引言近年来我国火力发电处于行业转型期，发电厂锅炉污染物排放标准愈发严格。《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）规定了氮氧化物的排放浓度限值，多数燃煤机组锅炉均进行了超低排改造[1]。改造后，尤其是使用SCR脱硝技术的锅炉，空预器堵塞现象频繁发生[2-3]。空预器差压增大会导致风机出力增加，部分引风机偏小的机组甚至无法维持高负荷运行。空预器的堵塞会影响锅炉运行经济性，对机组的安全平稳运行产生影响。本研究从理论角度对空预器堵塞的原因进行分析，探讨目前常用的防堵塞技术，提出预防措施。1空预器堵塞原理1.1SCR脱硝反应原理在机组超低排放改造背景下，脱硝技术手段多种多样，如选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)和SCR/SNCR联合脱硝等[4]。SCR脱硝方式的脱除率高，技术应用成熟，运行事故率低。目前，大多数电厂均采用SCR脱硝技术，在烟道省煤器与空预器间设置SCR脱硝装置。氨气与烟气中的氮氧化物在催化剂作用下发生还原反应，生成对大气没有污染的氮气和水，过程反应式[5]：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O (1)4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O (2)4NH3+6NO=5N2+6H2O (3)8NH3+6NO2=7N2+12H2O (4)1.2硫酸氢铵生成机理受工程实际情况限制，化学反应无法做到实验室级别精确，反应物势必无法全部转化为生成物，造成一定剩余。另外，满足环保排放要求是脱硝系统工作的首要目的，为控制烟气中的氮氧化物，实际喷氨量会略高于化学反应所需的理论喷氨量，导致部分NH3在脱硝装置内剩余，随烟气进入后烟道，即氨逃逸现象[6]。调研发现，氨逃逸在各种容量的机组中普遍存在，平均超额率可达110%，在小容量机组中情况更为严重。机组的脱硫塔通常布置在烟道末端，此时烟气中同时存在NH3和SO3，二者会在一定温度下发生化学反应，过程反应式[7]：NH3+SO3+H2O=NH4HSO4 (5)NH3+H2SO4=NH4HSO4 (6)2NH3+SO3+H2O=NH42SO4 (7)NH4HSO4+NH3=NH42SO4 (8)硫酸氢铵为生成物，熔点为147 ℃，液态时具有非常强的黏性，伴有一定的吸湿性和酸性。硫酸氢铵是空预器发生堵塞的重要因素，黏结空预器传热元件黏结的同时会在其外表面吸附飞灰，增大空预器的运行阻力。2空预器堵塞的影响因素2.1氨逃逸分析硫酸氢铵的生成机理，氨作为硫酸氢铵生成反应式中重要的反应物，是造成空预器堵塞的主要因素。目前SCR系统的调节大多参考系统出口的NOx值，但系统内部的烟气流场分布不均匀，使得NOx表盘显示值相较于整个烟道截面的真实值有一定偏差，显示值的代表性差。SCR系统局部的喷氨量高于脱硝反应所需的氨量，面对日益严峻的超低排要求，SCR系统的氨逃逸量偏高的现象普遍存在。逃逸的NH3与烟气中的SO3发生反应，生成硫酸氢铵，使空预器发生堵塞。2.2入炉煤硫分当前多数火电机组选择配煤掺烧的运行策略，为降低燃料成本，掺烧高硫分煤成为普遍现象，导致硫分燃烧后烟气中SO2含量较高。烟气中部分的SO2经转化生成SO3，一方面SO3与水蒸气生成硫酸蒸汽，酸露点温度高于排烟温度时会在空预器的换热元件表面结露；另一方面，SO3会直接与NH3反应生成硫酸氢铵，逐渐黏结在空预器中，最终造成空预器的堵塞。理论上SO3转化率r较小，但在锅炉运行过程中，炉膛高温的火焰温度、过量空气系数、烟气中悬浮颗粒物及SCR系统的催化剂，均会不同程度提高SO3转化率[8]。2.3冷端综合温度锅炉空预器的排烟温度为110~150 ℃。根据硫酸氢铵的物理性质，硫酸氢铵的熔点在147 ℃，在空气预热器的冷端蓄热元件表面，会聚集大量液态硫酸氢铵。风机进口温度会影响空预器冷端温度，外部空气温度低时，空预器进口一次、二次风温低，降低空预器排烟温度，空预器堵塞导致烟气侧阻力明显增大。通常采用暖风器加热的方式提高空预器的进风温度。此外，当局部空预器漏风率较大时，也会明显降低该区域的排烟温度，促使硫酸氢铵聚集导致空预器堵塞。3防堵塞改造技术通过控制烟气中NH3和SO3的量，从化学反应上抑制硫酸氢铵的生成；利用硫酸氢铵的物理/化学性质，升温清洗黏结在换热元件上的硫酸氢铵；改善受热元件结构，使其不易黏结硫酸氢铵；升级吹灰清洗手段，清扫黏结的硫酸氢铵。3.1智能喷氨智能喷氨基于酸氢铵的生成机理，从减少SCR系统的氨逃逸方面，改善空预器的堵塞。当前火电机组调峰频繁，烟气参数变化大，氮氧化物含量波动，脱硝反应的过程受到严重干扰，常规比例-积分-微分(PID)的脱硝控制方式效果不佳。NOx的精细化监测是实现智能技术被采用最广泛的路线之一。可通过安装新型NOx监测设备或利用基于大数据的智能预测模型，最终获得准确的全截面NOx值。结合精细化喷氨，达到烟道截面上不同NOx浓度分布的精细化脱硝，使氨逃逸量大幅度降低。目前智能喷氨系统应用效果良好，以文献[9]为例，在某350 MW机组中，基于烟气NOx的生成进行在线数字化分析，智能预测NOx浓度，配合精准喷氨调节系统，实现喷氨系统的智能优化。在大幅降低氨逃逸量的同时，系统的总喷氨量相比改造前减少了10%~15%。350 MW机组智能喷氨系统优化前后对比如图1所示[9]。图1某350 MW机组应用智能喷氨系统前后对比10.3969/j.issn.1004-7948.2022.08.018.F1a1（a）优化前10.3969/j.issn.1004-7948.2022.08.018.F1a2（b）优化后3.2SO3控制（1）配煤方式优化。减少高硫煤是最直接、最有效减少烟气中SO3浓度的手段，通过建立配煤掺烧数据库，搭建智能优化平台，寻求配煤掺烧的最优化策略[10]。（2）炉内喷射碱性吸收剂。选择Mg(OH)2作为碱性吸收剂，应用位置通常在炉膛上部。Mg(OH)2高温下迅速生成MgO颗粒，与SO3结合生成MgSO4。研究表明，Mg/SO3物质的量比为7时，SO3脱除效率可达90%[11]。（3）在炉后烟气中喷入碱性吸收剂。一般可选择的碱性吸收剂有：MgO、NaHSO3(SBS)、Na2CO3、天然碱等，位置通常在空预器之前、省煤器或SCR系统之后。3.3受热面升级（1）改变空预器整体高度。通常硫酸氢铵在空预器内的沉积温度范围是147~207 ℃[12]。在此温度范围内，以常见的三段式空预器结构为例，沉积区域往往是冷端的中上部。在排烟温度偏低的负荷工况，硫酸氢铵会跨过冷端沉积在中段。因此，可通过设计结构性改进，将硫酸氢铵沉积区域控制在冷端，再利用冷端吹灰系统将硫酸氢铵去除。此形式称为空预器三段式改两段式，已得到广泛运用[13]。（2）冷端元件升级。将硫酸氢铵的沉积区域替换为具有高光滑度、高抗腐蚀性的新型材料，例如硅涂层、搪瓷材料等，可有效减缓硫酸氢铵的沉积速率。也可以将该区域换热元件的结构进行改进，选用阻力小、易吹灰的结构形式，例如FNC或DNF波纹板。某670 MW机组采用了受热面升级的方案[14]。换热元件由三段式改为两段式，冷端换热元件高度由950 mm增加至1 200 mm，采用全新的搪瓷材料和独立通道的大波纹板型。通过核算、控制壁温，使硫酸氢铵沉积在冷端，避免了硫酸氢铵的跨层沉积。在减弱硫酸氢铵黏附程度的同时，增强吹灰器对沉积物的吹扫效果。3.4灰清洗技术空预器在线灰清洗技术具有成本低、原理简单、操作简单的优点。最典型的就是空预器在线高压水冲洗技术，高压水对积灰的清扫能力强，冲击破坏力轻于蒸汽吹扫。山东某670 MW超临界机组采用高压水冲洗改造方案，冲洗压力控制在40 MPa左右，两侧空预器完成冲洗后，满负荷运行时引风机电流降低约30 A，空预器烟气侧压差降低约1.6 kPa，空预器堵塞问题得到明显改善。3.5热风清洗技术（1）热一次风自回流。火电机组空预器一次风侧压力较高，一次风机出口压力通常可达10 kPa以上，与空预器冷二次风入口管道可形成约8 kPa的压差，将空预器热一次风出口与冷二次风入口相连，可以实现热一次风的自回流。将热一次风引入换热元件冷端，可控制空预器冷端元件温度达到200 ℃，实现硫酸氢铵热解的目的。（2）3.5分仓。3.5分仓防堵技术是在原有的3分仓空预器结构基础上，增加防堵灰分仓。将热一次风、热二次风或热端漏风，在风机增压后送入防堵灰分仓内。在抽漏风机的作用下，将热端漏风送入预设的0.5分仓内。通过热端漏风加热冷端蓄热元件，使硫酸氢铵蒸发分解，一定程度上可以减小空预器漏风。（3）风量分切。风量分切的基本思路是设立独立的循环风分仓，从空预器热端抽取烟气，再使其从空预器冷端的循环风分仓入口吹入，汽化和分解硫酸氢铵。在循环风机的增压作用下，高速、高温的烟气会快速加热和冲刷换热元件表面黏结的硫酸氢铵，在硫酸氢铵汽化和热解的同时加速吹扫，快速去除和清理冷端黏附的硫酸氢铵。改变空预器现有的扇形板角度，使其满足新增一个独立的循环风分仓的条件，适当改变烟气侧或二次风侧的通流截面面积。4结语针对超低排形势下火电机组空气预热器堵塞问题，对空预器堵塞的问题进行分析。空预器堵塞原因是SCR系统中逃逸的氨气与烟气中的SO3结合生成硫酸氢铵。空预器的防堵塞治理遵循控制硫酸氢铵生成、控制硫酸氢铵的黏结速度和黏结后对硫酸氢铵的清洗等技术手段，分别有智能喷氨、SO3控制、受热面升级、灰清洗和热风清洗技术，其中热风清洗技术目前又分为热一次风回流、3.5分仓和风量分切等技术路线。