摘要：隨著環保要求越發嚴格，火力發電廠陸續對環保設施進行改造，增加了脫硫、脫硝設備，其中大部分脫硝設備采用SCR催化還原法脫硝。但SCR脫硝系統運行過程中會產生粘性大、腐蝕性強、液態的NH4HSO4,易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預器的堵塞和腐蝕，影響機組穩定運行。本文對空預器堵塞原因進行了詳細分析,根據實際情況，提出了幾個解決方案:提高排煙溫度、增加送風機暖風器等等。

火力發電廠在發電的同時，也產生了大量污染物。由于國家對環保的愈發重視，對于各類污染物的排放進行嚴格控制。在2014年國家新修訂的《鍋爐大氣污染物排放標準(GB/13271-2014)》中，對于污染物排放要求進一步加強。其中燃煤鍋爐二氧化硫、氮氧化物、顆粒物排放濃度限值分別為200mg/m3、200mg/m3、30mg/m3。為了應對環保要求，火力發電廠陸續對機組進行了環保改造，增加了脫硫、脫硝設備，以降低污染物排放。在脫硝改造中，國內大部分火電廠脫硝采用SCR催化還原法脫硝。

目前，當屬SCR脫硝技術在國外應用較為普遍。SCR脫硝裝置具有結構簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優點。隨著催化劑性能的改進和反應操作條件的優化,SCR技術日趨成熟，在我國也得到日益廣泛的應用。但SCR脫硝系統運行過程中會產生粘性大、腐蝕性強、液態的NH4HSO4,易捕捉煙氣中的飛灰，引起空預器的堵塞和腐蝕，影響機組穩定運行?？疹A器發生堵塞后，會引起爐膛負壓波動增大，也會導致空預器的煙氣側、一次風、二次風側的進出口壓差增加。堵塞嚴重時會造成空預器漏風系數增大，兩邊的排煙溫度溫差增大，鍋爐排煙損失增加。在這種情況下運行時，引風機、送風機、一次風機電流變大，耗電量增加，甚至有可能造成風機失速進而風機跳閘引起鍋爐RB動作，對火電機組安全穩定的運行造成威脅。

有資料表明，某電廠660MW燃煤發電機組在正常運行1年后，由于空預器堵塞，空預器壓差由設定值1.2kPa上升至3.5kPa左右，排煙溫度上升了20℃，空預器出口風溫降低10℃，送風機電流增加了40A，引風機電流增加了120A,—次風機電流增加了20A，這些數據都在表明空預器堵塞對機組運行的經濟性造成嚴重影響。上述表明，空預器的堵塞對機組的安全穩定運行造成了嚴重威脅。分析研究空預器堵塞的原因，減少空預器的堵塞對于機組的安全有著重要意義。對此，本文將對空預器堵塞的原因進行分析提出空預器堵塞故障的治理措施，保證鍋爐的安全、穩定、經濟運行，對火力發電企業具有指導性和借鑒性。

1空預器堵塞故障研究進展

空預器堵塞故障機理研究。根據實驗分析可知，空預器堵塞物中大多是NH4HSO4為主的混合物。NH4HSO4的產生主要來源于火電廠脫銷系統的投運。目前，國內大部分電廠采用的是SCR法對煙氣脫硝。SCR法是指在催化劑的作用下,還原劑(NH3或者尿素等)有選擇性的與煙氣中的NOx反應并生成環境友好的化和H2O。SCR脫硝裝置具有結構簡單、脫硝效率高、運行可靠、便于維護等優點。隨著催化劑性能的改進和反應操作條件的優化，SCR技術日趨成熟，在我國也得到曰益廣泛的應用。

在以氨為還原劑的典型SCR反應條件下，其主要化學反應為

其主要反應原理見圖1

圖1SCR煙氣脫硝技術反應原理但是,還原劑(NH3或者尿素等)在煙氣脫硝的同時，也會產生副產品NH4HSO4,其主要化學反應為：

NH4HSO4會在空預器冷端結露成具有粘結性、腐蝕性的液體,這種狀態下的NH4HSO4極易捕捉煙氣中的飛灰，一旦積累在空預器蓄熱片上，會進一步吸附流通煙氣中飛灰，形成惡性循環。此外,NH4HS〇4具有一定的腐蝕性，使得空預器蓄熱片金屬原件腐蝕變脆，造成蓄熱片斷裂。長期下去，會引起空預器的局部堵塞和腐蝕，威脅機組的正常運行。目前，空預器堵塞已經成為火電廠運行中普遍存在的問題，空預器堵塞不僅降低電廠運行的經濟性，也對機組的安全運行造成危害，因此，研究空預器堵塞的原因，找出空預器堵塞的解決方案，成為迫在眉睫的任務。

2空預器堵塞的原因分析

空預器堵塞原因很多，主要有以下幾個方面原因：

機組啟停。機組在啟停過程中，排煙溫度長時間處于低溫(70-80℃)狀態，在這種溫度下，煙氣中的NH4HSO4會在空預器冷端結露，吸附煙氣中的飛灰，形成混合物后積聚在空預器的蓄熱片上，堵塞空預器。此外，在機組啟動過程中，鍋爐本體溫度較低，鍋爐燃燒不充分，大量的煤粉未燃盡就隨著煙氣排出鍋爐。這種煤粉很容易殘留在空預器上，引起尾部煙道自燃。為了保證鍋爐運行安全，運行要求在機組啟動初期投入空預器吹灰。但是在鍋爐燃燒初期，吹灰用的輔助蒸汽溫度低，濕度大,很容易使水蒸氣在空預器熱端凝結，粘結飛灰,造成空預器煙灰堵塞。

(1)煤質影響。寶慶電廠燃煤鍋爐設計燃用當地無煙煤和煙煤的混煤，設計煤種的混煤比列為7:3,其中無煙煤揮發分Vdaf=7.5%,燃燼指數為22.5,沖刷磨損指數為14.0。混煤中灰的主要成分SiO2為62.22%,CaO為1.29%,Na2O為0.5%,K2O為1.61%。然而實際上燃用煤種變化較大，含硫量在0.35%-2.5%之間變化，入爐煤含硫量高、水分高，造成煙氣中SO2含量增大,NH4HSO4在空預器冷端的酸露點溫度也越高。當酸露點溫度高于排煙溫度時，空預器冷端就會發生積灰堵塞和低溫腐蝕的情況。因此，根據機組運行情況調整鍋爐燃燒時不同煤種摻配比例額，降低鍋爐入爐煤硫份，可以提高排煙溫度，減少空預器的堵塞。

(2)排煙溫度偏低。一般情況下，NH4HSO4的露點為120℃。在煙氣中結露后以液體形式在物體表面聚集或者是以液滴形式分散于煙氣中。液態的NH4HSO4是一種具有粘結性與腐蝕性的物質,很容易在空預器與飛灰混合后積累在空預器中，堵塞空預器。表1為2016年#1機運行時鍋爐部分參數：

表12016年#1機機組運行參數

當機組運行時排煙溫度低于NH4HSO4酸露點溫度,煙氣中的NH4HSO4就會結露，再進一步吸附煙氣中飛灰，形成粘附性混合物，積聚在空預器蓄熱片上，導致空預器出現積灰和堵塞?；痣姍C組運行中，空預器是重要的傳熱元件。其主要作用是將鍋爐尾部煙道中的煙氣中攜帶的熱量，通過散熱片傳導到進入鍋爐前的空氣中，將空氣加熱到一定的溫度。若是尾部煙道煙氣溫度較低,或者是空氣溫度較低，在經過空預器熱量傳遞后，排煙溫度會進一步降低，甚至低于NH4HSO4露點溫度。產生大量的液態NH4HSO4，與飛灰混合后堵塞空預器。特別是在冬季機組運行時，環境溫度、尾部煙道溫度都相對較低，使得排煙溫度也長期處于較低水平，大量的NH4HSO4結露堵塞空預器。根據表1資料表明，1機在負荷從660MW到330MW時，兩側排煙溫度整體呈下降趨勢，如圖3所示：

圖3660MW時#12SCR流量趨勢

大部分情況下,1機排煙溫度110~130℃左右。這種情況下機組負荷稍微有所波動，排煙溫度就會低于NH4HSO4結露溫度，粘附在空預器上，堵塞空預器。堵塞較為嚴重時，一次風側的壓差最大可達1.56kPa,對機組的安全運行造成嚴重威脅。

(1)脫硝系統投運。

SCR脫硝系統投運后，為了保證脫硝效率，消耗的NH3往往大于脫硝反應的理論要求，這就使得有少量的NH3隨著煙氣流向至煙囪排放出去。脫硝系統運行中，煙氣中過量的NH3會和SOX在SCR反應器內產生化學反應形成氣態的NH4HSO4。此外隨著運行時間的增加、入爐煤中部分雜質等因素影響等，SCR催化劑活性在逐漸下降，煙氣脫硝效率降低、脫硝消耗的液氨增加，造成氨逃逸率增大。寶慶電廠SCR脫硝系統主要以SCR出口煙氣NOX含量為控制標準。實際運行中，該測點測量值與實際值存在一定偏差,導致表1中兩側噴氨量也存在著偏差。該偏差隨著運行時間，負荷的關系逐漸增大，最大偏差達10.7%。機組運行期間長時間兩側噴氨不均勻，不僅不利于機組脫硝，還會導致兩側煙氣流通不一致、兩側空預器堵塞不一致，兩側一次風壓差變大，鍋爐燃燒環境變差，嚴重時會導致爐膛負壓大幅度波動，甚至MFT至停機。

圖4330MW負荷時#12SCR流量趨勢圖

為保證煙氣排放的環保要求，只能加大噴氨調節系數，增大噴氨量，造成機組#2SCR運行中噴氨長期大于#1SCR,空預器B的壓差也明顯高于空預器A。