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浅谈空预器堵塞原因及改善措施摘要：某燃煤电厂660MW机组已实施氮氧化物超低排放改造，机组长时间运行后空预器堵塞较为严重，造成空预器进出口差压增大，引起风机耗电增加、喘振失速等问题，严重影响机组的安全经济运行。
本文对空预器堵塞原因进行分析，通过多种改善措施对其做以管理，希望能为相关人士提供有效参考。
关键词：空预器；堵塞；原因；分析；一、空气预热器的结构及原理我厂采用的是哈尔滨锅炉厂预热器有限责任公司生产的三分仓回转式空气预热器，型号为：32-VI(T)-1850(2000)-QMR。
它是由转动的圆筒型转子和固定外壳组成。
转子是受热面，它被分为许多仓格，里面装有蓄热板，扇形顶和底板将转子分为烟气通道和空气通道。
当受热处于烟气侧时，蓄热板吸收烟气热量，并将热量积蓄起来，等到转至空气侧时，蓄热板再把储存的热量放给空气，自身温度降低。
受热面不断旋转，热量便不断从烟气传给空气，空气得到加温，烟气得到冷却，这就是回转式空气预热器的工作原理。
二、空预器堵塞情况通常情况下，在机组投入使用后，机组当中空预器的蓄热原件会由于各种因素出现堵塞情况，并还有可能在检修不到一年的时间内出现差压值大幅上升的情况。
也正是由于差压升高，会导致排烟温度持续上升，从而空预器的出风口的风温会随之下降。
如此一来，不仅会使风机耗电量持续增长，还会对空预器及风机的安全运行带来隐患。
机组大修期间，检修人员将空预器进行拆卸后，发现在空预器的冷锻以及中间层的蓄热元件中会出现严重的堵塞情况，堵塞情况使之前的一系列不正常情况显得有因可循。
除了有严重的堵塞情况外，在接近冷端的下部分区域还会出现明显的结垢现象，并且这些结构必须用钢丝刷，使劲清洗才能将其清除。
从这两种不正常现象中我们可以发现，空预器的接口层主要在蓄热原件冷端方向的300毫米以及中间层底部接近冷端侧面区域的200毫米高度范围中结垢严重。
除了这两个区域，其他部分主要为积灰。
并且在底部出现结垢后，很容易导致积灰堵塞现象的发生。
300MW锅炉空预器堵塞原因分析及运行措施探讨摘要：我厂机组实施超低排放以来，空预器堵塞现象加剧，其原因为脱硝系统存在氨逃逸，未反应的氨气与烟气中的SO3生成硫酸氢氨（NH4HSO4），粘附在空预器冷端的蓄热元件表面，并促使大量飞灰附着，造成空预器蓄热元件通道堵塞。
为有效控制空预器堵塞加剧，应重点控制脱硝系统氨逃逸率和空预器入口SO3浓度；同时，采取提高空预器冷端烟温、优化空预器冷端吹灰、高压水冲洗、定期设备维护、蓄热原件更换等措施，缓解空预器堵塞造成的影响。
此技术措施需要在空预器防堵治理的工作中不断进行完善。
关键词：300MW机组；空预器；堵塞；水冲洗简介我厂锅炉是由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的DG1065/17.4-Π12型锅炉。
配置空预器为东方锅炉(集团)股份有限公司空气预热器工程分公司生产的LAP10320/883型三分仓容克式空气预热器。
自2014年机组超低排放改造增加脱硝设施以来，空预器出现不同程度的堵塞现象，造成风烟系统阻力增大，机组频繁限出力运行，严重影响了机组安全经济运行，通过对空预器堵塞的原因进行分析，针对性的采取措施，在保证氮氧化物排放的同时，空预器运行平稳。
1.造成空预器堵塞的影响因素1.1 空预器吹灰不规范。
空预器吹灰时压力低、疏水温度低，疏水不彻底，吹灰时蒸汽带水，造成烟气中的灰粒粘附在空预器蓄热元件上，造成堵塞。
1.2 烟气中SO3的影响。
烟气中的SO3与水蒸汽形成硫酸蒸汽，当空预器冷端综合温度低于烟气露点时，硫酸蒸汽凝结在空预器低温蓄热元件上，液态硫酸会粘结烟气中的灰粒子，造成空预器积灰堵塞。
1.3 烟气中NH4HSO4的影响。
脱硝系统喷氨过量或喷氨不均，造成SCR系统氨逃逸大，未反应的NH3与烟气中的SO3及水蒸气生成NH4HSO4，NH4HSO4在低于露点温度时，形成一种高粘性液态物质，粘附烟气中的灰粒子，附着在空预器表面，引起空预器积灰堵塞。
2.空预器堵灰原因分析我厂2×300MW机组空预器设计差压为1.2Kpa，机组运行中空预器差压最大能够达到2.5Kpa，空预器水冲洗基本逢停必冲，严重影响到机组安全运行，同时增加人力物力成本。
某电厂空预器堵塞原因分析及对策某660MW电厂两台机组锅炉分别配备三分仓容克式空气预热器，并配置了漏风控制系统和红外热点探测系统。
整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成，在转子内分成热端、中温段、冷端3个部分。
每台锅炉布置2套SCR脱硝装置，液氨为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。
SCR脱硝系统运行至今催化剂已超过或接近24000h性能保证期。
在冬季低温及低负荷运行时，为达到一定的脱硝效率，喷氨量增大，氨逃逸率上升，从而生成NH4HSO4沉积物，导致空预器堵灰、局部堵塞现象。
空预器堵塞引起炉膛负压波动增大，同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加；堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度偏差明显增大，锅炉排烟损失增加，同时送/引风机、一次风机电流均有所增加，风机电耗明显增加，甚至导致风机失速等严重问题。
1空预器堵塞原因分析1.1煤质因素锅炉设计煤种全硫分为0.50%，其中灰主要成分有Fe2O3为20.66%，CaO为18.09%，Na2O为0.43%，K2O为0.70%，属于中等结渣煤。
实际燃用煤种变化较大，含硫量0.36%～1.08%变化不等，含硫量高，水分高，造成烟气中SO2量增大，且粘附性较强，易促使冷端结露腐蚀。
酸露点温度与煤折算硫分的立方根成正比。
空预器堵塞期间，因燃煤发热量降低，最大折算硫分超过设计值的2倍，引起SO3浓度增加且酸露点温度升高，在空预器冷端金属表面发生腐蚀的同时，加剧了空预器堵塞。
1.2空预器金属壁面温度与烟气接触的空预器金属壁温若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，否则反之。
当机组负荷降低时，排烟温度下降，尤其冬季环境温度低，排烟温度和空预器进口风温随之更低，造成空预器金属壁温降低。
机组原设计中采用热风再循环来提高空预器的进口风温，冷端综合温度需满足：冷端综合温度=排烟温度+空预器进口风温≥148℃。
空预器堵塞期间的相关数据显示：锅炉负荷较低，环境温度较低，空预器进口风温、排烟温度均处于低值。
1 空气预热器堵塞原因分析(1)省煤器输灰器设计不合理,锅炉投运后,省煤器输灰器长期不能正常运行,大量粗灰随烟气流进空气预热器,在空气预热器一些死角积存,导致空预器阻力增加,堵塞的可能性增加。
(2)锅炉在设计时,在空气预热器与风机之间设有暖风器,锅炉调试时将暖风器投运,效果极差,试验证明无实际意义,但暖风器阻力较大,影响风、烟道阻力,虽然进行了部分割除,但不彻底,增大烟道阻力,加大空气预热器堵塞的可能性。
(3)空气预热器设有吹灰器,但吹灰效果极差,基本上起不到吹灰的效果,空气预热器的堵塞加大。
(4)煤粉细度不合格,锅炉燃烧不完全,烟尘中粗灰比例较大,大量粗灰被烟气带入锅炉尾部烟道,在空气预热器处聚集,堵塞空预器。
(5)空气预热器的密封性较差,空气预热器前后阻力加大,增加了空气预热器堵塞可能性。
(6)空气预热器安装不符合有关要求,在一些地方存在死角,当灰流经该处时在该处堆积。
(7)锅炉检修期间,空气预热器受潮,锅炉检修时,用高压水对空气预热器进行冲洗,在空气预热器未彻底干燥的情况下启动引、送、一次风机运行,导致灰尘粘接在空气预热器上,导致通道变小,进一步加大了空气预热器的堵塞。
(8)随着脱硝系统的投运,在空预器前设有催化剂,喷人大量氨水,在烟道内形成硫酸氢铵,加剧空预器的堵塞。
2 防止空预器堵塞的治理措施2.1 控制硫酸氢铵的产生相对于脱销机组当中入炉煤中硫含量需要严格控制,强化入炉煤掺配掺烧的有效管理,防止硫酸氢铵大量产生,从而降低空预器的堵塞。
并且还需要做好喷氨格栅的调整以及维护工作,实现对于喷氨格栅调门的开度进行有效调整和优化,保证各个区域的喷氨流量和N O x 流场能够达到匹配度,从而减少由于局部地区的氨气过喷造成氨逃逸超标。
同时定期实现对于喷氨格栅进行吹扫,防止由于个别管道产生堵塞情况。
机组在实际的停运当中需要加强对于喷氨栅堵塞状况实施检查,还需要做好相应的清理疏通作业,在完成机组的检修之后重启起动还需要实现对于喷氨格栅的调平。
燃煤机组空气预热器堵塞防范及治理发布时间：2023-04-19T07:56:54.183Z 来源：《科技潮》2023年4期作者：高鸣[导读] 随着环保要求越来越严格，国家对火电厂排放标准要求超低排放，即NOx排放限制为50mg/Nm3，大多数电厂采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术，在省煤器与空气预热器之间加装脱硝装置，减少锅炉在运行过程中NOx的排放量，满足环保要求。
其原理方程式如下：辽宁大唐国际葫芦岛热电有限责任公司 125000摘要：在燃煤电厂实际生产过程中会产生大量的污染气体，这些气体中氮氧化物等有毒气体含量较多，在严格氮氧化物超低排放标准和对环保瞬时超标严格限制的背景下，锅炉脱硝系统能够对废气进行有效的净化，但在烟气脱硝过程中带来空预器堵塞问题日益突出，从而机组限负荷、风机出力增加等一系列安全、经济、环保问题接踵而至，成为各电厂的一大“心病”。
本文从脱硝原理入手，分析堵塞原因，不断探索，找准问题根源，解决空预器堵塞问题，进一步阐述改善电厂空预器堵塞的措施。
关键字：空气预热器；脱硝系统；堵塞；原因；措施。
背景：随着环保要求越来越严格，国家对火电厂排放标准要求超低排放，即NOx排放限制为50mg/Nm3，大多数电厂采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术，在省煤器与空气预热器之间加装脱硝装置，减少锅炉在运行过程中NOx的排放量，满足环保要求。
其原理方程式如下：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O 4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O 但在SCR脱硝系统运行过程中，会出现部分氨逃逸现象，在温度低于280℃时，氨气与烟气中的硫酸蒸汽进行反应生成硫酸氢铵，方程式如下：NH3+SO3+H2O=NH4SO42NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4硫酸氢氨是一种黏性和腐蚀性的物质，将附在催化剂表面，降低催化剂的活性，更严重的会吸附烟气中的飞灰并在空气预热器换热片上凝结，形成难以清除的垢状晶体，导致空气预热器出现堵塞现象，对燃煤电厂经济效益以及安全运行带来很多影响，一旦空预器烟气压差不断增加，一次风压以及二次风压可能发生规律减小或者增大的现象，在这样的前提下引风机及送风机电流有可能出现摆动，因此空预器堵塞对锅炉安全运行及经济运行带来较大的不利，同时硫酸氢氨还会加快空预器的腐蚀，更严重的直接导致锅炉停炉，因此一定要加强空气预热器堵塞的防范及治理，确保机组安全、稳定、持续运行。
探讨空预器堵灰的原因及处理措施空预器作为锅炉等设备中的核心构件，其质量直接关乎相应设备的整体运行性能。
但是其在实际运行过程中不可避免地出现堵灰问题，以至于影响了其正常使用。
在空预器运行的过程中，其经常会出现一、二次风压和炉膛压力存在周期性摆动问题，这就是其出现堵灰问题的主要征兆，所以有必要对其出现堵灰问题的成因和处理对策进行深入分析。
1 空预器堵灰的成因分析1.1 运行操作问题在电厂脱硝系统的改造升级之后，系统逐步投入正常运行。
但是由于氨逃逸与烟气中的SO3发生反应，生成硫酸铵盐使位于脱硝下游的空预器蓄热元件受到影响。
由于硫酸铵盐自身的腐蚀性和黏结性，导致元件的腐蚀和堵塞问题，因此氨逃逸成为当前电厂空预器异常堵塞的主要原因。
不仅如此，由于空预器堵灰不可避免，所以空预器吹灰不得不加大频次，再加上可能存在安装调试缺陷极易造成空预器的吹损，从而形成恶性循环继续加大空预器的堵塞。
1.2 吹灰蒸汽带水在空预器运行的过程中，其主要根据疏水阀部位处的温度来进行自动控制，具体就是在其执行吹灰操作的过程中，需要先打开疏水阀来进行疏水，待该部位的温度达到规定值之后，相应的空预器即可正式执行自动吹灰操作。
理论上来讲，按照预设操作程序来进行操作，吹灰蒸汽中不应该带有水分，这就要求在打开疏水阀的几秒钟时间内完成吹灰蒸汽操作，但是实际实施的过程中却无法在短时间内完成，具体表现在吹灰枪部位处冒出大量水汽，这就是吹灰前疏水不彻底的具体表现，并且带水问题非常严重，从而致使空预器出现了比较严重的结灰问题。
1.3 暖风器使用不合理在机组处于正常运行状态下，通过燃用设计所需煤种的时候，空预器冷端壁的温度都会高于烟气露点值10℃及以上温度值。
在锅炉实际燃烧的过程中，如果先借助暖风器将相燃烧所需的空气加热到20℃，然后再送入到空预器中，此时就可以避免受热面出现低温腐蚀问题。
在冬季环境条件下，相应的运行机组长期处于低负荷状态运行，加之暖风器没有及时得到全面落实，以至于空预器综合冷端的平均温度控制在52℃左右，这远低于其说明书中的规定标准值（68℃）。
300MW机组空预器堵塞的在线解决方案摘要：随着SCR的投用，氨逃逸率高所造成的硫酸氢氨+灰堵塞空预器已经成为了很多电厂的生产技术难题，很多电厂因此风机出力不足，机组出力受限，甚至被迫停机清洗。
本文以大唐唐山热电公司脱硝装置为例，对运行过程中频发的空预器差压高进行讨论，并重点分析了硫酸氢铵大量生成的原因与空预器半边隔绝水冲洗的方法及注意事项。
1.前言随国家节能减排工作的不断深入，现在燃煤锅炉均已安装脱硝系统，其中绝大部分采用SCR脱硝方式，SCR脱硝方式运行中必然发生部分氨逃逸。
逃逸的氨在空预器中与SO3生成硫酸氢氨，由于硫酸氨物理性质较粘，易吸附烟气中灰尘，造成空预器堵塞，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。
本文在摸索实践的基础上，介绍了硫酸氢铵大量生成的原因与空预器在线半边隔绝水冲洗的效果和注意要点。
河北大唐唐山热电公司2×300MW机组锅炉为上海锅炉厂制造的亚临界汽包炉，采用四角切圈燃烧技术。
自2013年投运脱硝以来，发生过两次脱硝投运造成空预器堵塞情况。
投运脱硝时同步改造空气预热器，使用由豪顿提供的镀搪瓷换热片，特点是波纹板孔径较细，换热效率较高。
在额定脱硝效率情况下，空预器堵塞造成差压不断升高，我厂采用半边隔绝水冲洗的方法解决此问题，效果比较明显。
1.脱硝机组空预器差压升高的成因空预器差压的升高，除传统的因素外，主要是因为投运脱销装置后，逃逸的氨气和烟气中的SO3生成腐蚀性和粘结性较强的硫酸氢铵。
硫酸氢铵液态向固态转变在140～230℃之间，此温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，而不是传统空预器堵塞最严重的空预器冷段，仅靠蒸汽吹灰是难以去除。
1.硫酸氢铵大量生成的原因1.烟气含SO3较高随着电力行业市场化的深入，燃用硫份较大的煤的比例越来越大，给企业带来经济效益的同时，也给空预器安全运行带来了很大压力。
且脱硝催化剂增加了SO2转化为SO3的比率，造成NH3/SO3摩尔比减小，NH3和SO3浓度乘积增大，进一步促进了硫酸氢铵的生成。
浅谈燃煤电厂空预器堵塞原因及控制措施摘要：随着经济的发展，人们生活水平的提高，人们逐渐意识到可持续发展的重要。
随着我国电力工业的发展，发电厂锅炉装机总量持续增长，NOX的排放量与日俱增，其所产生的污染和影响也愈来愈受到关注。
GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》要求2014年7月1日起执行NOX排放浓度限值100mg/m3（标况下，以下同）的标准。
一些重点区域纷纷提出“近零排放”目标，要求燃煤电厂大气污染物排放达到燃机标准，NO排放浓度低于50mg/m3。
随着我国排放X标准的提高，发电厂锅炉均逐步通过改造升级SCR烟气脱硝装置来进行更深度的含量降低的同时，也加剧了发电厂锅炉空气预热器的堵烟气脱硝，在烟气中NOX塞问题。
在新排放条件下，空预器堵塞成为发电厂锅炉运行中的突出问题，不但影响锅炉的经济性，还影响到机组安全运行，因此，研究并分析新排放条件下空预器堵塞原因及控制措施十分必要。
本文就燃煤电厂空预器堵塞原因及控制措施展开探讨。
关键词:空预器;堵塞;硫酸氢铵;控制措施引言空预器是提高锅炉热交换性能，减少热量损耗的一种表面式换热器。
随着我国烟气节能减排工作的不断深入实施，SCR烟气脱硝在燃煤电厂中得到广泛应用，自SCR烟气脱硝投运以来，空预器压差出现增大趋势，尤其是超低排放以来空预器压差增大更为明显，引起燃煤机组风烟系统阻力增大，造成引起风机耗电增加、喘振失速等问题，甚至难以保证机组安全可靠运行。
1SCR系统的脱硝原理SCR的脱硝系统的原理是将NH3等还原剂通过喷氨格栅喷入烟道中，在催化剂的作用下，还原剂会与废气中的NO和NO2等有毒气体发生反应，排出无害气体，从而达到净化废气的目的。
其原理方程式如下：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O2空预器堵塞原因2.1入炉煤含硫量高目前，部分火电厂由于地理位置限制或降低运行经济成本，机组运行时入炉煤煤种远远偏离设计煤种，烟气中生成的SO3与水蒸汽生成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽导致烟气酸露点升高，故入炉煤含硫量高必然导致烟气酸露点升高，当酸露点高于排烟温度时必然导致空预器冷端换热元件结露，严重时造成空预器换热元件腐蚀，在空预器出口形成硫酸氢氨，沉积在换热元件表面，逐步阻塞空预器，增加烟风系统阻力。
空预器堵塞原因分析及预防措施吴龙发表时间：2018-08-21T16:11:51.613Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者：吴龙[导读] 摘要：1号机组在脱硝装置投运后，空气预热器发生堵塞。
分析了空气预热器堵塞的原因，认为堵塞是燃煤中硫的质量分数高，入口一、二次风温低，吹灰效果达不到要求等原因造成。
针对堵塞原因提出了加强原煤管理和配煤掺烧、加强燃烧的优化和运行调整、合理投运空气预热器吹灰等措施，实施后达到了防止空气预热器堵塞的目的。
（国电库车发电有限公司新疆阿克苏 842000）摘要：1号机组在脱硝装置投运后，空气预热器发生堵塞。
分析了空气预热器堵塞的原因，认为堵塞是燃煤中硫的质量分数高，入口一、二次风温低，吹灰效果达不到要求等原因造成。
针对堵塞原因提出了加强原煤管理和配煤掺烧、加强燃烧的优化和运行调整、合理投运空气预热器吹灰等措施，实施后达到了防止空气预热器堵塞的目的。
关键词：空气预热器堵塞；运行过程；存在的问题；对策分析导言空气预热器发生堵塞，会引起一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，并出现摆动现象，摆动周期与空气预热器旋转时间相吻合，严重时导致送、引风机发生喘振、一次风压大幅周期波动，一次风管有堵塞危险，严重影响燃烧安全。
空气预热器堵塞还会造成锅炉排烟温度升高，风烟系统阻力增加，一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大，增加了空气预热器漏风，堵塞严重还会影响锅炉的带负荷能力。
1空预器堵塞概述1.1空预器堵塞的形成煤中的硫燃烧生成二氧化硫，二氧化硫在催化剂（积灰中的Fe2O3）的作用下进一步氧化生成三氧化硫与烟气中的水蒸汽生成硫酸蒸汽，硫酸蒸汽的存在使烟气的露点显著升高，当燃料中含硫量越高、过剩空气系数越大，烟气中SO3含量越高，露点也越升高。
由于空预器中空气的温度较低，烟气温度不高，壁温常低于烟气露点，这样硫酸蒸汽就会凝结在空预器受热面上，烟气中的灰、沙粒便容易粘在空气预热器的受热面上形成积灰，在燃烧广汇煤时更为突出，表现为空预器前后差压增大，进一步发展就会造成空预器堵塞。
火电厂机组空预器堵塞原因及应对措施摘要：火力发电机组在进行超低排放改造后空预器差压会不断的升高，从而影响到了机组的经济性以及安全性。
文章通过对空预器堵塞的主要原因进行了全面的分析同时对空预器堵塞的治理制定了合理的应对措施，从而确保到其能处在一个良好的工作状态中，为机组的安全平稳运行提供到一定的保障。
关键词：空预器；脱销；堵塞；预防1、前言空气预热器是锅炉中重要的组成部分其对锅炉的稳定运行有着重要的作用。
为此在其进行过程的过程中应当采取到合理的措施来确保到其的稳定运行。
文章对某发电厂的两台燃煤机组锅炉配套的空气预热器中存在的问题进行了深入的探析，分析导致其存在堵塞的主要原因，然后采取到可行性的解决方案，为空气预热器的稳定运行提供到一定的保障。
2、空预器堵塞的原因分析2.1入炉煤硫份偏高该厂燃煤燃气锅炉的独特设计是淮南烟煤，基准总硫St.ar为0.35%，检验用煤类型为淮北无烟煤，基准总硫St.ar为0.7%。
煤炭有很多来源，而且变化很大。
进入工厂的煤炭类型与细节设计值有很大不同。
进入炉子的煤中的硫含量过高，导致烟道气中SO2的含量增加，这导致烟道气无露点的总体温度迅速升高。
当冷端室的温度略高于或低于烟道气暴露的温度时，分解炉中可能存在的氢氟酸蒸气会在较低温度下在瓦楞纸板上固化，因此会产生大量灰烬烟气中的烟气会冷凝浓硫酸蒸气的有机结合物，这将长时间阻塞预热器通道，导致压差增大。
2.2运行调整不当燃气锅炉的负荷长期过大且过低，排气室内温度低，脱硝催化入口处的高温烟气总体温度低，氨气排放量大，氨气当发电机组过载时，亚硫酸盐的产量增加，不进行煤泥的火焰燃烧，锅炉的整体启动功率不足，吹灰蒸汽的温度过低。
同时，在将空气预热器用于吹灰时，没有排出排水，吹灰压力波动很大，使粉煤灰附着在空气预热器的不均匀加热面上，空气预热器被吸尘。
2.3空预器吹灰效果不理想在实际情况和工作经验中，干式空气分解炉的吹灰效果非常好，并且会受到许多因素的影响，这将使其吹灰效果非常好。
摘要：脱硝反应器scr内氨逃逸，在空预器冷端生成硫酸氢铵是导致空预器堵塞的主要原因。
空预器堵塞后对火电机组的安全性和经济性都造成很大影响，对此本文分析了硫酸氢铵的生成原因，对空预器的影响，空预器堵塞后如何进行高压在线水冲洗和注意事项，并提出了预防空预器堵塞的方法。
关键词：脱硝scr；硫酸氢铵；空预器堵塞；在线高压水冲洗
1.引言：
2.空预器堵塞分析
2.1 空预器堵塞原因和影响
潮州电厂4台机组都采用三分仓回转式空预器。
scr脱硝系统投入运行后，对空预器的运行主要有以下影响：①在空预器烟气环境下，scr脱硝系统中逃逸出氨（nh3）与烟气中的so3、水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物，即nh3+ so3+h2o→nh4hso 4 ，nh3与so3摩尔比、浓度乘积对硫酸氢铵形成的影响如图1、2所示。
硫酸氢铵在不同温度下会呈现出气态、液态或颗粒等不同的状态。
在150～200℃范围内，硫酸氢铵呈现为液态，而这一温度段正好属于空预器的中、低温段。
液态的硫酸氢铵凝结物具有很大的粘性，附着在空预器受热面上，会捕捉烟气中的飞灰，严重增加了空预器的阻力和降低了流通换热能力。
同时，硫酸氢铵凝结物呈中度酸性，再次加剧了换热元件的腐蚀和堵灰[1]。
②煤燃烧生成的so2在scr脱硝装置中的活性成分v2o5的催化作用下生成so3，so2氧化率与v2o5含量关系如图3所示[2]，烟气中的so2向so3的转化率增加，即烟气中的so3含量增加，加速了nh4hso 4生成，同时也造成烟气酸露点温度升高。
在这两个因素综合作用下，加剧了空预器的酸腐蚀和堵灰。
③根据nh4hso4的生成机理，若scr反应器出口氨逃逸量越大，则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的nh4hso4，另外scr脱硝反应器喷氨调整门未经优化或者反应器出口氮氧化物浓度设定值偏低都会造成喷氨过量，加剧nh4hso4的生成。
④负荷因素影响，虽然潮州电厂4台锅炉都采用低氮燃烧器，但是机组在低负荷运行时低氮燃烧器在低风量、凤速时效果减弱，氧量偏大，燃烧型氮氧化物生成量增加，烟气中氮氧化物浓度增加，scr反应器控制是根据出口浓度信号为主控信号，则低负荷时喷氨量增加[3]，但实际烟气量有所下降，因此使喷氨量超过实际反应所需，导致过量氨逃逸进空预器形成nh4hso4结垢堵塞。
⑤煤种的影响，潮州电厂一期4台锅炉设计煤种均为神府东胜煤，但实际燃用煤种变化大，主要为塔山煤、神华煤、印尼煤、进口褐煤，含硫量变化从0.36%至1.08%不等，含硫量高、水分大，造成烟气含硫量增大，且粘附性强易加速冷端结露腐蚀。
2.2 空预器堵塞的处理
利用空预器自带安装的在线水冲洗系统对空预器进行在线高压水冲洗以降低空预器烟气侧差压是处理空预器堵灰的最直接、见效最快的方法。
潮州电厂通过对空预器进行高压水冲洗有效降低了空预器烟气侧差压并制定了详细的在线冲洗措施：①冲洗前准备，冲洗前高压冲洗水泵试运正常，高压冲洗系统高、低压管道已经冲洗合格，泵组出入口软连接管道牢固通畅，管路导通。
提前调整入炉煤灰分，最大程度降低入炉煤灰分（aar控制在10%以内），锅炉受热面全面吹灰一次，向调度申请75%以上负荷并保持稳定，检查送、引风机动叶开度不大于70%、一次风机电流偏差小于20安，制粉、电除尘系统运行正常，做好空预器跳闸、单侧风烟系统跳闸rb的事故预想。
②冲洗操作过程，将冲洗空预器冷端吹灰器上的“开阀撞销”拆除，将空预器吹灰运行方式切至“高压水在线吹扫”方式，运行人员在远方启动空预器吹灰，将启动高压冲洗水泵并缓慢将冲洗水压力提升至20mpa开始连续冲洗，运行人员做好数据记录，每隔一小时抄写一次冲洗数据，冲洗结束前抄写一次。
冲洗结束后维持75%以上负荷运行15分钟以上，将高压水泵出力降至空载停运，恢复吹灰系统正常，单独对冲洗过的空预器冷端连续吹灰4小时[4]。
③冲洗注意事项，空预器在线冲洗时负荷尽量保持在80%
负荷以上某个负荷保持稳定；冲洗过程中注意监视风烟系统参数：空预器运行电流、烟气侧压差、炉膛压力、送、引风机、一次风机电流、动叶开度、报警等；冲洗前等离子拉弧正常，炉前燃油系统压力提高至3.0mpa，正常备用。
冲洗时停止炉膛及烟道、空预器蒸汽吹灰系统；关闭吹灰汽源电动阀，打开吹灰汽疏水阀。
高压水冲洗完毕后，应尽快恢复蒸汽吹灰，对空预器冷端进行连续吹灰，防止空预器及烟道内湿蒸汽被干灰吸附后增加烟道重量引起事故；高压水冲洗前，退出烟气深度冷却系统。
停止冲洗后，深度冷却系统暂不投入运行，保持退出状态，待稳定3小时后再投入，防止空预器及烟道内湿蒸汽进入深度冷却系统造成低温腐蚀和积灰。
冲洗前设备部安排专人就地准备好工具，做好手动盘空预器准备；冲洗过程中加强空预器就地检查，空预器电流摆动大于14a（参考正常运行数值10-12a）或就地检查发现有空预器摩擦现象应立即停止空预器在线高压水冲洗工作。
冲洗时确认高压冲洗水泵入口压力在0.3mpa以上。
冲洗时将空预器双介质吹灰器运行方式切至“高压水在线吹扫”方式，在“就地”位试投吹灰器检查无异常后，切至“远方”位，在dcs投入吹灰器开始在线高压水冲洗。
冲洗时，冲洗水压力20mpa，冲洗水压力应逐渐提高，升压至10mpa时稳定10分钟，检查各参数无异常后再继续升压，防止大量冲洗水进入空预器，导致局部遇冷收缩，引起动静碰磨。
2.3 在线高压冲洗效果
3 小结与建议
空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的nh4hso4黏附在空预器冷端壁面。
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；烟气流常分布、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。
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；③scr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，负荷变化时运行人员也不要盲目将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。
④空预器吹灰控制，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；⑤空预器堵塞严重，烟气侧差压变大及时进行高压在线水冲洗，要制定严密的冲洗方案和做好空预器跳闸的事故预想，实践证明在线高压水冲洗是处理空预器堵塞的有效手段。
