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摘要：随着国家不断对污染物排放的严格要求，各电力生产企业相继进行了超低排放改造。超低排放改造多采用SCR和SNCR技术，而由此技术应用引起的氨逃逸，使得硫酸氢铵的生成，并因此造成空预器冷端蓄热元件的严重堵塞。本文从探讨硫酸氢铵的生成机理和物理特性出发，对采用提高排烟温度的同时对空预冷端进行连续吹灰的办法来降低空预器差压的两次操作进行了分析，并得出了是否有效的结论。同时，提出了一些降低氨逃逸的办法和建议。
关键词：环保；硫酸氢铵；露点；差压
一、机组概况：
某厂一期工程总装机容量6x350MW，锅炉均采用美国福斯特.惠勒公司生产的亚临界一次中间再热、双拱形单炉膛、平衡通风、固态排渣、全悬吊、全钢结构的“w”型火焰锅炉。
该锅炉设计燃用煤种为无烟煤，自2002年6台机组相继投入商业运行，受当地无烟煤煤质的影响，运行过程中NOx排放浓度多在1200-2100mg/Nm3之间。为了保证锅炉稳燃和提高机组运行经济性，2010年开始该厂采取了掺配30%烟煤的运行方式，因煤种的改变，在保证了满负荷工况锅炉稳燃的同时也使得机组NOx的排放浓度降至700-1300mg/nm3之间。
应环保要求，从2012年开始，该厂又相继对6台机组进行了SCR脱硝改造。经过改造，在SCR装置入口NOx浓度1200mg/Nm3的情况下，锅炉烟气NOx排放浓度可以稳定的控制在200mg/Nm3以下，氨逃逸率不大于3ppm，空预烟气侧差压在1.7kpa左右。
为了适应新的环保要求，2016年底，该厂通过新增SNCR装置，完成了对#1-#4机组的超低排放和空预器冷端更换为搪瓷表面传热元件的改造。改造完成之后，各台炉空预器烟气侧差压均出现了不同程度的上涨，个别锅炉在满负荷运行时，空预器烟气侧差压高达3kpa，一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，送、引风机发生喘振，严重影响燃烧安全和机组的带负荷能力。另外，空气预热器堵灰还造成了锅炉排烟温度升高， 风烟系统阻力增大，空气预热器漏风增加，严重影响了锅炉的经济运行。
二、空预烟气侧差压增大的原因分析
2012年，各台机组进行的SCR脱销改造，利用的是选择性催化还原技术，其脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成氮气和水。其主要反应式为：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
2016年，機组新增SNCR装置，它所采用的脱硝技术即选择性非催化还原技术，其脱硝原理为：在850～1100℃范围内，不用催化剂，将含氨基的还原剂（该厂选用的是尿素溶液）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水。其主要反应为：
NO+CO（NH2）2+1/2O2→2N2+CO2+H2O
为了提高SCR脱硝工艺脱硝效率，NH3/NOx摩尔比通常控制为大于1，因此脱硝过程氨逃逸不可避免。SCR脱硝过程使用的钒基催化剂会对烟气中的SO2产生催化作用，使其易被氧化为SO3，当NH3/SO3摩尔比大于2时，SO3与逃逸的氨反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。其反应如下：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
在空预器的正常运行温度范围内，硫酸铵为干燥固体粉末，对空预器影响很小。而在通常运行温度下，当烟温低于硫酸氢铵的露点147℃时，硫酸氢铵会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，很容易黏附在空预器蓄热元件的表面，在烟气中会粘附飞灰，使蓄热元件积灰，空预器流通截面减小、阻力增加以及换热元件的换热效率下降，排烟温度升高，锅炉效率降低。
SNCR和SCR相比较，漏氨率一般控制在5～10ppm，而SCR控制在2～5ppm。因此，SNCR改造之后，硫酸氢铵的形成量也随NH3浓度的增加而增加，随着氨逃逸率的进一步增大，也进一步促进了硫酸氢铵的形成，烟气经过SCR反应器和空预器热端后，排烟温度降低，当温度降至147℃以下时，烟气中已生成的气态硫酸氢铵会在空预器冷段的蓄热元件上沉积，造成空预器冷端蓄热元件积盐、结垢和积灰严重，进而影响空预器的正常运行。
其二，因掺配大量劣质煤种，锅炉日常所用燃煤的实际含硫量已远远高于设计煤种，燃用含硫高的燃料时，燃烧后形成的SO2有一部分进一步被氧化成SO3，且与烟气中的水蒸汽结合成硫酸蒸汽。烟气中SO3含量愈多，酸露点就愈高，烟气中的酸露点可达140～160℃，甚至更高。显然，燃料中的含硫量较高，发热量较低，燃烧生成的SO2就越多，进而SO3也将增加，致使烟气酸露点升高。露点愈高，烟气对受热面的低温腐蚀范围愈广，由此造成的积灰堵塞也愈严重。
三、提高排烟温度，降低空预差压的效果分析
经过对硫酸氢铵的形成机理和物理特性分析，理论上可知如果将空气预热器冷端蓄热元件加热至硫酸氢氨的露点147℃以上，硫酸氢氨将从固态变成液态，在此期间投入空预冷端蒸汽连续吹灰，将可以吹掉附着在蓄热元件上的积灰，使得空预堵塞减轻。
下面我们来对机组运行中的两组操作实例和相关参数进行分析：
实例1：
2017年3月9日，#3机组负荷300MW，协调方式运行。手动降低3A侧送风量至72m？/s，3B侧送风量自动调整至133m？/s，试验期间，3A侧空预排烟温度均值维持172℃，3B侧空预排烟温度均值维持114℃，投入空预冷端连续吹灰。在此运行工况下，提高3A侧排烟温度连续运行3小时30分（10：30-14：00）。经过对排烟温度和空预烟气侧差压、空预烟气出口压力、电除尘出口压力以及引风机入口压力等相关参数的采集，对3A空预升温降压试验过程分析如下： 1）比较操作前后空预烟气侧差压得出：10：30-10：35空预差压为2410pa，13：30-13：35空预差压为2224p，空预差压下降186pa；
2）比较操作前后3A空预烟气出口压力变化得出：3264-3093=239pa，近似认为空预差压下降171pa；
3）比较操作前后3A电除尘出口压力变化得出：3219-3005=276pa，近似认为空预差压下降214pa；
4）比较操作前后引风机入口压力变化得出：3262-3064=198pa，近似认为空预差压下降198pa。
5）通过以上数据分析证明，试验期间，相同负荷下，3A空预差压、3A引风机出力均呈下降趋势。
实例2：
2017年3月10日，#3机组负荷290MW，协调方式运行。手动降低3B侧送风量至67m？/s，3A侧送风量自动调整至133m？/s，试验期间，3B侧空预排烟温度均值维持173℃，3A侧空预排烟温度均值维持113℃，投入空预冷端连续吹灰。在此运行工况下，提高3B侧排烟温度连续运行3小时30分（13：00-16：30）。经过对排烟温度和空预烟气侧差压、空预烟气出口压力、电除尘出口压力以及引风机入口压力等相关参数的采集，对3B空预升温降压试验过程分析如下：
1）比较操作前后空预差压得出：13：10-13：20空预差压为1782pa，16：10-16：20空预差压为1615pa，空预差压下降167pa；
2）比较操作前后3B空预烟气出口压力变化得出：2649-2410=239pa，近似认为空预差压下降239pa；
3）比较操作前后3B电除尘出口压力变化得出：2981-2705=276pa，近似认为空预差压下降276pa；
4）比较操作前后引风机入口压力变化得出：2984-2699=285，近似认为空预差压下降285pa。
5）通过以上数据分析证明，试验期间，相同负荷下，3B空预差压、3B引风机出力均呈下降趋势。
四、试验结论：
1，经过对3A空预的升温降压操作，为减少单一测点对试验数据的影响，我们取空预烟气侧差压、3A空预烟气出口压力、3A电除尘出口压力、引风机入口压力四点变化的平均值（186+171+276+198）/4=208pa，可得出3A空预差压下降208pa的试验结论；
2，经过对3B空预的升温降压操作，为减少单一测点对试验数据的影响，我们取空预差压、3B空预烟气出口压力、3B电除尘出口压力、引风机入口压力四点平均值（167+239+276+285）/4=242pa，可得出3B空预差压下降242pa的试验结论；
3，经过升温降压操作，3A/3B空预器冷端蓄热元件堵塞情况均得到有效缓解。实践证明，机组正常运行期间，这一操作不失为一项保证引风机运行安全和机组带负荷能力的有效可行的解决方案。
五、对控制机组氨的逃逸的几点建议：
1，对SCR烟气脱硝装置进行喷氨优化调整：局部区域存在较高或较低的氨逃逸浓度时，既不利于提高脱硝性能，还会加剧空预器冷端的硫酸氢氨堵塞。为消除局部的氨逃逸峰值，可以采用先进的氨逃逸检测装置，根据反应器出口的Nox浓度对喷氨格栅的喷氨流量进行优化调整，控制脱硝出口AB两侧氮氧化物排放偏差值，防止喷氨过量而造成氨逃逸，正常情况下控制氨逃逸率不超过3ppm。
2，对脱硝装置入口烟道流场优化：脱硝装置入口烟道流场不均匀，将直接导致催化剂反应层的喷氨量偏差很大，这样就很容易引起局部过喷或喷氨不足。通过烟道流场优化，在脱硝装置入口烟道弯头处和折转处加装导流板，优化流场，使得通过催化层的烟气量分布均匀，喷氨量控制偏差减少，有效减少了氨逃逸。
3，根据使用年限和脱硝效率的变化情况，及时對催化剂进行再生或更换，以保持催化剂的活性，降低氨逃逸率；
4，对比分析不同负荷、不同煤质下的喷氨量，发现异常，及时处理，避免过量喷氨；
六、对空预器进行防堵灰改造的建议：
通过文中对空预器堵灰的原理分析，我们可以假设把热一次风直接引至二次风冷端，在二次风分仓冷端增加小分仓，且与一次风分仓相邻。热一次风从二次风冷端由下而上独立流经蓄热元件，通过高温气化酸液和增强气体携带作用，清除蓄热元件积灰。当空气预热器暂无堵灰倾向时，还可以通过切断引入防堵灰分仓中的热一次，在防堵灰分仓中直接通入冷二次风，即相当于恢复改造前的状态。以上设想还应充分考虑一次风机的风量裕量，保证机组在某一高负荷工况运行时一次风压稳定和风量充裕。
参考文献：
[1]杨飏.氮氧化物减排技术与烟气脱硝工程[M].北京：冶金工业出版社，2007.
[2]吴碧君，王述刚，等.烟气脱硝工艺及其化学反应原理分析[J].热力发电，2006
[3]朱崇兵，金保升，李峰，等.SO2氧化对SCR法烟气脱硝的影响[J].锅炉技术，2008
关键词：环保；硫酸氢铵；露点；差压
一、机组概况：
某厂一期工程总装机容量6x350MW，锅炉均采用美国福斯特.惠勒公司生产的亚临界一次中间再热、双拱形单炉膛、平衡通风、固态排渣、全悬吊、全钢结构的“w”型火焰锅炉。
该锅炉设计燃用煤种为无烟煤，自2002年6台机组相继投入商业运行，受当地无烟煤煤质的影响，运行过程中NOx排放浓度多在1200-2100mg/Nm3之间。为了保证锅炉稳燃和提高机组运行经济性，2010年开始该厂采取了掺配30%烟煤的运行方式，因煤种的改变，在保证了满负荷工况锅炉稳燃的同时也使得机组NOx的排放浓度降至700-1300mg/nm3之间。
应环保要求，从2012年开始，该厂又相继对6台机组进行了SCR脱硝改造。经过改造，在SCR装置入口NOx浓度1200mg/Nm3的情况下，锅炉烟气NOx排放浓度可以稳定的控制在200mg/Nm3以下，氨逃逸率不大于3ppm，空预烟气侧差压在1.7kpa左右。
为了适应新的环保要求，2016年底，该厂通过新增SNCR装置，完成了对#1-#4机组的超低排放和空预器冷端更换为搪瓷表面传热元件的改造。改造完成之后，各台炉空预器烟气侧差压均出现了不同程度的上涨，个别锅炉在满负荷运行时，空预器烟气侧差压高达3kpa，一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，送、引风机发生喘振，严重影响燃烧安全和机组的带负荷能力。另外，空气预热器堵灰还造成了锅炉排烟温度升高， 风烟系统阻力增大，空气预热器漏风增加，严重影响了锅炉的经济运行。
二、空预烟气侧差压增大的原因分析
2012年，各台机组进行的SCR脱销改造，利用的是选择性催化还原技术，其脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420℃的烟气中喷入氨，将NOx还原成氮气和水。其主要反应式为：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
2016年，機组新增SNCR装置，它所采用的脱硝技术即选择性非催化还原技术，其脱硝原理为：在850～1100℃范围内，不用催化剂，将含氨基的还原剂（该厂选用的是尿素溶液）喷入炉内，将烟气中的NOx还原脱除，生成氮气和水。其主要反应为：
NO+CO（NH2）2+1/2O2→2N2+CO2+H2O
为了提高SCR脱硝工艺脱硝效率，NH3/NOx摩尔比通常控制为大于1，因此脱硝过程氨逃逸不可避免。SCR脱硝过程使用的钒基催化剂会对烟气中的SO2产生催化作用，使其易被氧化为SO3，当NH3/SO3摩尔比大于2时，SO3与逃逸的氨反应生成硫酸铵和硫酸氢铵。其反应如下：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
在空预器的正常运行温度范围内，硫酸铵为干燥固体粉末，对空预器影响很小。而在通常运行温度下，当烟温低于硫酸氢铵的露点147℃时，硫酸氢铵会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，很容易黏附在空预器蓄热元件的表面，在烟气中会粘附飞灰，使蓄热元件积灰，空预器流通截面减小、阻力增加以及换热元件的换热效率下降，排烟温度升高，锅炉效率降低。
SNCR和SCR相比较，漏氨率一般控制在5～10ppm，而SCR控制在2～5ppm。因此，SNCR改造之后，硫酸氢铵的形成量也随NH3浓度的增加而增加，随着氨逃逸率的进一步增大，也进一步促进了硫酸氢铵的形成，烟气经过SCR反应器和空预器热端后，排烟温度降低，当温度降至147℃以下时，烟气中已生成的气态硫酸氢铵会在空预器冷段的蓄热元件上沉积，造成空预器冷端蓄热元件积盐、结垢和积灰严重，进而影响空预器的正常运行。
其二，因掺配大量劣质煤种，锅炉日常所用燃煤的实际含硫量已远远高于设计煤种，燃用含硫高的燃料时，燃烧后形成的SO2有一部分进一步被氧化成SO3，且与烟气中的水蒸汽结合成硫酸蒸汽。烟气中SO3含量愈多，酸露点就愈高，烟气中的酸露点可达140～160℃，甚至更高。显然，燃料中的含硫量较高，发热量较低，燃烧生成的SO2就越多，进而SO3也将增加，致使烟气酸露点升高。露点愈高，烟气对受热面的低温腐蚀范围愈广，由此造成的积灰堵塞也愈严重。
三、提高排烟温度，降低空预差压的效果分析
经过对硫酸氢铵的形成机理和物理特性分析，理论上可知如果将空气预热器冷端蓄热元件加热至硫酸氢氨的露点147℃以上，硫酸氢氨将从固态变成液态，在此期间投入空预冷端蒸汽连续吹灰，将可以吹掉附着在蓄热元件上的积灰，使得空预堵塞减轻。
下面我们来对机组运行中的两组操作实例和相关参数进行分析：
实例1：
2017年3月9日，#3机组负荷300MW，协调方式运行。手动降低3A侧送风量至72m？/s，3B侧送风量自动调整至133m？/s，试验期间，3A侧空预排烟温度均值维持172℃，3B侧空预排烟温度均值维持114℃，投入空预冷端连续吹灰。在此运行工况下，提高3A侧排烟温度连续运行3小时30分（10：30-14：00）。经过对排烟温度和空预烟气侧差压、空预烟气出口压力、电除尘出口压力以及引风机入口压力等相关参数的采集，对3A空预升温降压试验过程分析如下： 1）比较操作前后空预烟气侧差压得出：10：30-10：35空预差压为2410pa，13：30-13：35空预差压为2224p，空预差压下降186pa；
2）比较操作前后3A空预烟气出口压力变化得出：3264-3093=239pa，近似认为空预差压下降171pa；
3）比较操作前后3A电除尘出口压力变化得出：3219-3005=276pa，近似认为空预差压下降214pa；
4）比较操作前后引风机入口压力变化得出：3262-3064=198pa，近似认为空预差压下降198pa。
5）通过以上数据分析证明，试验期间，相同负荷下，3A空预差压、3A引风机出力均呈下降趋势。
实例2：
2017年3月10日，#3机组负荷290MW，协调方式运行。手动降低3B侧送风量至67m？/s，3A侧送风量自动调整至133m？/s，试验期间，3B侧空预排烟温度均值维持173℃，3A侧空预排烟温度均值维持113℃，投入空预冷端连续吹灰。在此运行工况下，提高3B侧排烟温度连续运行3小时30分（13：00-16：30）。经过对排烟温度和空预烟气侧差压、空预烟气出口压力、电除尘出口压力以及引风机入口压力等相关参数的采集，对3B空预升温降压试验过程分析如下：
1）比较操作前后空预差压得出：13：10-13：20空预差压为1782pa，16：10-16：20空预差压为1615pa，空预差压下降167pa；
2）比较操作前后3B空预烟气出口压力变化得出：2649-2410=239pa，近似认为空预差压下降239pa；
3）比较操作前后3B电除尘出口压力变化得出：2981-2705=276pa，近似认为空预差压下降276pa；
4）比较操作前后引风机入口压力变化得出：2984-2699=285，近似认为空预差压下降285pa。
5）通过以上数据分析证明，试验期间，相同负荷下，3B空预差压、3B引风机出力均呈下降趋势。
四、试验结论：
1，经过对3A空预的升温降压操作，为减少单一测点对试验数据的影响，我们取空预烟气侧差压、3A空预烟气出口压力、3A电除尘出口压力、引风机入口压力四点变化的平均值（186+171+276+198）/4=208pa，可得出3A空预差压下降208pa的试验结论；
2，经过对3B空预的升温降压操作，为减少单一测点对试验数据的影响，我们取空预差压、3B空预烟气出口压力、3B电除尘出口压力、引风机入口压力四点平均值（167+239+276+285）/4=242pa，可得出3B空预差压下降242pa的试验结论；
3，经过升温降压操作，3A/3B空预器冷端蓄热元件堵塞情况均得到有效缓解。实践证明，机组正常运行期间，这一操作不失为一项保证引风机运行安全和机组带负荷能力的有效可行的解决方案。
五、对控制机组氨的逃逸的几点建议：
1，对SCR烟气脱硝装置进行喷氨优化调整：局部区域存在较高或较低的氨逃逸浓度时，既不利于提高脱硝性能，还会加剧空预器冷端的硫酸氢氨堵塞。为消除局部的氨逃逸峰值，可以采用先进的氨逃逸检测装置，根据反应器出口的Nox浓度对喷氨格栅的喷氨流量进行优化调整，控制脱硝出口AB两侧氮氧化物排放偏差值，防止喷氨过量而造成氨逃逸，正常情况下控制氨逃逸率不超过3ppm。
2，对脱硝装置入口烟道流场优化：脱硝装置入口烟道流场不均匀，将直接导致催化剂反应层的喷氨量偏差很大，这样就很容易引起局部过喷或喷氨不足。通过烟道流场优化，在脱硝装置入口烟道弯头处和折转处加装导流板，优化流场，使得通过催化层的烟气量分布均匀，喷氨量控制偏差减少，有效减少了氨逃逸。
3，根据使用年限和脱硝效率的变化情况，及时對催化剂进行再生或更换，以保持催化剂的活性，降低氨逃逸率；
4，对比分析不同负荷、不同煤质下的喷氨量，发现异常，及时处理，避免过量喷氨；
六、对空预器进行防堵灰改造的建议：
通过文中对空预器堵灰的原理分析，我们可以假设把热一次风直接引至二次风冷端，在二次风分仓冷端增加小分仓，且与一次风分仓相邻。热一次风从二次风冷端由下而上独立流经蓄热元件，通过高温气化酸液和增强气体携带作用，清除蓄热元件积灰。当空气预热器暂无堵灰倾向时，还可以通过切断引入防堵灰分仓中的热一次，在防堵灰分仓中直接通入冷二次风，即相当于恢复改造前的状态。以上设想还应充分考虑一次风机的风量裕量，保证机组在某一高负荷工况运行时一次风压稳定和风量充裕。
参考文献：
[1]杨飏.氮氧化物减排技术与烟气脱硝工程[M].北京：冶金工业出版社，2007.
[2]吴碧君，王述刚，等.烟气脱硝工艺及其化学反应原理分析[J].热力发电，2006
[3]朱崇兵，金保升，李峰，等.SO2氧化对SCR法烟气脱硝的影响[J].锅炉技术，2008