【摘 要】选择性催化还原法(SCR)是处理火电厂氮氧化物的最主要处理方法，目前在我国燃煤电厂得到了广泛的应用。但在某些情况下，SCR 系统会产生NH4HSO4和(NH4)2SO4，很容易对空气预热器进行粘污，造成堵灰，腐蚀换热元件，使得空预器阻力快速升高，威胁机组安全运行，严重者更需停机处理，耗时长、费用高、受限多。本文涉及到了一项经实践处理的新方法。
1、造成空预器堵塞的原因
1.1 硫酸氢铵的生成及其影响因素
冷端低温腐蚀是空预器堵塞的重要影响因素之一，同时也是影响空预器正常运行的关键所在。图1所示，SCR反应器是在特定催化剂作用下，以氨气作为还原剂，选择性地将NOX还原为N2和H2O。
SCR的化学反应机理比较复杂，主反应是NH3在一定温度和催化剂作用下，有选择地将NOX还原为N2和H2O，当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度，会主要生成NH4HSO4，而在150-220℃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增加，换热元件效率降低等问题。
在脱硝过程中由于氨的不完全反应 ,SCR 烟气脱硝过程氨逃逸是难免的 ,并且氨逃逸随时间会发生变化 ,氨逃逸率主要取决于以下因素:(1)注入氨流量分布不均;(2) 对氨逃逸率监视手段有限;(3) 空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域 ;(4) 机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢氨的沉积区域;(5) 机组负荷波动频繁，NOX生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象;(6) 运行调整、监控手段还不完善，需要进一步总结经验。
1.2高加停运造成的影响
高加停运对锅炉的影响：1.锅炉给水温度下降;2.排烟温度下降，空预器低温腐蚀;3.锅炉热风温度下降影响燃烧温度;4.锅炉蒸发吸热量增加，过热吸热量不变过热蒸汽温度下降。5.锅炉效率下降。
天津国电津能热电#1机组3台高加于2016年02月26日退出。高加停运之后，在相同负荷下锅炉给水温度降低约100℃，这就使得锅炉蒸发吸热量增加，需要从烟气中吸收更多的热量，从而造成了排烟温度的下降，促进了硫酸氢铵的生成。
2、空预器堵塞的危害及其常规处理措施
2.1空预器堵塞对运行造成的影响
空预器堵灰后，先是一次、二次风压有摆动现象，随后摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化。其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，这是因为当堵塞部分转到一次风口时，一次风压开始下降;当堵塞部分转到二次风口时，二次风压又开始下降，在堵塞部分转过之后，风量又开始增大，由于风量的忽大忽小致使送风量不断变化，造成了燃烧得不稳定。同时，由于空预器堵灰，造成送风量不能满足锅炉满负荷出力，致使机组出力下降，引风机、送风机电耗相对有所增高，严重时引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力，最终很可能由于空预器堵塞使机组被迫停机检修。
2.2常规处理及控制措施
2.2.1吹灰系统治理
1)进行空预器吹灰器压力校验，严格按照额定压力要求进行调整，确保空预器冷端吹灰效果。
2)优化空预器吹灰器运行周期，机组在高负荷时因锅炉通风量大，空预器积灰现象相对较少，空预器可以采取每班2次定期吹灰方式;机组在较低负荷时，通风量较小，可以投入空预器连续吹灰。
3)严密监视空预器进出口压差，当空预器进出口压差超过2.0kPa时无论机组负荷大小均改为连续吹灰直至压差降低后再改为正常吹灰方式。
4)对空预器吹灰系统及控制程序改进，增加系统疏水时间，增设系统疏水管道，使吹灰蒸汽疏水彻底并达到吹灰要求温度。同时加强吹灰器进汽阀门内漏的治理防止进汽阀门不严汽水进入空预器受热面导致积灰。加强空预器定期吹灰，特别是锅炉燃烧较差煤质时要加强吹灰。空预器出入口烟气差压增大时增加空预器吹灰次数，缩短吹灰间隔时间。
2.2.2保证锅炉煤粉充分燃烧
锅炉启动时制粉系统投运要尽量满足着火能量要求。等离子磨尽量燃用高发热量低灰分低硫分的燃煤，等离子系统优化改造保证点火前一次风温二次风温满足点火要求。从而减少等离子点火初期大量未燃煤粉进入锅炉尾部烟道加剧空预器堵灰。机组每次停运时，在条件允许情况下，尽量将安装有等离子点火装置的磨煤机对应煤斗走空，并在下次机组启动前将该煤斗配上发热量大于4500kcal/kg以上挥发分较高的煤种，从而抑制空预器堵灰的发生。
2.2.3加强省煤器输灰系统管理
锅炉运行中，加强省煤器灰斗料位、压缩空气气源以及阀门状态管理，一旦发现高料位、低料位，加强缩短循环时间，加大进料时间，及时联系检修进行处理。
2.2.4冬季加强暖风器治理
停机时对暖风器进行打压查漏，同时对暖风器疏水管道、各组暖风器供汽方式等进行改造，防止因暖风器疏水不畅引起振动导致内漏。建议锅炉暖风器处增加玻璃观察窗，以方便运行过程中检查暖风器是否内漏。冬季环境温度低时要及时投入空预器入口一、二次风暖风器，通过提高空预器空气入口温度来提高空预器冷端综合温度。
2.2.5 控制SCR脱硝系统
1)严格控制氨的逃逸率。要合理组织制粉系统运行方式，尽可能提高底层制粉系统出力，减少多台磨煤机少煤量运行情况的发生，提高煤粉浓度。定期对磨煤机进行煤粉细度化验，根据化验结果及时调整磨煤机分离器挡板。加强巡检，观察炉内着火情况。及时调整主燃烧区入炉空气量，适当关小燃烧区辅助风、周界风风门开度，保证二次风风压。严格控制一次风率和一次风速。磨煤机入口一次风量偏大，出口风速高，造成煤粉入炉后风煤比偏大，致使氮氧化物生产率高。降低一次风速至设计值后，氮氧化物排放量将明显降低。
2)在负荷调整、异常工况时，加大运行人员的干预力度，控制脱硝效率上限值。改善低负荷时低氮燃烧的二次配风方式，控制进口NOX含量，避免在低负荷燃烧时喷氨过量。
2.2.6空预器在线冲洗
空气预热器蓄热元件内部堵塞，主要成分是灰分、硫酸氢氨、盐类等具有粘着性并结垢的物质，在60～80℃的水中溶解度最大。在线冲洗就是在空气预热器运行中，将50～70℃高压水喷入空气预热器蓄热元件冷端，随着空气预热器的转动进行冲洗，疏通堵塞的蓄热元件，同时调控锅炉系统各参数，将蓄热元件冲洗干净并保证锅炉系统安全稳定运行。
3、 治理空预器堵塞的新方法
天津国电津能热电有限公司在实施环保超低排放新标准后，#1机组由于燃煤中氮、硫含量高于设计煤种(脱硝入口NOX浓度最高可达360mg/Nm3,脱硫塔入口SO2浓度最高达2600 mg/Nm3)加之冬季排烟温度比较低造成1B空预器堵塞，满负荷1B侧空预器烟气侧差压达3.5kpa左右，严重影响了机组的安全经济运行。在此情况下依据硫酸氢铵的物理特性，提出通过将空预器升温的方式治理堵塞。
1)硫酸氢铵的气化温度为150℃～230℃，对空预器升温后硫酸氢铵从固态变成气态，堵塞减轻;
2)空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响;
3)空预器升温后整体膨胀变形，控制好升温速率将不会发生动静摩擦。
1月4日10：00时开始对1B空预器升温;至1月6日08：00时开始逐渐调整到正常运行方式。空预器升温方案和空预器升温期间的危险点预控措施:送风机动叶切为手动方式，缓慢降低1B侧送风机出力，增大1A侧送风机出力，控制1B侧排烟温升在0.5℃每分钟。1B空预器排烟温度达170℃左右时其阻力开始降低，考虑到空预器冷端漏风的影响，空预器冷端蓄热片的底部应该达到了200℃，在此温度下硫酸氢铵基本全部气化，同时投入1B空预器冷端连续吹灰，进一步清除空预器冷端换热面上积灰，空预器阻力基本恢复到机组刚启动时的状况。
4、结语
从机组运行情况表明，空预器发生堵塞后，烟气侧阻力达到2000Pa。根据本文提出的应对措施，整个空预器压差运行工况大大改善，且对其他辅机与脱硫除尘等设备无不良影响。
原标题：高加停运对空预器堵塞及处理新方案
