（国电电力大同发电有限责任公司山西大同037000）
摘要：本文重点介绍了SCR脱硝造成空预器堵塞的原因及影响,并结合国电电力大同发电有限责任公司三期两台660MW机组通过对脱硝系统进行优化和采用高温度场连续吹灰技术解决空预器堵塞方法与应对措施，为以后减轻类似事件和提高机组的可靠性和利用小时提供参考。
关键词：超临界机组；空预器；堵塞；吹灰；脱硝
一、概述
国电电力大同发电有限责任公司#9、#10机组为660MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司设计制造的超临界参数变压直流炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。型号为DG2150/25.4-Ⅱ6型。
空气预热器为豪顿华工程有限公司生产的32.5VNT2130型三分仓回转容克式空气预热器，空预器转动方向为烟气→一次风→二次风。
为了满足国家新的火电厂主要污染物排放标准要求，#9、#10机组相继进行了低氮燃烧器和烟气脱硝改造。改造后机组普遍存在锅炉飞灰可燃物升高、减温水量偏大以及因喷氨量控制不当导致空气预热器堵塞等诸多问题，甚至因脱硝运行维护不当影响机组的正常出力。
二、脱硝系统造成空预器堵塞的原因及危害
燃煤锅炉炉膛内烟气中的二氧化硫约有0.5%~1.0%被氧化成三氧化硫。加装SCR系统后，催化剂在把NOX还原成N2的同时，将约1.0%的SO2氧化成SO3。在空预器中/低温段换热元件表面，SCR反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨（NH3）、SO3及水蒸汽反应生成硫酸氢氨或硫酸氨
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘性结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度（通常要求SCR出口不大于3uL/L）时，主要生成硫酸氢氨。在150~220℃温度区间，硫酸氢氨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，增加空预器阻力并影响换热效果。
空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的硫酸氢铵黏附在空预器冷段壁面。氨逃逸控制不良的因素主要有：烟气量测量不准，造成原烟气NOx总量不准，导致喷氨量过大；机组投运时间增加，催化剂活性下降；低负荷时SCR入口烟气温度偏低，催化剂活性下降；烟气流场分布、喷氨量、NOx浓度分布不均等原因导致的SCR出口氨逃逸率不均，另外机组负荷变化频繁、煤种变化、空预器吹灰、运行人员调整的因素对空预器堵塞也有一定影响。
从机组近几年的运行情况看，空预器烟气侧差压达到2.5kPa以上时，机组负荷受限5%以上，如设备健康水平不好，负荷受限幅度还会更大，这主要表现为引风机出力不足，氧量低，同样负荷煤量大，减温水量大，锅炉效率下降。
三、SCR脱硝系统优化
脱硝系统经济高效运行对减缓空预器积灰堵塞，延长空预器运行时间，保证空预器使用寿命至关重要。
1、从脱硝的工艺来讲，影响SCR脱硝效率的主要因素是反应温度、NH3/NOx的摩尔比、反应时间和催化剂性能。这几个因素的优化是提高脱硝效率的关键。
（1）反应温度的优化
上图为一种在管式反应器中的以V2O5/TiO2催化剂为基体所得到的反应温度对NOx脱除率的影响的实测结果。
从图中可知，该催化剂在210—310℃的范围内，随着反应温度的升高，NOx的脱除效率明显增加，升至310℃时，达到最大值（90%）。随后NOx脱除率随温度升高而下降。
使用不同的催化剂对应有不同的最佳反应温度，另外，其它的一些条件（如煤种和还原剂等）的变化也会对最佳反应温度产生影响。应用时应根据具体情况进行优选。
（2）NH3/NOx的摩尔比的优化
下图仍是在上述试验中得到的温度为310℃时，NH3/NOx的摩尔比对NOx脱除率的影响的实验结果。
从图可以看到，最初NOx的脱除率随NH3/NOx的增加而增加，增加到某一值时，NH3再增加NOx的脱除率反而开始降低，这是由于NH3的输入量超过需要时，NH3的氧化副反应的速率会增大，从而降低了NOx的脱除率，同时也增加了净化气中未转化氨的排放浓度，造成二次污染。在SCR工艺中，一般控制NH3/NOx在1.2以下。
（3）接触时间的优化
下图为上述试验中得到的在310℃下和NH3/NOx=1的条件下，反应气体与催化剂的接触时间（t=Q/V）对NOx脱除率的影响的实验结果：
上图表明，t增至200ms时，NOx脱除率达到最大，随后有所下降。这是由于反应气体与催化剂的接触时间增大，有利于反应气体在催化剂微孔里的扩散、吸附、反应和产物气体在催化剂中的解吸、扩散，从而使NOx的脱除率提高。但是，若接触时间过长，氨的氧化反应开始发生，使NOx的脱除率下降。该实验结果表明的最佳接触时间为200ms。
（4）催化剂活性的影响
催化剂活性对NOx的脱除率的影响很大。当催化剂活性下降，氨的逃逸率上升，NOx的脱除率下降。
此外，烟气中的氧的含量、脱硝系统装置水平、物料平衡、自动调节系统投入品质等均对NOx的脱除率有影响。运行中要多观察，多总结，必要时利用机组检修机会对脱硝系统进行改造，对系统进行多方面优化。
2、日常运行中应做的工作
为了有效控制和改善空预器堵塞情况,建议如下:1、利用机组检修机会对SCR反应器内催化剂进行检查和清灰，对反应效果差或失效的催化剂更换，提高整体活性；2、通过热力试验做好喷氨优化，通过对喷氨调整门自动调节、流量计校准、喷氨格栅调整，保证喷氨、烟气流场的均匀分布；3、SCR控制策略的调整。在稳定负荷下，尽可能将SCR出口的NOx值控制在环保要求的上限，减少不必要的喷氨，防止过度喷氨。并定期进行氨喷射系统的喷氨流量平衡调整，防止局部过大氨逃逸。4、负荷变化时，运行人员不要盲目将SCR出口的NOx值设定降的过低，另外对氧量的控制不能过高，配合燃烧器二次风、燃尽风的调节控制SCR进口的NOx值不要过高。
四、利用高温度场连续吹灰技术解决空预器因SCR脱硝造成堵塞
1、提出背景
硫酸氢铵熔点147℃，沸点350℃，小于或等于147℃时,硫酸氢铵紧密固化,严重影响常规吹灰效果。
我单位根据近几年机组运行情况，通过大量实践，创新性提出“提高排烟温度、空预器连续吹灰”技术。它合理利用排烟温度的提升空间，使硫酸氢胺达到结晶和软化临界点，提高吹灰效果。
以提高某机组A侧烟温为例，相关技术措施如下：
（1）做好低负荷稳燃措施，提前对空预器吹灰系统疏水暖管。（2）提高A侧烟温，适当降低本侧电场（1、2室或3、4室）运行参数，控制电场闪络次数不超过20次/分钟。（3）检查关闭送风机出口联络挡板。（4）检查RB保护投入正常。（5）缓慢降低A送风机出力，增大B送风机出力，调整期间保证总风量满足机组带负荷所需总风量，维持锅炉二次风箱压力和空预器入口氧量稳定。（6）维持炉膛负压稳定。（7）控制空预器排烟温度温升速率为3℃/10min，防止空预器膨胀不均造成空预器动静卡涩。（8）空预器排烟温度最低点温度大于150℃，最高点温度在170～180℃之间时，暂停操作并投入空预器连续吹灰。
2、效果对比
各机组采用“提高排烟温度、空预器连续吹灰”实际效果明显。
（1）#9机参数
吹扫前：10月27日21:17，负荷450MW，A差压2.7KPa，B差压2.7KPa，氧量3.5%，引风机电流227A。
吹扫后：10月29日22:46，负荷450MW，A差压2.4KPa，B差压2.5KPa，氧量3.4%，引风机电流215A。
#9炉吹扫后参数说明：预热器A侧差压降低300Pa，B侧降低200Pa，引风机电流降低12A。
（2）#10机参数
吹扫前：10月27日02:43，负荷400MW，A差压2.2KPa，B差压2.3KPa，氧量4.0%，引风机电流198A。
吹扫后：10月28日08:58，负荷400MW，A差压2.0KPa，B差压2.1KPa，氧量3.9%，引风机电流190A。
#10机吹扫后参数说明：预热器A侧差压降低200Pa，B侧降低200Pa，引风机电流降低8A。
3、注意事项
1．此方法受负荷限制，经过吹灰数据分析，机组负荷越高，吹灰效果越好。机组负荷450MW以下时，提高一侧排烟温度，另一侧冷端排烟温度容易降至烟气露点以下，为保证另一侧预热器运行安全，吹灰无法进行。
2．此方法受时间限制，因现机组配煤掺烧的缘故，每日白班必须锅炉本体吹灰，程序吹灰时间较长7-9小时，夜间负荷低。因此，在时间上算，只有前夜9个小时内完成，如遇负荷调整，吹灰时间会更短，这样吹灰效果会大打折扣。
3．安全性风险。此方法实施中，机组运行进入异常工况，操作量大，负荷不确定性，机组运行存在安全性风险。
此外，空预器堵塞的原因是多方面的，真正做到完全避免非常困难，是一个庞大复杂的工程。除了上述提出的几种措施外，还有很多需要在机组日常运行中注意的。比如：（1）从燃料和燃烧产物考虑，锅炉尽量不燃用含硫量大的煤，锅炉运行中，注意避免三氧化硫的产生及烟气露点温度的降低。必要时可考虑使用降低露点或预防腐蚀的添加剂。（2）锅炉运行中应尽量消除漏风。尽量降低过剩空气量，采用高温低氧燃烧方式。（3）提高空预器受热面壁温或使壁温避开烟气严重腐蚀区域。必要时对空预器进行改造，采用热管式或卧式预热器，空预器材料选用耐腐蚀的玻璃、陶瓷等材料。（4）提高空预器进风温度、改变空预器传统的逆流换热方式，提高省煤器入口水温。（5）要尽量避免或减少锅炉低负荷或超负荷运行。（6）日常运行中，掌握积灰规律，运行人员每班定期对空预器进行吹灰，控制好吹灰蒸汽的压力、温度、低负荷和滑参数停机过程中要连续进行空预器吹灰等。