田彦龙
【摘 要】本文從火电厂烟气中硫酸氢铵的生成机理出发，分析了电站锅炉投运SCR脱硝装置后空预器堵灰的原因，介绍了合理控制入炉煤硫分及灰分、喷氨智能优化控制、空预器在线水冲洗、采暖期适当延长暖风器投运时间、离线水冲洗、在SCR脱硝反应器出口烟道喷碱脱除SO3等控制空预器堵灰的方法，并对各种控制空预器堵灰的方法的效果进行了分析和比较。
【关键词】SCR脱硝 喷氨优化 在线水冲洗 喷碱
空预器堵灰是火电厂长期存在影响机组经济性的问题，脱硝改造后加剧了空预器冷端低温腐蚀和堵塞。
SCR脱硝技术（选择性催化还原法）由于技术成熟、脱硝效率高、几乎无二次污染等优点被广泛应用于燃煤电厂脱硝工程改造。但SCR脱硝系统运行过程中会产生粘性大、腐蚀性强、液态的NH4HSO4，易捕捉烟气中的飞灰，引起空预器的堵塞和腐蚀，影响机组稳定运行。
1 NH4HSO4形成机理
火电厂脱硝装置运行后，烟气中部分SO2在催化剂的作用下转化为SO3。同时由于脱硝过程产生一定的氨逃逸量，SO3和氨发生反应生成（NH ）2SO4 和NH4HSO4， 其产生量取决于烟气中NH3和SO3的含量。反应原理如式1、式2所示。
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4=ammonium sulfate（AS） 式1
NH3+ SO3+H2O→NH4HSO4=ammonium bisulfate（ABS） 式2
通常（NH4）2SO4呈颗粒状，不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成空预器的腐蚀、堵灰，不会影响空预器安全稳定运行。
NH4HSO4在不同温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。只有液态的NH4HSO4附着在空预器受热面上会捕捉烟气中的飞灰，从而造成空预器堵塞。而空预器堵塞的位置与不仅与液态NH4HSO4的生成温度，在很大程度上也与烟气中的飞灰浓度大小相关。
当烟气中飞灰浓度较低时（通常是在除尘器之后或是湿法脱硫系统中），发生NH4HSO4沉积导致堵塞的区域的温度与图1中NH4HSO4生成的温度较为一致；在146℃～207℃温度范围内，NH4HSO4为液态。在此温度区间，NH4HSO4是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加。NH4HSO4发生沉积的温度区间一般在空预器的中间受热面。
2 空预器堵塞的预防和治理方法介绍
在SCR烟气脱硝系统中，生成NH4HSO4的温度区间与空预器换热元件的温度区间有重叠，因此氨逃逸是不可避免的。因此火电厂实施SCR脱硝改造后，在空预器冷端必然生成NH4HSO4。
SCR脱硝改造过程中，空预器制造商为了减少NH4HSO4在空预器冷端的集聚，采取了增加转子高度、将空预器传热元件由三段布置改为两段布置、冷端蓄热原件镀搪瓷等技术措施。上述措施在实际运行中起到了一定的作用，但远远不够。以下介绍了火电厂控制SCR空预器堵灰的技术手段。
2.1 合理控制入炉煤硫分及灰分
入炉煤硫分及灰分对空预器堵灰影响较大。火电厂燃用高硫分、高灰分的煤种，将加剧空预器堵灰程度。严重时还会造成引风机失速、机组负荷受限等影响机组安全经济运行的问题。
托电曾做过燃用高硫煤试验，燃用硫分超过1.0%的高硫煤。短短几天时间，空预器压差从2.0 kPa迅速上涨至3.0 kPa以上。为了防止空预器堵灰加剧，火电厂尽可能避免燃用高硫煤。
为了降低空预器压差，托电通过掺烧硫分及灰分较低的神华煤，合理控制入炉煤硫分及灰分，成功将空预器压差从接近4.0 kPa控制在2.5 kPa以内。从实际运行效果来看，掺烧一星期以上可以见到较明显的效果。
2.2 空预器在线水冲洗
安装了SCR脱硝系统之后，若大量NH4HSO4沉积在空预器冷端受热面上，呈现出既粘又硬的特性，蒸汽吹灰不能有效的去除NH4HSO4。当氨逃逸低于1～2ppm时，蒸汽吹灰器还是能够将生成的少量沉积物吹走。但是当逃逸氨浓度和SO3浓度超过2ppm时，蒸汽吹灰器难以清除。
常用的吹灰方式还有激波吹灰和声波吹灰。激波吹灰是通过乙炔和氧气混合后爆燃产生的冲击波达到清除积灰的目的。激波吹灰会造成空预器冷端搪瓷脱落。声波吹灰是利用共振原理来清除积灰，由于空预器冷端形成的NH4HSO4成液态或膏状，其固有频率一般不固定，声波对不断变化的液态物很难捕捉到共振频率，无法彻底清除烟气中带有NH4HSO4的积灰。
为了降低空预器压差，托电利用机组检修机会，在各台炉空预器冷端安装了豪顿华公司生产的空预器智能在线水冲洗装置。在空预器堵灰严重的时候，启动在线水冲洗装置，在空预器冷端空间喷入高压（额定工作压力30MPa）、低流量（1.5t/h）、高速（200m/s）、高度雾化的水雾，高速水流强烈的冲击及楔劈作用，将烟气中的NH4HSO4溶解，将污垢从蓄热元件上剥离，利用重力作用，通过排污口排走，大大缓解空预器堵灰的情况，从而降低空预器压差，提高机组经济性和安全性。
托电2号炉投运智能在线水冲洗装置进行4.5小时左右的单侧在线水冲洗后，空预器压差平均降低1.5 kPa左右，引风机电流降低60A左右，送风机电流降低10A左右，一次风机电流降低6A左右，降低发电厂用电率约0.15%，节能效果明显。如图2所示。
2.3 喷氨智能优化控制
SCR脱硝装置智能优化控制技术，是通过SCR脱硝系统优化调整试验及挖掘历史数据，建立优化控制的动态模型，包括脱硝效率、氨逃逸量、喷氨量、进/出口氮氧化物浓度、供氨母管压力及SCR进口烟气温度等之间的动态模型。通过修改和完善SCR脱硝系统相关DCS组态和接口通讯来实现SCR脱硝系统智能优化控制。对供氨调门控制逻辑进行优化，在保证脱硝效率及脱硝出口氮氧化物排放浓度不超标的前提下，以最合理的喷氨量波动来提高调节品质，减少氨逃逸量。
为防止出口氮氧化物瞬间超标，可以将喷氨量按照出口氮氧化物≤80～90 mg/m3的标准进行调节和控制，留足裕量。
通过喷氨智能优化控制，并优化脱硝系统流场布置、喷氨均匀性及NOx浓度场分布等技术措施，可以在一定程度上减少氨逃逸，减少NH4HSO4在空预器冷端的集聚，缓解空预器堵灰的现象。
2.4 停运单侧引/送风机，缓解空预器堵灰
根据烟气中NH4HSO4的生成特点，烟气温度207℃以上时，NH4HSO4呈固态。因此，可以通过短期停运送/引风机/一次风机、升高排烟温度的办法，将NH4HSO4从液态变为固态，脱落在飞灰中，将其除去。
为了降低空预器压差，托电先后三次利用后夜班负荷低谷阶段，停运单侧送风机/引风机一次风机，将排烟温度提升至207℃以上，成功地将空预器压差降低0.3 kPa左右。
2.5 采暖期适当延长暖风器投运时间
在环境温度较低的冬、春季，为了减少低温腐蚀对空预器堵灰的影响，火电厂一般采用暖风器加热一、二次风，提高冷端综合温度。曾有一些电厂为了节能过早将暖风器停运。表面上，停运暖风器节约了部分蒸汽。但过早停运暖风器却造成空预器冷端低温腐蚀，加剧空预器堵灰，引风机电率增加，煤耗上升，经济性下降。
适当延长锅炉暖风器投运时间，牺牲了部分蒸汽，却延缓了空预器压差上涨的趋势。根据日本有关学者的研究成果，暖风器出口风温控制在30℃以上，可有效预防空预器冷端低温腐蚀。托电近几年延长暖风器运行时间，取得了良好的效果，平均降低空预器压差1kPa左右。
2.6 空预器离线水冲洗
若机组检修或停备时间超过5天，可以考虑对空预器蓄热元件进行人工水冲洗。利用高压消防水等水源对空预器热端、冷端蓄热元件及空预器内部集聚的积灰进行彻底冲洗（空预器堵灰严重的话需要冲洗1个星期，冲洗3至5遍），冲洗后的废水通过空预器底部排污口排走。一般情况下，若冲洗时间充足及质量保证的话，可以使空预器压差接近设计值，对解决空预器堵灰的效果比较明显。
需要注意的是，冲洗结束后，尽早启动送、引风机对空预器进行烘干，否则机组启动后会造成新灰粘结，破坏冲洗效果。
2.7 SCR脫硝反应器出口烟道喷碱脱除SO3
电站锅炉空预器热端蓄热元件上积灰以浮灰为主，而冷端蓄热元件上积灰则以粘结灰为主，特别是最下端400mm的范围内，积灰非常严重，是导致空预器蓄热元件阻力增加的主要因素。
为彻底解决空预器堵灰问题，托电和大唐科研院合作联合开发了干粉吸附剂注射技术（DSI），在托电1号炉SCR脱硝系统中成功实施。该技术要点是选择合适的碱性粉状物料如熟石灰（Ca（OH）2），通过输送风机将碱性粉状物料注射到脱硝反应器出口烟道内，注射到烟气中的碱性物料与烟气中的SO3发生吸附、中和反应，可脱除烟气中90%以上的SO3，抑制NH4HSO4的生成，解决空预器堵灰问题。喷碱法去除SO3的化学原理及装置示意图分别如式3、图3所示。
碱性物质+SO3 硫酸盐+H2O 式3
利用碱性干燥吸附剂去除烟气中的SO3从而降低空预器的技术是一种新兴的解决SCR烟气脱硝后空预器堵灰的办法，在国内属于首创。可根据机组负荷变化定量调整吸附剂用量，减少、抑制电站锅炉SCR脱硝反应器后烟气中NH4HSO4的生成，从而抑制空预器压差上涨的速度，降低空预器压差。可以在一定程度上从根本上解决SCR烟气脱硝后空预器堵灰的问题。该技术应用后每月可降低空预器压差约0.1 kPa。
3 效果分析及降低空预器压差的建议
（1）降低入炉煤硫分和灰分是从根本上预防和解决空预器的方法，但是燃煤的成本较高。因此，火电厂要综合考虑燃煤成本和经济性之间的关系。
（2）空预器在线水冲洗装置可以快速降低空预器压差。但是空预器在线水冲洗装置只能短期使用，且在机组负荷较高、烟气量较大时、冲洗压力达到额定压力等条件满足时才有效。长期使用会对空预器冷端蓄热元件造成一定的负面影响。
（3）喷氨优化、适当延长暖风器投运时间等都是可以在机组运行中实施的措施，具有一定的效果。
（4）运行中通过短期停运单侧引风机/送风机/一次风机来提升排烟温度的办法使NH4HSO4从液态变为固态除去的方法，效果只维持三天左右。缺点是提高了锅炉排烟温度，锅炉效率降低，可以作为紧急处理措施。
（5）在脱硝出口烟道喷入熟石灰等碱性干燥吸附剂去除烟气中SO3的技术是一种新兴的解决SCR烟气脱硝后空预器堵灰的办法，抑制、减缓空预器压差上涨速度的效果良好，值得大力推广。但需要连续运行才能发挥较好的作用，运行成本较高。
（6）本文所述控制空预器压差的各种技术手段不只是单独使用，可以结合起来，发挥更好的效果。例如机组运行中，可通过优化配煤、喷氨控制、喷碱、空预器在线水冲洗等方法综合使用，降低空预器压差。
（7）火电厂应高度重视暖风器疏水系统运行的可靠性对空预器堵灰的影响，根据实际情况，考虑实施暖风器疏水泵变频改造，或如文献3所述，将暖风器疏水倒至轴加后的第一级低加系统中，提高暖风器疏水系统运行的可靠性，减少暖风器蒸汽泄露的几率，从而降低空预器压差。
（8）火电厂在进行脱硝改造时，除了空预器冷端蓄热元件镀搪瓷外，还应该考虑对空预器入口烟气流场进行优化，加装导流装置，确保烟气相对均匀地流经换热元件；还应该加强空预器冷端漏风的治理。若漏风严重时，应进行密封改造。
4 结语
本文针对电站锅炉投运SCR脱硝装置后空预器堵灰的现象，对常见的几种控制空预器堵灰的技术手段进行了介绍和分析比较。限于篇幅，未囊括所有解决空预器堵灰的技术，提供的比较结果有一定的局限性。文中有不足和不妥之处，欢迎批评指正。
参考文献：
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