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前言：
SCR脱硝系统近年来广泛用于全国各大火电机组中，随着运行时间的推移，SCR脱硝反应器出口氨逃逸率大造成预热器堵塞的问题日益显著。我厂针对预热器的ABS堵塞问题采取了相应的在线水冲洗措施，本文将对预热器ABS堵塞问题的成因和在线水冲洗的实践效果进行分析。
1、空预器硫酸氢氨（ABS）堵塞
燃煤锅炉炉膛内烟气中的SO2约有0.5%～1.0%被氧化成SO3，加装SCR系统后，催化剂在将NOx还原成氮气的同时也将约1.0%的SO2氧化成SO3，在空预器中低温换热元件表面，SCR脱硝反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨NH3、SO3及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时主要生成干燥的粉末状硫酸氨不会对空预器产生粘附结垢，当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度（通常要求SCR出口不大于3ppm）时主要生成硫酸氢氨（ABS），在150～220℃温度区间ABS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增加空预器阻力并影响换热效果。
我厂三期#6炉预热器进口烟温280～330℃左右，出口烟温在100～140℃左右，预热器中低温段涵盖了高粘性硫酸氢氨的生成温度区间；#6炉脱硝系统自2011年12月份投运以来，已经运行2万小时，催化剂设计使用寿命为25000小时或3年，随着脱硝系统催化剂使用年限增加，催化剂活性下降，氨逃逸增加；烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时也会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过量。这些原因造成预热器的ABS堵塞日益严重，已经造成一、二次风压及引、送、一次风机电流的周期性波动。
2、冲洗前工况
1、运行方式：
#6机组正常运行，机组负荷530MW，CCS投入，A、B、C、D、E五台磨煤机运行，A、B小机运行，C电泵备用。
2、现象：
机组负荷530MW，锅炉烟气侧压差、炉膛负压及一次风压发生周期性晃动。6A空预器烟气侧压差达2.5Kpa，6B空预器烟气侧压差达3.5Kpa，热一次风压晃动2.4Kpa，炉膛负压晃动600Pa。
图1 空预器冲洗前风烟系统参数变化
3、在线冲洗过程
冲洗目标：
采用进口的超高压清洗设备，清洗喷头为直喷、前冲式，使用压力200-800公斤；流量为50升-90升/分。冲洗车垂直往上仰洗，把冷端、中温端附着垢质进行清除、疏通。少量堵塞的灰垢经高压水冲洗流下经排水管放出，大量冲洗水汽化随烟气蒸发，从而使冷端、中温端段疏通，清除预热器内板间夹杂的垢物，达到清洗目的。通过在线冲洗，最低目标为：在机组额定负荷下，#6炉空预器烟气侧压差不大于2.0 Kpa，热一次风压晃动不大于1Kpa。
冲洗过程：
2014年04月19日21：00开始对6B空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力为20Mpa，冲洗2小时后，所有参数正常将冲洗压力调至25Mpa后，进行连续冲洗。20日20：00分第一遍冲洗结束。将冲洗压力调至30Mpa，20：30开始对6B空预器进行第二遍连续冲洗，23日03：00分第二遍冲洗结束。保持冲洗压力30 Mpa，对6B空预器进行第三遍连续冲洗，24日05：00分第三遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：在机组负荷560MW时，6B空预器进、出口压差最大1.7Kpa，最小1.5 Kpa；6B热一次风压晃动最大0.7 Kpa，最小0.5 Kpa。
2014年04月24日11：30分开始对6A空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力为20Mpa，冲洗2小时后，所有参数正常将冲洗压力调至25Mpa后，进行连续冲洗。26日07：00分第一遍冲洗结束。26日将冲洗压力调至27Mpa 07：30开始对6A空预器进行第二遍连续冲洗，27日19：00分第二遍冲洗结束。27日将冲洗压力调至30Mpa 19：30开始对6A空预器进行第三遍连续冲洗。29日07：00分第三遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：在机组负荷540MW时，6A空预器进、出口压差最大1.3Kpa，最小1.2 Kpa；6A热一次风压晃动最大0.6Kpa，最小0.5 Kpa。
图2 空预器在线冲洗第三遍结束后曲线
通过对#6炉A、B空预器交替进行在线冲洗，达到了预期效果，机组带负荷能力明显提升，4月27日负荷已带至600MW，烟气侧差压为1.4Kpa，热一次风压波动0.6Kpa，炉膛负壓晃动在100Pa左右，同时#6炉引风机、送风机及一次风机电耗也明显降低。
4、结论
在线冲洗前，#6炉带高负荷时，引风机超过全压运行更易发生抢风，可能导致引风机跳闸事故，甚至造成两台引风机全停MFT；受引风机限制，#6炉负荷只能带到560MW；引、送、一次风机电流明显下降，在560MW负荷下，引风机电流由380A/360A下降到306A/304A，而预热器烟气侧差压由3.5Kpa降至1.4Kpa，热一次风波动由2.4Kpa降至0.6Kpa，炉膛负压晃动由600Pa下降至100Pa。冲洗效果良好，安全和经济效益十分明显。冲洗后效果能维持多久还不得而知，但是有一点可以明确的是，冲洗只是治标，要彻底解决预热器堵塞应该从源头上解决SCR区氨逃逸率大的问题，即利用大修进行催化剂更换和尿素喷枪流量的重新标定。■
SCR脱硝系统近年来广泛用于全国各大火电机组中，随着运行时间的推移，SCR脱硝反应器出口氨逃逸率大造成预热器堵塞的问题日益显著。我厂针对预热器的ABS堵塞问题采取了相应的在线水冲洗措施，本文将对预热器ABS堵塞问题的成因和在线水冲洗的实践效果进行分析。
1、空预器硫酸氢氨（ABS）堵塞
燃煤锅炉炉膛内烟气中的SO2约有0.5%～1.0%被氧化成SO3，加装SCR系统后，催化剂在将NOx还原成氮气的同时也将约1.0%的SO2氧化成SO3，在空预器中低温换热元件表面，SCR脱硝反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨NH3、SO3及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时主要生成干燥的粉末状硫酸氨不会对空预器产生粘附结垢，当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度（通常要求SCR出口不大于3ppm）时主要生成硫酸氢氨（ABS），在150～220℃温度区间ABS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增加空预器阻力并影响换热效果。
我厂三期#6炉预热器进口烟温280～330℃左右，出口烟温在100～140℃左右，预热器中低温段涵盖了高粘性硫酸氢氨的生成温度区间；#6炉脱硝系统自2011年12月份投运以来，已经运行2万小时，催化剂设计使用寿命为25000小时或3年，随着脱硝系统催化剂使用年限增加，催化剂活性下降，氨逃逸增加；烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时也会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过量。这些原因造成预热器的ABS堵塞日益严重，已经造成一、二次风压及引、送、一次风机电流的周期性波动。
2、冲洗前工况
1、运行方式：
#6机组正常运行，机组负荷530MW，CCS投入，A、B、C、D、E五台磨煤机运行，A、B小机运行，C电泵备用。
2、现象：
机组负荷530MW，锅炉烟气侧压差、炉膛负压及一次风压发生周期性晃动。6A空预器烟气侧压差达2.5Kpa，6B空预器烟气侧压差达3.5Kpa，热一次风压晃动2.4Kpa，炉膛负压晃动600Pa。
图1 空预器冲洗前风烟系统参数变化
3、在线冲洗过程
冲洗目标：
采用进口的超高压清洗设备，清洗喷头为直喷、前冲式，使用压力200-800公斤；流量为50升-90升/分。冲洗车垂直往上仰洗，把冷端、中温端附着垢质进行清除、疏通。少量堵塞的灰垢经高压水冲洗流下经排水管放出，大量冲洗水汽化随烟气蒸发，从而使冷端、中温端段疏通，清除预热器内板间夹杂的垢物，达到清洗目的。通过在线冲洗，最低目标为：在机组额定负荷下，#6炉空预器烟气侧压差不大于2.0 Kpa，热一次风压晃动不大于1Kpa。
冲洗过程：
2014年04月19日21：00开始对6B空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力为20Mpa，冲洗2小时后，所有参数正常将冲洗压力调至25Mpa后，进行连续冲洗。20日20：00分第一遍冲洗结束。将冲洗压力调至30Mpa，20：30开始对6B空预器进行第二遍连续冲洗，23日03：00分第二遍冲洗结束。保持冲洗压力30 Mpa，对6B空预器进行第三遍连续冲洗，24日05：00分第三遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：在机组负荷560MW时，6B空预器进、出口压差最大1.7Kpa，最小1.5 Kpa；6B热一次风压晃动最大0.7 Kpa，最小0.5 Kpa。
2014年04月24日11：30分开始对6A空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力为20Mpa，冲洗2小时后，所有参数正常将冲洗压力调至25Mpa后，进行连续冲洗。26日07：00分第一遍冲洗结束。26日将冲洗压力调至27Mpa 07：30开始对6A空预器进行第二遍连续冲洗，27日19：00分第二遍冲洗结束。27日将冲洗压力调至30Mpa 19：30开始对6A空预器进行第三遍连续冲洗。29日07：00分第三遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：在机组负荷540MW时，6A空预器进、出口压差最大1.3Kpa，最小1.2 Kpa；6A热一次风压晃动最大0.6Kpa，最小0.5 Kpa。
图2 空预器在线冲洗第三遍结束后曲线
通过对#6炉A、B空预器交替进行在线冲洗，达到了预期效果，机组带负荷能力明显提升，4月27日负荷已带至600MW，烟气侧差压为1.4Kpa，热一次风压波动0.6Kpa，炉膛负壓晃动在100Pa左右，同时#6炉引风机、送风机及一次风机电耗也明显降低。
4、结论
在线冲洗前，#6炉带高负荷时，引风机超过全压运行更易发生抢风，可能导致引风机跳闸事故，甚至造成两台引风机全停MFT；受引风机限制，#6炉负荷只能带到560MW；引、送、一次风机电流明显下降，在560MW负荷下，引风机电流由380A/360A下降到306A/304A，而预热器烟气侧差压由3.5Kpa降至1.4Kpa，热一次风波动由2.4Kpa降至0.6Kpa，炉膛负压晃动由600Pa下降至100Pa。冲洗效果良好，安全和经济效益十分明显。冲洗后效果能维持多久还不得而知，但是有一点可以明确的是，冲洗只是治标，要彻底解决预热器堵塞应该从源头上解决SCR区氨逃逸率大的问题，即利用大修进行催化剂更换和尿素喷枪流量的重新标定。■