田彥龍

【摘 要】本文從火電廠煙氣中硫酸氫銨的生成機理出發(fā)，分析了電站鍋爐投運SCR脫硝裝置后空預(yù)器堵灰的原因，介紹了合理控制入爐煤硫分及灰分、噴氨智能優(yōu)化控制、空預(yù)器在線水沖洗、采暖期適當延長暖風器投運時間、離線水沖洗、在SCR脫硝反應(yīng)器出口煙道噴堿脫除SO3等控制空預(yù)器堵灰的方法，并對各種控制空預(yù)器堵灰的方法的效果進行了分析和比較。

【關(guān)鍵詞】SCR脫硝 噴氨優(yōu)化 在線水沖洗 噴堿

空預(yù)器堵灰是火電廠長期存在影響機組經(jīng)濟性的問題，脫硝改造后加劇了空預(yù)器冷端低溫腐蝕和堵塞。

SCR脫硝技術(shù)（選擇性催化還原法）由于技術(shù)成熟、脫硝效率高、幾乎無二次污染等優(yōu)點被廣泛應(yīng)用于燃煤電廠脫硝工程改造。但SCR脫硝系統(tǒng)運行過程中會產(chǎn)生粘性大、腐蝕性強、液態(tài)的NH4HSO4，易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預(yù)器的堵塞和腐蝕，影響機組穩(wěn)定運行。

1 NH4HSO4形成機理

火電廠脫硝裝置運行后，煙氣中部分SO2在催化劑的作用下轉(zhuǎn)化為SO3。同時由于脫硝過程產(chǎn)生一定的氨逃逸量，SO3和氨發(fā)生反應(yīng)生成（NH ）2SO4 和NH4HSO4， 其產(chǎn)生量取決于煙氣中NH3和SO3的含量。反應(yīng)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呈顆粒狀，不會與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合而造成空預(yù)器的腐蝕、堵灰，不會影響空預(yù)器安全穩(wěn)定運行。

NH4HSO4在不同溫度下分別呈現(xiàn)氣態(tài)、液態(tài)、顆粒狀。只有液態(tài)的NH4HSO4附著在空預(yù)器受熱面上會捕捉煙氣中的飛灰，從而造成空預(yù)器堵塞。而空預(yù)器堵塞的位置與不僅與液態(tài)NH4HSO4的生成溫度，在很大程度上也與煙氣中的飛灰濃度大小相關(guān)。

當煙氣中飛灰濃度較低時（通常是在除塵器之后或是濕法脫硫系統(tǒng)中），發(fā)生NH4HSO4沉積導(dǎo)致堵塞的區(qū)域的溫度與圖1中NH4HSO4生成的溫度較為一致；在146℃～207℃溫度范圍內(nèi)，NH4HSO4為液態(tài)。在此溫度區(qū)間，NH4HSO4是一種高粘性液態(tài)物質(zhì)，易冷凝沉積在空預(yù)器換熱元件表面，粘附煙氣中的飛灰顆粒，堵塞換熱元件通道，減小空預(yù)器內(nèi)流通截面積，從而導(dǎo)致空預(yù)器阻力的增加。NH4HSO4發(fā)生沉積的溫度區(qū)間一般在空預(yù)器的中間受熱面。

2 空預(yù)器堵塞的預(yù)防和治理方法介紹

在SCR煙氣脫硝系統(tǒng)中，生成NH4HSO4的溫度區(qū)間與空預(yù)器換熱元件的溫度區(qū)間有重疊，因此氨逃逸是不可避免的。因此火電廠實施SCR脫硝改造后，在空預(yù)器冷端必然生成NH4HSO4。

SCR脫硝改造過程中，空預(yù)器制造商為了減少NH4HSO4在空預(yù)器冷端的集聚，采取了增加轉(zhuǎn)子高度、將空預(yù)器傳熱元件由三段布置改為兩段布置、冷端蓄熱原件鍍搪瓷等技術(shù)措施。上述措施在實際運行中起到了一定的作用，但遠遠不夠。以下介紹了火電廠控制SCR空預(yù)器堵灰的技術(shù)手段。

2.1 合理控制入爐煤硫分及灰分

入爐煤硫分及灰分對空預(yù)器堵灰影響較大?；痣姀S燃用高硫分、高灰分的煤種，將加劇空預(yù)器堵灰程度。嚴重時還會造成引風機失速、機組負荷受限等影響機組安全經(jīng)濟運行的問題。

托電曾做過燃用高硫煤試驗，燃用硫分超過1.0%的高硫煤。短短幾天時間，空預(yù)器壓差從2.0 kPa迅速上漲至3.0 kPa以上。為了防止空預(yù)器堵灰加劇，火電廠盡可能避免燃用高硫煤。

為了降低空預(yù)器壓差，托電通過摻燒硫分及灰分較低的神華煤，合理控制入爐煤硫分及灰分，成功將空預(yù)器壓差從接近4.0 kPa控制在2.5 kPa以內(nèi)。從實際運行效果來看，摻燒一星期以上可以見到較明顯的效果。

2.2 空預(yù)器在線水沖洗

安裝了SCR脫硝系統(tǒng)之后，若大量NH4HSO4沉積在空預(yù)器冷端受熱面上，呈現(xiàn)出既粘又硬的特性，蒸汽吹灰不能有效的去除NH4HSO4。當氨逃逸低于1～2ppm時，蒸汽吹灰器還是能夠?qū)⑸傻纳倭砍练e物吹走。但是當逃逸氨濃度和SO3濃度超過2ppm時，蒸汽吹灰器難以清除。

常用的吹灰方式還有激波吹灰和聲波吹灰。激波吹灰是通過乙炔和氧氣混合后爆燃產(chǎn)生的沖擊波達到清除積灰的目的。激波吹灰會造成空預(yù)器冷端搪瓷脫落。聲波吹灰是利用共振原理來清除積灰，由于空預(yù)器冷端形成的NH4HSO4成液態(tài)或膏狀，其固有頻率一般不固定，聲波對不斷變化的液態(tài)物很難捕捉到共振頻率，無法徹底清除煙氣中帶有NH4HSO4的積灰。

為了降低空預(yù)器壓差，托電利用機組檢修機會，在各臺爐空預(yù)器冷端安裝了豪頓華公司生產(chǎn)的空預(yù)器智能在線水沖洗裝置。在空預(yù)器堵灰嚴重的時候，啟動在線水沖洗裝置，在空預(yù)器冷端空間噴入高壓（額定工作壓力30MPa）、低流量（1.5t/h）、高速（200m/s）、高度霧化的水霧，高速水流強烈的沖擊及楔劈作用，將煙氣中的NH4HSO4溶解，將污垢從蓄熱元件上剝離，利用重力作用，通過排污口排走，大大緩解空預(yù)器堵灰的情況，從而降低空預(yù)器壓差，提高機組經(jīng)濟性和安全性。

托電2號爐投運智能在線水沖洗裝置進行4.5小時左右的單側(cè)在線水沖洗后，空預(yù)器壓差平均降低1.5 kPa左右，引風機電流降低60A左右，送風機電流降低10A左右，一次風機電流降低6A左右，降低發(fā)電廠用電率約0.15%，節(jié)能效果明顯。如圖2所示。

2.3 噴氨智能優(yōu)化控制

SCR脫硝裝置智能優(yōu)化控制技術(shù)，是通過SCR脫硝系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗及挖掘歷史數(shù)據(jù)，建立優(yōu)化控制的動態(tài)模型，包括脫硝效率、氨逃逸量、噴氨量、進/出口氮氧化物濃度、供氨母管壓力及SCR進口煙氣溫度等之間的動態(tài)模型。通過修改和完善SCR脫硝系統(tǒng)相關(guān)DCS組態(tài)和接口通訊來實現(xiàn)SCR脫硝系統(tǒng)智能優(yōu)化控制。對供氨調(diào)門控制邏輯進行優(yōu)化，在保證脫硝效率及脫硝出口氮氧化物排放濃度不超標的前提下，以最合理的噴氨量波動來提高調(diào)節(jié)品質(zhì)，減少氨逃逸量。

為防止出口氮氧化物瞬間超標，可以將噴氨量按照出口氮氧化物≤80～90 mg/m3的標準進行調(diào)節(jié)和控制，留足裕量。

通過噴氨智能優(yōu)化控制，并優(yōu)化脫硝系統(tǒng)流場布置、噴氨均勻性及NOx濃度場分布等技術(shù)措施，可以在一定程度上減少氨逃逸，減少NH4HSO4在空預(yù)器冷端的集聚，緩解空預(yù)器堵灰的現(xiàn)象。

2.4 停運單側(cè)引/送風機，緩解空預(yù)器堵灰

根據(jù)煙氣中NH4HSO4的生成特點，煙氣溫度207℃以上時，NH4HSO4呈固態(tài)。因此，可以通過短期停運送/引風機/一次風機、升高排煙溫度的辦法，將NH4HSO4從液態(tài)變?yōu)楣虘B(tài)，脫落在飛灰中，將其除去。

為了降低空預(yù)器壓差，托電先后三次利用后夜班負荷低谷階段，停運單側(cè)送風機/引風機一次風機，將排煙溫度提升至207℃以上，成功地將空預(yù)器壓差降低0.3 kPa左右。

2.5 采暖期適當延長暖風器投運時間

在環(huán)境溫度較低的冬、春季，為了減少低溫腐蝕對空預(yù)器堵灰的影響，火電廠一般采用暖風器加熱一、二次風，提高冷端綜合溫度。曾有一些電廠為了節(jié)能過早將暖風器停運。表面上，停運暖風器節(jié)約了部分蒸汽。但過早停運暖風器卻造成空預(yù)器冷端低溫腐蝕，加劇空預(yù)器堵灰，引風機電率增加，煤耗上升，經(jīng)濟性下降。

適當延長鍋爐暖風器投運時間，犧牲了部分蒸汽，卻延緩了空預(yù)器壓差上漲的趨勢。根據(jù)日本有關(guān)學者的研究成果，暖風器出口風溫控制在30℃以上，可有效預(yù)防空預(yù)器冷端低溫腐蝕。托電近幾年延長暖風器運行時間，取得了良好的效果，平均降低空預(yù)器壓差1kPa左右。

2.6 空預(yù)器離線水沖洗

若機組檢修或停備時間超過5天，可以考慮對空預(yù)器蓄熱元件進行人工水沖洗。利用高壓消防水等水源對空預(yù)器熱端、冷端蓄熱元件及空預(yù)器內(nèi)部集聚的積灰進行徹底沖洗（空預(yù)器堵灰嚴重的話需要沖洗1個星期，沖洗3至5遍），沖洗后的廢水通過空預(yù)器底部排污口排走。一般情況下，若沖洗時間充足及質(zhì)量保證的話，可以使空預(yù)器壓差接近設(shè)計值，對解決空預(yù)器堵灰的效果比較明顯。

需要注意的是，沖洗結(jié)束后，盡早啟動送、引風機對空預(yù)器進行烘干，否則機組啟動后會造成新灰粘結(jié)，破壞沖洗效果。

2.7 SCR脫硝反應(yīng)器出口煙道噴堿脫除SO3

電站鍋爐空預(yù)器熱端蓄熱元件上積灰以浮灰為主，而冷端蓄熱元件上積灰則以粘結(jié)灰為主，特別是最下端400mm的范圍內(nèi)，積灰非常嚴重，是導(dǎo)致空預(yù)器蓄熱元件阻力增加的主要因素。

為徹底解決空預(yù)器堵灰問題，托電和大唐科研院合作聯(lián)合開發(fā)了干粉吸附劑注射技術(shù)（DSI），在托電1號爐SCR脫硝系統(tǒng)中成功實施。該技術(shù)要點是選擇合適的堿性粉狀物料如熟石灰（Ca（OH）2），通過輸送風機將堿性粉狀物料注射到脫硝反應(yīng)器出口煙道內(nèi)，注射到煙氣中的堿性物料與煙氣中的SO3發(fā)生吸附、中和反應(yīng)，可脫除煙氣中90%以上的SO3，抑制NH4HSO4的生成，解決空預(yù)器堵灰問題。噴堿法去除SO3的化學原理及裝置示意圖分別如式3、圖3所示。

堿性物質(zhì)+SO3 硫酸鹽+H2O 式3

利用堿性干燥吸附劑去除煙氣中的SO3從而降低空預(yù)器的技術(shù)是一種新興的解決SCR煙氣脫硝后空預(yù)器堵灰的辦法，在國內(nèi)屬于首創(chuàng)?？筛鶕?jù)機組負荷變化定量調(diào)整吸附劑用量，減少、抑制電站鍋爐SCR脫硝反應(yīng)器后煙氣中NH4HSO4的生成，從而抑制空預(yù)器壓差上漲的速度，降低空預(yù)器壓差。可以在一定程度上從根本上解決SCR煙氣脫硝后空預(yù)器堵灰的問題。該技術(shù)應(yīng)用后每月可降低空預(yù)器壓差約0.1 kPa。

3 效果分析及降低空預(yù)器壓差的建議

（1）降低入爐煤硫分和灰分是從根本上預(yù)防和解決空預(yù)器的方法，但是燃煤的成本較高。因此，火電廠要綜合考慮燃煤成本和經(jīng)濟性之間的關(guān)系。

（2）空預(yù)器在線水沖洗裝置可以快速降低空預(yù)器壓差。但是空預(yù)器在線水沖洗裝置只能短期使用，且在機組負荷較高、煙氣量較大時、沖洗壓力達到額定壓力等條件滿足時才有效。長期使用會對空預(yù)器冷端蓄熱元件造成一定的負面影響。

（3）噴氨優(yōu)化、適當延長暖風器投運時間等都是可以在機組運行中實施的措施，具有一定的效果。

（4）運行中通過短期停運單側(cè)引風機/送風機/一次風機來提升排煙溫度的辦法使NH4HSO4從液態(tài)變?yōu)楣虘B(tài)除去的方法，效果只維持三天左右。缺點是提高了鍋爐排煙溫度，鍋爐效率降低，可以作為緊急處理措施。

（5）在脫硝出口煙道噴入熟石灰等堿性干燥吸附劑去除煙氣中SO3的技術(shù)是一種新興的解決SCR煙氣脫硝后空預(yù)器堵灰的辦法，抑制、減緩空預(yù)器壓差上漲速度的效果良好，值得大力推廣。但需要連續(xù)運行才能發(fā)揮較好的作用，運行成本較高。

（6）本文所述控制空預(yù)器壓差的各種技術(shù)手段不只是單獨使用，可以結(jié)合起來，發(fā)揮更好的效果。例如機組運行中，可通過優(yōu)化配煤、噴氨控制、噴堿、空預(yù)器在線水沖洗等方法綜合使用，降低空預(yù)器壓差。

（7）火電廠應(yīng)高度重視暖風器疏水系統(tǒng)運行的可靠性對空預(yù)器堵灰的影響，根據(jù)實際情況，考慮實施暖風器疏水泵變頻改造，或如文獻3所述，將暖風器疏水倒至軸加后的第一級低加系統(tǒng)中，提高暖風器疏水系統(tǒng)運行的可靠性，減少暖風器蒸汽泄露的幾率，從而降低空預(yù)器壓差。

（8）火電廠在進行脫硝改造時，除了空預(yù)器冷端蓄熱元件鍍搪瓷外，還應(yīng)該考慮對空預(yù)器入口煙氣流場進行優(yōu)化，加裝導(dǎo)流裝置，確保煙氣相對均勻地流經(jīng)換熱元件；還應(yīng)該加強空預(yù)器冷端漏風的治理。若漏風嚴重時，應(yīng)進行密封改造。

4 結(jié)語

本文針對電站鍋爐投運SCR脫硝裝置后空預(yù)器堵灰的現(xiàn)象，對常見的幾種控制空預(yù)器堵灰的技術(shù)手段進行了介紹和分析比較。限于篇幅，未囊括所有解決空預(yù)器堵灰的技術(shù)，提供的比較結(jié)果有一定的局限性。文中有不足和不妥之處，歡迎批評指正。

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