SCR装置氨逃逸，特别是在低温低负荷运行条件下，极易造成喷氨过量，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。此外，煤质、空预器冷端壁面温度、催化剂活性、低负荷等因素也是导致空预器堵塞的原因。对此，提出了空预器运行时在线冲洗的建议来改善空预器堵塞情况。
1、概述
华润电力登封有限公司二期#3、#4机组2*630MW超临界锅炉分别配备三分藏容克式空气预热器。
烟气脱硝装置是采用日本三菱(MHI)公司的脱硝技术设计和制造的，采取选择性催化还原(SCR)法来达到去除烟气中NOX的目的。采用ARGILLON公司催化剂。
每台锅炉布置两套SCR脱硝装置，以外购液氨为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。烟气竖直向下流经SCR装置，反应器本体内为三层催化剂支撑结构，前期安装两层蜂窝状催化剂。
登封电厂#3、4机组SCR脱硝系统于12年投产，其中#4机组SCR装置和机组同步完成168试运，#3机组SCR装置略晚于#4机组投产。运行发现在冬季低温及春节前后低负荷运行时，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，两侧排烟温度均有不同程度的增加。，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，甚至导致过引风机失速。最后为保证高负荷时引风机不失速，不得不采取打开空预器冷端人空门的方式来加大引风机的风量。
2、空预器堵塞原因
空预器堵塞原因有很多，但是对于本单位空预器运行时间较短，同时堵塞严重。考虑到以前的经验、同厂家的沟通以及现场实际情况我们认为：本单位造成空预器堵塞最大的原因是由于投运SCR脱硝装置导致的。
如图1所示，SCR反应器是在特定催化剂作用下，以氨作为还原剂，选择性地将NOX还原为N2和H2O。
SCR的化学反应机理比较复杂，主反应是NH3在一定的温度和催化剂作用下，有选择地把烟气中的NOX还原为N2，其过程涉及到数十个反应方程。但是当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成NH4HSO4，而在150~220℃温度区间，NH4HSO4是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加，换热元件的效率降低等问题。
传统再生式空预器对硫酸氢铵结垢非常敏感，即使设计时采取措施减小氨逃逸率，由于负荷瞬变、气流层化、氨或NOX的分布不均、系统控制故障、催化剂性能降低等原因引起氨逃逸率上升，引起空预器结垢还是经常发生。
根据NH4HSO4的形成机理，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，造成空预器堵塞。而#4机组为本厂第一次投运SCR系统，人员没有经验，对氨逃逸率较高的危险性没有充分意识其危害性，本身人员又对降低SCR反应器入口NOX的各种手段缺乏了解。加上低负荷时喷氨调门漏流量较大，导致氨逃逸率一直较高。
#4炉2013年11月检修后投入运行以来，空气预热器压差持续快速上涨，尤其是6月底以来，堵塞明显加剧，现在烟气侧压差已接近3.5kPa，已严重威胁到机组的安全稳定运行与带负荷能力。
3、空预器在线冲洗的介绍及方法
空气预热器蓄热元件内部堵塞，主要成分是灰分、硫酸氢氨、盐类等具有粘着性并结垢的物质，在60～80℃的水中溶解度最大。在线冲洗就是在空气预热器运行中，将50～70℃高压水喷入空气预热器蓄热元件冷端，随着空气预热器的转动进行冲洗，疏通堵塞的蓄热元件，同时调控锅炉系统各参数，将蓄热元件冲洗干净并保证锅炉系统安全稳定运行。
方法：
(1)#4炉0米布置好高压冲洗水泵，设1名操作人员负责启停工作，高压冲洗水采用消防水源。
(2)由相关技术部门确定空气预热器冷端壳体转子下方适当的开孔位置，先揭开保温安装临时法兰并加盖板，防止开孔失败或工作结束后封闭。
(3)从空气预热器烟气侧冷端13.7米炉后搭设脚手架，在壳体上临时法兰处开500×450的孔，将冲洗轨道及冲洗枪送入空气预热器内部，调节高度使之与空气预热器冷端径向密封片达到预定的距离，约50mm。
(4)连接高压水冲洗管道，获得运行许可后，开始冲洗工作。启动高压水泵，逐渐加压、加流量，冲洗枪始终留人监护并用对讲机与0米冲洗水泵操作员实时联系，有问题及时停止高压泵。
(5)利用高压冲洗泵及移动式冲洗枪对空气预热器冷端换热元件进行水冲洗。
(6)高压泵出口压力控制在40～50MPa之间，依靠调换枪嘴调节冲洗流量;
(7)根据电袋除尘器特点，冲洗过程要循序渐进，根据值班员反馈的除尘器压差情况逐步调大流量，严格限制在不超过40L/min，防止水量过大造成空气预热器底部烟道积水或造成电袋除尘器进水或“糊袋”;冲洗流量调整合适后，未经同意，禁止冲洗人员擅自更换喷嘴。
(8)高压清洗路线原则上从转子外圈开始逐步向内移动，每次移动10mm，每处停留不少于15分钟，观察冲洗效果，如往下返灰水则延长停留时间继续冲洗。
(9)冲洗工作应在空气预热器出口排烟温度120℃以上，机组负荷在较高时进行。
(10)为保证冲洗工作的安全与冲洗效果，高压清洗水枪距离空气预热器转子冷端径向密封片距离在50mm。
4、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包括：运行人员意识不到位，没有相关的经历，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入口烟温下降，催化剂活性降低，脱硝效率下降;由于烟气流场分布、喷氨量、NOx浓度分布不均等原因导致SCR出口氨逃逸不均匀。
此外冬季环境气温较低时，空预器换热面壁温进一步下降，易造成NH4HSO4快速粘结。从设备的角度考虑，氨逃逸、NOx、氧量等测量数据不能完全反映烟气整体情况，导致运行和控制存在一定偏差。其它如负荷频繁变化、煤种变化、吹灰程序、环保核查脱硝效率要求等也是造成空预器堵塞的原因。
为有效改善SCR脱硝机组空预器堵塞情况，建议如下：
(1)优化调整喷氨调节阀、流量计、喷氨格栅，保证喷氨、烟气的流场均匀分布。应通过校准、检修或技改等方式提高SCR系统测量准确性。新建机组在168运行前冷态调试和热态调试中，特别要做好注氨格栅的细调工作和相应试验。
(2)SCR控制策略的调整。在负荷调整、异常工况时，加大运行人员的干预力度，控制脱硝效率上限值。改善低负荷时低氮燃烧的二次配风方式，控制进口NOX含量，避免在低负荷燃烧时喷氨过量。
(3)空预器运行调节，包括吹灰步进时间及吹扫行程调整，提高吹扫换热元件覆盖面，延长空预器堵塞时间。选择合理的板型和材料、正确进行空预器换热元件的分层布置，减小NH4HSO4的结垢和腐蚀率，降低机组强迫停炉进行空预器冲洗的可能性。
(4)堵塞严重的空预器，利用检修期间实施新型化学清洗，使空预器蓄热元件表面更加光洁，减缓NH4HSO4沉积及堵灰过程。
(5)本次#4机组在线冲洗空预器最后结果一般，在冲洗初期确实有效控制和降低空预器的烟气侧差压，但是冲洗到一定阶段后，效果明显下降，仅能保证空预器烟气侧差压不增大。但不否认是由于#4机组空预器堵塞时间长，情况严重的原因。所以在今后各个机组运行期间要加大对氨气逃逸率的控制，并在有条件的情况下对现有的固定在线冲洗装置进行改造及投运。
