燃煤机组硫酸氢铵分区生成分析及空预器防黏结堵塞研究

龙远生，吴 凯，黄国辉

（国家电投集团江西电力有限公司新昌发电分公司，江西 南昌 330017）

0 前言

空气预热器是燃煤机组通过回收省煤器后烟气热量来加热一、二次风，降低排烟温度的重要设备。运行阻力、漏风率、排烟温度是空预器运行的关键参数，对锅炉经济性、安全性具有重要影响[1]。燃煤机组超低排放改造后，脱硝反应器流场不均及局部喷氨过量导致在空预器冷端生成硫酸氢铵[2]，硫酸氢铵黏结物难以通过吹灰有效清除，导致空预器压差升高，换热效率下降。通过空预器硫酸氢铵分区生成机理分析研究，提出加装脱硝反应器采样全断面监测装置，进行空预器硫酸氢铵生成监测以及空预器冷端黏结早期干预控制，有效防止空预器堵塞发生，提高机组运行安全经济性。

1 硫酸氢铵分区生成原因分析

1.1 硫酸氢铵生成机理

锅炉燃煤燃烧后烟气中含有大量SO2气体，脱硝催化剂中的活性组分钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起到一定的催化作用，SO2的氧化率与V2O5含量相关。据统计，加装SCR脱硝装置的燃煤机组，烟气中约1%的SO2将转化为SO3，二者之间的转化是温度的函数，随着温度的升高SO2的氧化率增加。对于给定的SO2浓度和温度，SO3的生成率几乎不变[3]。

SCR系统脱硝过程中，需向烟气中喷入大量的氨，为保证出口NOx浓度达标，大多数脱硝机组存在多喷氨现象，NH3逃逸不同程度的存在，两者在空气预热器中下层处烟气温度合适区域形成硫酸氢氨，脱硝反应未完全耗尽的氨气，与烟气中的SO3、水蒸气易发生下列反应：

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤锅炉，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在146℃～207℃温度范围内为液态；对于燃油、燃气锅炉，烟气中飞灰含量较低，硫酸氢氨在146℃～232℃温度范围内为液态。液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及锅炉的正常运行

燃煤机组运行经验和热力学分析都表明，硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关，见图1。硫酸氢铵的形成量随NH3浓度的增加而增加，高SO3/NH3摩尔比将促进硫酸氢铵的形成及其在空预器上的沉积[3]。硫酸氢铵的形成同时依赖于温度，当烟气温度略低于硫酸氢铵的初始形成温度时，硫酸氢铵即开始形成。当烟气温度下降到比硫酸氢铵形成的初始温度低25℃时，硫酸氢铵形成反应可完成95%。硫酸氢铵的确切形成区域取决于初始形成温度和空预器温度，并在空预器轴向上、下波动。硫酸氢铵的沉积受空预器冷段换热元件结构及温度影响，对于三层换热元件空预器，吹灰器可以将中间层换热元件上的硫酸氢铵清除，使其难以在空预器中间层沉积[4]。

图1 NH3与SO3浓度积、温度对硫酸氢铵形成的影响

1.2 空预器硫酸氢铵分区生成影响因素

在催化剂、燃烧工况、空预器运行工况、燃煤品质等环境条件基本稳定条件下，氨的局部过量造成的氨逃逸是影响硫酸氢铵生成的主要原因，影响机组运行期间硫酸氢铵分区生成的主要因素有：脱硝出口烟气取样无代表性、脱硝反应器内部流场不均、机组工况变化、空预器设计工况等。

1）脱硝出口烟气取样无代表性。

脱硝机组CMES厂商设计的取样探头多为单点采样探头，在极易产生湍流及紊流的大截面、小直段的烟道中很难取到具有代表性的样气。部分电厂在脱硫及脱硝等处采用三点取样方式对烟道烟气进行抽取，抽气后的烟气进行混合测量，该方法在一定程度上是提高了样气的代表性，但烟囱入口与脱硝出口NOx测量偏差问题也没有得到根本解决，部分电厂偏差达到100%以上。

2）反应器内部流场的分布不均。

火电机组的锅炉燃烧十分复杂，烟气在脱硝的流场分布存在多样性、变化性及不均匀性等多个特点。在SCR设计时，主要利用FLUENT进行冷热态模拟，然后根据现场手工取样的NOX测量等进行喷氨流场调整。随着运行时间的延长，脱硝催化剂发生局部积灰或堵塞，造成烟气偏流，锅炉从设计到长期运行后，不可避免经过大小修理及相关设备改造，烟道的烟气流场会变化较大。

3）机组运行工况的变动导致流场不均。

随着电网负荷波动幅度增大，多数电厂的机组出力、效率下降较严重，机组运行小时数下降，低负荷工况增加，大容量机组也参与到灵性调峰。机组为适应调度的负荷曲线，根据AGC指令要随时调整负荷，在负荷调整过程中，锅炉燃烧工况变化较大，风量、煤量及水量会出现剧烈的变化。这些与燃烧直接相关的参数变化，对锅炉烟道的流场分布带来更大的不确定因素，气流分布与设计值及模拟值易出现较大的偏差。

4）空预器结构不良促进硫酸氢铵生成。

气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。硫酸氢氨的形成是有固定的温度区域，在预热器传热元件中该温度区域对应相应的位置区域，此区域统称为ABS区域。大量的实验结果表明，燃煤机组液态NH4HSO4形成的温度区域在146℃～207℃，ABS区域为距预热器传热元件底部381mm-813mm位置之间[4]。传统空预器元件分为高、中、低温3段，采用致密的波纹板结构，换热冷段高度约300mm，主要为了防止烟气产生的硫酸导致低温腐蚀。当硫酸氢氨温度区间跨越2层换热元件时，接缝处的硫酸氢氨吸附飞灰结垢搭桥现象更加严重[5]。

图2 燃煤机组空预器ABS区域分布图

2 脱硝反应器全断面硫酸氢铵生成趋势采样监测

2.1 硫酸氢铵生成趋势采样监测原理

NH3、SO3是硫酸氢铵生成的必要条件，控制其中一个因素即可有效控制硫酸氢铵的生成。脱硝反应器进出口烟道面积大，多数机组的烟道CEMS只监测1～3个点，代表性不强，不能判别全断面NOx分布情况，人工监测难以及时有效进行。而且，脱硝反应器本体面积是进出口烟道面积的数倍，反应器内部催化剂空隙堵塞、局部积灰等影响烟气均匀进入催化剂内部，运行过程中，即使喷入烟气中氨均匀，也难以保证脱硝出口各个分区脱硝效果一致。多台机组脱硝效率优化试验结果表明，脱硝反应器内部出口各个分区NOX浓度偏差甚至达到100～400%，反应器内部分区催化效率、出口NOx分布处于盲目未知状态。

硫酸氢铵生成趋势采样监测原理是：将监测脱硝反应器出口全断面进行分区布置烟气监测采样点，实时监测分析各个区域烟气中NOx、O2、NH3浓度，计算NH3与SO3的浓度积，该浓度积即可判别硫酸氢铵的生成趋势。建立基于神经网络的硫酸氢铵生成倾向数学模型，判别硫酸氢铵分区生成率。

2.2 脱硝反应器全断面硫酸氢铵生成监测系统

1）采样监测系统。

在脱硝反应器出口、空预器入口烟道设计布置全截面多点分区轮巡式烟气NOx、O2在线监测系统，该系统由烟气取样单元、测量单元及控制单元组成，实时监测空预器入口烟道断面全区域NOx、NH3、O2浓度值及各区域NOx、NH3、O2浓度值。烟气采样单元由反应器全断面分区154个采样点构成，监测烟气进入脱硝反应器的流速分布的均匀性，判别硫酸氢铵生成状况。分区轮巡式烟气自动抽气装置由空预器入口直接旁路至电除尘入口，利用系统差压实现无动力自动烟气采样；测量单元由烟气预处理单元（三级）和检测单元、显示单元组成；控制单元对烟气轮巡采集、预处理、检测、反吹扫、显示等过程进行自动控制。

图3 反应器全断面硫酸氢铵生成监测系统

2）硫酸氢铵分区生成预测系统。

该系统由数值采集单元、数据处理单元、智能预测单元、信息发送单元组成。监测烟道全断面不同区域NOx、浓度梯度及变化的实时分布，结合机组不同负荷、不同氨逃逸浓度、不同燃煤、不同磨组合、不同烟气温度工况，基于硫酸氢铵生成原理，对硫酸氢铵分区生成预测系统。基于硫酸氢铵分区生成预测系统分析结果，判别硫酸氢铵分区生成率，对空预器冷端黏结性倾向进行预警，并进行早期分区干预控制，清除初期不牢固的硫酸氢铵黏结物，避免后期高强度黏结物的形成。

3 空预器硫酸氢铵黏结干预控制

3.1 脱硝全断面精准喷氨，控制氨逃逸

脱硝反应器流场不均、监测点布置不合理、断面局部过量喷氨而无法监测是导致整体氨逃逸的主要原因，通过脱硝全断面烟气在线监测装置，实时监测反应器出口烟气 NOx、NH3、O2浓度值及各区域 NOx、NH3、O2浓度值，设置合理的浓度偏差，分区浓度偏差大时，根据偏差状况调整喷氨系统入口各喷氨小门，实现喷氨流量分区定期平衡，实现脱硝全断面精准喷氨，可有效控制氨逃逸。

3.2 控制脱硝入口氮氧化物浓度

严格控制脱硝入口烟气中NOx浓度，保证锅炉低氮燃烧稳定运行，当中注意监视SCR进口烟气中NOx、浓度小于550mg/Nm3，若出现SCR进口烟气中NOx浓度变化大，应进行机组负荷调整及燃烧调整，控制SCR进口烟气中NOx浓度处于合理范围[6]。

3.3 空预器换热元件结构优化

空预器烟侧进出口温度范围约100～400℃，涵盖了高粘性硫酸氢氨的生成温度区间。为了应对硫酸氢氨的影响，空预器采取了以下改造措施，传统空预器元件分为高、中、低温3段，冷段高度约300mm，硫酸氢氨温度区间跨越2层换热元件时，接缝处的硫酸氢氨吸附飞灰结垢搭桥现象更加严重。合并传统的冷段和中温段，将换热元件改为2段，冷段高度加大到约800～1200mm，涵盖机组不同负荷下硫酸氢氨的生成温度范围，保证全部硫酸氢氨在冷段完成凝结和沉积。将空预器冷段换热元件由通常倾斜的双层皱纹形改为局部封闭、高吹灰通透性的波形换热元件，易于被吹灰器清扫[7]。

3.4 优化空预器运行工况

加强空预器吹灰，空预器吹灰蒸汽压力一般为1.8～2.0MPa，优化空预器吹灰压力及频次，必要时将空预器吹灰压力提高至2.5MPa，根据空预器压差情况优化吹灰工况；硫酸氢铵熔点约147℃，可采取烟气升温方式将空预器冷端硫酸氢铵加热至147℃以上，同时进行连续蒸汽吹灰方式，在其液化状态下吹扫随烟气排掉以降低空预器烟气差压[8]。空预器停机冲洗，利用停炉检修时机，对空预器进行高压水冲洗，必要时可将换热元件吊出进行清洗。

4 结语

两台燃煤机组脱硝超低排放改造后，反应器流场不均及局部喷氨过量导致在空预器冷端硫酸氢铵堵塞、低低温省煤器腐蚀严重，空预器压差甚至达到3kPa，远超设计值，先后被迫进行空预器在线带负荷清洗、低低温省煤器更换改造。为消除硫酸氢铵导致的空预器黏结堵塞问题，先后采取空预器冷段换热元件改造、加装脱硝反应器采样全断面监测装置、优化空预器运行等手段，对空预器冷端黏结进行早期干预控制，有效防止了空预器堵塞发生，提高了机组运行安全经济性。