水。进行充分的疏水，温度满足要求才可以进行吹灰。

3）吹灰参数必须保证，压力不可太高也不可太低，压力太高容易吹损空预器本体，压力太低吹扫效果不好。冷端和热端压力应有所不同。

4）停炉后对空预器吹灰器的进汽阀和吹灰枪进行检查，及时消除缺陷，确保吹灰效果。

5 结语

针对超低排放改造后的空预器堵塞问题，经研究形成机理、原因并采取适合本单位的措施得到较好控制，目前1 号机组空预器差压控制在正常范围（见表1），引风机电流明显降低，安全裕度增加，机组接带负荷能力增强，未再发生风机失速现象，排烟温度也明显降低。

下一步将继续研究对空预器波纹板改造，将斜波纹改为直波纹，适当增大间距，以及提升零负荷投入脱硝系统的烟温，进一步预防空预器堵塞，在确保环保参数达标的前提下，机组能够长周期安全稳定运行。