（淮沪煤电有限公司田集发电厂，安徽 淮南 232098）
摘要：本文介绍了某电厂超低排放改造后空预器内硫酸氢铵积聚造成烟气差压上升，引起送风机运行中失速，在机组启动过程中利用通过引、送风机运行方式与通道的改变对空预器升温至200℃气化清除硫酸氢铵，取得了较好的效果，保证了机组的安全经济运行。
关键词：空预器；硫酸氢铵；差压；气化；清除
0.前言
近年来，随着火电厂烟气超净排放和全负荷脱硝的实施，从SCR逃逸的NH3与烟气中SO3反应生成硫酸氢铵，在空预器冷端凝结积聚并粘附烟气中的飞灰，造成空预器堵塞发生的频率和严重程度明显增加。目前硫酸氢铵堵灰已成为空预器堵灰的主要原因，空预器堵灰后会引起烟气阻力和热阻增加，从而导致风机通风电耗上升、锅炉效率下降，严重时引起风机失速运行工况失稳、机组被迫限制出力等问题。
1.设备概况
淮沪煤电田集发电厂一期2×630MW机组2007年投产，锅炉采用上海锅炉厂制造的超临界、一次中间再热、四角切圆燃烧Π型锅炉。每台锅炉配备两台采用引进美国ALSTOM预热器公司技术制造的三分仓回转式空气预热器，脱硝改造空预器冷端1000mm蓄热元件改用搪瓷波形板。两台锅炉于2013年完成脱硝改造，采用以液氨为还原剂的选择性催化还原技术（简称SCR），脱硝装置按一炉两室布置，反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，初始采用2层蜂窝式催化剂布置，设计运行烟温范围309～420℃。2016年12月完成超低排放改造，加装第3层催化剂，设计24000小时内保证脱硝效率≥87.5%，NOx排放浓度不超过50mg/Nm3，氨逃逸率不高于3ppm。
2.空预器内硫酸氢铵积聚机理与控制
2.1空预器内硫酸氢铵积聚机理
在未采用SCR 装置的锅炉中，烟气中SO3与H2O生成H2SO4，采用SCR 后烟气中SO3的浓度增加，催化还原反应逃逸的氨气会和烟气中的SO3反应生成(NH4)2SO4（硫酸铵）和NH4HSO4（硫酸氢铵）。一般情况下[NH3]/[SO3]小于1，通常只生成硫酸氢铵。
硫酸氢铵(ABS) NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
硫酸铵(AS) 2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4
硫酸氢铵的露点为147℃，在147℃～207℃温度范围内时以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中，液态的硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，在烟气中会粘附飞灰。锅炉烟气温度在空预器内通常从360℃降低至约120℃，其冷端烟温恰好在硫酸氢铵露点温度区间，因此硫酸氢铵粘附在空预器冷端是造成空预器堵塞的主要原因。
2.2空预器硫酸氢铵堵塞的主要危害
1)空预器堵塞烟气阻力增大引、送、一次风机电耗增大；
2)空预器堵塞传热热阻增加，一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率下降；
3)空预器阻力增大后风机压头增加引起风机失速，危机机组安全运行，被迫限出力运行；
4)空预器蓄热元件酸腐蚀损坏，空预器效率下降。
2.3空预器硫酸氢堵塞的防控
硫酸氢铵的生成量和在空预器中的沉积主要与氨逃逸率量、烟气中SO3含量与空预器冷端温度有关，因此防止和减轻硫酸氢铵堵塞空预器的主要措施即控制氨逃逸率与烟气中SO3含量，定期清除空预器内硫酸氢铵。空预器内硫酸氢铵的清除一般采用停炉或运行中风烟系统半边解列高压水冲洗，冲洗压力在15～30MPa，停炉冲洗周期一般在7天左右；半边解列水冲洗时间在16小时以上。
3.锅炉启动过程空预器硫酸氢铵气化清除
3.1空预器硫酸氢铵气化清除机理
硫酸氢铵气化清除理论依据即硫酸氢铵的气化温度为147～230℃，对空预器升温后硫酸氢铵即可从固态转变为气态挥发，空预器堵塞可大大减轻。
NH4HSO4加热200℃NH3+H2SO4
3.2空预器硫酸氢铵气化清除安全依据
1)空预器蓄热元件为普通碳钢，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，因此升温至200℃对蓄热元件无任何影响。
2)机组启动过程中一直以来严格控制升温速率，可有效防止空预器温度快速上升引起的急剧膨胀变形导致的动静部分摩擦。
3)空预器与电除尘之间布置有低温省煤器系统，水系统投运后可有效控制电除尘与脱硫塔的入口烟温在正常范围。
3.3锅炉启动过程中空预器A硫酸氢铵气化清除运行控制
1)关闭引、送风机入口联络挡板，启动B组风烟系统锅炉点火。
2)空预器B入口烟温高于100℃，开启引风机入口联络挡板，检查空预器A出口烟温随之上升。
3)锅炉热负荷增加以控制空预器出口烟温提升速率≯3℃/min为原则。
4)空预器A出口烟温高于120℃后，投运对应侧低温省煤器水路，控制电除尘入口烟温不大于100℃。
5)空预器A出口烟温高于160℃后，暂停锅炉热负荷增加,稳定运行30分钟，就地确认空预器动静部分无异音与碰磨。
6)空预器A出口烟温高于160℃后，控制空预器出口烟温提升速率≯2℃/min，每升高20℃保持稳定运行30分钟，保证空预器本体的均匀膨胀，就地确认空预器动静部分无异音与碰磨。
7)空预器A出口烟温提升至200℃～230℃后稳定运行2小时，气化清除硫酸氢铵。
8)气化清除结束后微开送风机出口联络挡板，控制空预器A出口烟温降温速率≯5℃/min。
9)空预器A出口烟温下降过程中调整低温省煤器进水流量。
10)A、B空预器出口烟温均衡后，可启动A组风烟系统。
3.4 空预器A硫酸氢铵气化清除效果对比
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空预器A硫酸氢铵气化清除前、后满负荷下空预器烟气差压下降约600Pa，一、二次风温上升约1℃，排烟温度下降约1.5℃，引、送、一次风机电耗同比下降约150kw。通过排烟温度下降1.5℃，可降低机组煤耗0.25g/kwh，全年2台机组发电60亿kwh折合标煤总计约1500吨；引、送、一次风机电耗下降150kw，全年5000小时运行时间2台机组可节约电耗约150万kwh。
3.结束语
利用机组启动阶段通过引、送风机运行方式与烟风通道的改变逐渐提升空预器出口烟温至200℃气化清除硫酸氢铵效果显著，解决了因空预器堵塞对锅炉6大风机运行安全以及发电出力被迫受限的影响。气化清除过程中利用低温省煤器进水流量调节控制电除尘入口烟温，保证了电除尘与脱硫塔设备的运行安全。
论文作者:郑书怀
论文发表刊物:《中国电业》2019年第09期
论文发表时间:2019/9/5
标签：硫酸论文; 氢铵论文; 烟气论文; 锅炉论文; 机组论文; 省煤器论文; 温度论文; 《中国电业》2019年第09期论文;