为了适应环保新要求，SCR超低排放改造后，由于硫酸氢氨堵塞空预器，造成空预器压差偏大，引起风机耗电增加、喘振失速等问题，必须对空预器进行升温或在线水冲洗。经过多次升温消除空预器堵塞和在线水冲洗，积累了经验。本文介绍了这两个过程，分析了危险点及采取的措施。

河北西柏坡发电有限责任公司330MW锅炉为北京巴布科克˙威尔科克斯(B&WB)有限公司生产的B&WB—1025/18.3—M型锅炉，预热器为29VI(T)–1676(1778)MOD型(Φ10.33米)容克式三分仓空气预热器，原设计为上海锅炉厂产品，后由豪顿华进行了密封改造。每台炉配2台空气预热器。

空气预热器发生堵灰，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。空气预热器堵灰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，堵灰严重还会影响锅炉的带负荷能力。

1.空预器堵塞的一般原因

1.1锅炉燃煤煤种不符合设计值

煤种含硫量过高，会引起烟气露点的降低，导致空预器冷端结露而造成腐蚀。燃煤低位发热量过低，会造成燃煤量、烟气量增大，增加了空预器阻力。灰分过高，造成锅炉各受热面积灰及磨损严重。挥发分过高，引起灰熔点下降，更容易结焦。

1.2锅炉启动时制粉系统投入不当

锅炉启动过程中，采用小油枪点火，或是启动磨煤机时，炉膛温度低，煤粉燃烧相对较差，势必会造成飞灰可燃物大量增加。大量或者长时间投运油枪时，未燃尽的油污及未燃烧的煤粉进入空预器增加了堵灰的风险。

1.3空预器吹灰介质未达到设计值

空预器采用蒸汽吹灰时，疏水不畅或时间过短，造成空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰效果差。有资料指出，空预器吹灰蒸汽过热度应保持在111-130℃。空预器吹灰器故障、减压阀调节性能不好，蒸汽带水，不但减弱吹灰效果，严重时还会在高温下与积灰泥化板结。

1.4吹灰蒸汽阀门不严泄露

锅炉空预器吹灰进汽阀门不严密，导致水蒸气漏入空预器内部，导致空预器堵塞。故此，在每次停炉时，对空预器吹灰进汽阀进行检查处理，能有效避免此原因导致的堵塞发生。

1.5空预器水冲洗不彻底

锅炉每次停炉后，都要进行空预器水冲洗，冲洗过程一定要彻底，可采用透光法等手段进行检查，避免冲洗不彻底，否则会在极短时间内加重堵塞，失去冲洗的意义。

2.SCR超低排放对空预器的影响

自脱硝投运以来，空预器压差偏大，而在实行超低排放后，这一现象更加突出。高负荷时达到2.5KPa以上，吹灰器投运后效果不明显，原因分析如下。

2.1空预器硫酸氢氨堵塞

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，催化剂在把NOx还原成N2的同时，将约1.0%的SO2氧化成SO3。

SCR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时，主要生成硫酸氢氨(ABS)。

国内部分进行烟气脱硝改造机组对空预器低温段元件镀搪瓷，空预器冷段换热元件即使采用镀搪瓷元件，如果没有有效的吹灰清洗装置相配套，同样会发生严重的堵灰。

搪瓷镀层能显著降低硫酸氢氨的结垢速率，但如镀层因加工质量而损裂，将不利于防止硫酸氢氨的吸附。

2.2氨逃逸浓度过高

氨逃逸浓度越大，空预器阻力增加的越快。

烟气脱硝装置运行过程中，除了极端工况造成短时间内过量喷氨外，当氨喷射系统设计不当、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。不同程度的氨逃逸是造成空预器堵塞的主要原因。

对于烟气脱硝装置，除通过氨喷射系统、导流系统、混合系统的设计提高烟气流场的分布均匀性外，日常运行过程中，还需严格控制喷氨量，防止过度喷氨，并定期进行氨喷射系统的喷氨流量平衡调整，防止局部喷氨过大造成氨逃逸浓度升高。

3.空预器堵塞的预防

为了更好地控制空预器堵塞情况，必须采取技术手段，杜绝空预器堵塞的原因，从根本上降低或者杜绝空预器堵塞情况发生。

3.1SCR超低排放前的一般手段

3.1.1冬季加强暖风器综合治理

利用停炉机会对暖风器进行改造，以彻底解决因暖风器疏水不畅通引起振动而引起内漏。可考虑对暖风器进行改造，进汽端比疏水端提高了约300mm左右，可以缓解了暖风器泄漏几率。在暖风器处都增加了玻璃观察窗，以方便运行过程中检查暖风器是否内漏。

3.1.2制粉系统投运时尽量满足着火能量

机组每次停运时，在条件允许的情况下，尽量将安装有等离子点火装置的磨煤机对应煤斗烧空，并在下次机组启动前将该煤斗配上发热量大于4500kcal/kg，挥发份较高的煤种，同时等离子磨煤机启动前应保证二次风温大于200℃，以减少制粉系统启动初期大量不完全燃烧产物的生成，从而抑止空预器堵灰的发生。

3.1.3加强省煤器输灰系统综合治理

锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位，立即联系检修进行处理。同时利用停炉机会，检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。

3.1.4对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度

吹灰至少每8小时进行一次，如果发现空预器差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔。吹灰程序控制必须采取疏水温度控制，不能通过时间简单判断疏水是否干净，必要时进行疏水管路改造以确保空预器吹灰效果。

3.1.5加强吹灰阀门的综合治理

每次停炉后对空预器吹灰进汽阀和吹灰枪进行检查处理，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上。

3.1.6高压水冲洗要彻底

空预器冲洗热段一般采用消防水喷淋，冷端采用高压水枪冲洗，通过抽检中温端换热元件干净程度以确定冲洗质量是否合格，正常两台空预器冲洗合格需要进行60小时左右。冲洗结束后一定要进行充分干燥，防止启动时大量灰粒粘贴到换热元件。

3.2SCR超低排放后的预防手段

3.2.1合理控制喷氨量

合理控制SCR出口参数，避免过调。根据设计条件，每台炉SCR系统都有设计最大喷氨量，当自调或人工调整时，应当注意不要高于此限值，若是自由大量喷氨才能将Nox降低到超低排放值，应考虑其他方面的影响，不应仅靠过喷氨量来实现。

3.2.2加强对喷氨格栅均匀性的调整

制定喷氨格栅定期调整试验机制，每次检修或每半年均应对喷氨格栅进行一次优化，防止喷氨不均匀造成反应效率下降，浪费氨气的同时造成空预器硫酸氢氨堵塞。

3.2.3控制氨逃逸浓度

运行中加强对氨逃逸浓度的监视，发现氨逃逸浓度异常升高，应立即降低喷氨量，查找原因，若因喷口堵塞或脱落，应及时修复，避免长时间不均匀运行。

3.2.4定期更换催化剂层

建立各炉催化剂台账，对催化剂进行全寿命管理，及时更换失效的催化剂，保证脱硝反应效率。

3.2.5预防空预器压差增大定期工作

因脱硝超低排放及当前脱硝调节系统特性问题，对于因氨量瞬间过大造成硫酸氢氨堵塞空预器情况时有发生，为了预防空预器及风烟系统的安全、经济运行，应该制定定期工作，各单元机组均应按规定认真执行。

3.2.5.1每月20日中班，选取负荷大于80%阶段(250MW、480MW)，进行两个小时空预器升温工作，A、B两侧分别进行。

3.2.5.2减小送风量(或增大引风机开度)以提高该侧烟温至160~170℃之间，注意最高点不能超过170℃(针对布袋除尘器，排烟温度不可超过180℃，若无此限值，则应升高至230℃更佳)。

3.2.5.3每年10月底至4月初暖风器转入运位后，升温期间利用该侧暖风器，根据烟温变化情况和预热器电流变化情况提高送风温度至30~40℃之间，其余时间不用投入暖风器。

4.升温消除空预器压差增大方法及注意事项

锅炉运行中，预热器阻力超过1.5KPa，应开始执行以下措施：

4.1投入该侧暖风器，根据烟温变化情况和预热器电流变化情况提高送风温度至30~40℃之间(暖风器停运期间除外)。

4.2减小送风量(增大引风机开度)以提高该侧烟温至160~165℃之间，注意最高点不能超过170℃(针对布袋除尘器，排烟温度不可超过180℃，若无此限值，则应升高至230℃更佳)。

4.3加强预热器蒸汽吹灰频次(投入空预器蒸汽连续吹灰)，直至阻力下降至1.3KPa(75%以上负荷)以下。

4.4同一单元两台机组不可同时进行升温工作，20日完不成，可以由21日中班完成，月末上报绩效分炉分AB侧统计。

4.5加强监视烟温测点，尤其在负荷变化及启停磨期间，确保排烟温度测点最高点不得超过170℃。

4.6调节送吸风量应缓慢进行，温升5~10℃暂停调节稳定20分钟以上，方可继续升温。注意调节烟温变化速率。

4.7加强对空预器电流监测，预热器电流一般不得超过正常值5A以上，否则稳定烟温待空预器受热均匀，电流回落方可继续升温。

4.8升温期间制粉系统尽量保持稳定。

5.空预器在线水冲洗方法及注意事项

为了防止空预器的硫酸氢氨堵塞，部分单位在SCR改造之初，就对空预器吹灰器进行了改造，但鉴于运行风险，很少有人使用。

我公司已经将空预器吹灰器改造为双介质吹灰器，经过与豪顿华公司协商，同意进行空预器在线冲洗，现已对我公司多台机进行了多次冲洗，积累了一定的经验。下面以#2机组为例对冲洗过程进行阐述，对危险点控制进行分析。

5.1冲洗过程：

5.1.1空预器在线冲洗由生产部锅炉专工主持，锅炉车间负责，豪顿华工程有限公司提供技术支持;冲洗过程由发电部负责。

5.1.2保持机组冲洗时负荷在280MW，最低不能低于260MW。

5.1.3检查高压水管路上的阀门、法兰、接头的严密性。

5.1.4将高压水泵入口两只过滤器的滤芯拆下进行清洗，并打开水泵入口阀门，对进水管道进行排污冲洗。

5.1.5将高压管路上过滤器的滤芯拆下进行清洗，并对过滤器前的高压管道进行冲洗。

5.1.6检查高压水泵电机和就地控制柜绝缘合格并送电。

5.1.7确保高压水泵水源压力达到3~8bar，气动卸荷阀仪表气源稳定。

5.1.8吹灰器控制柜上电后，空枪走行一遍，确保走行过程正确无误。

5.1.9保证吹灰器操作人员和高压水泵操作人员之间联络的畅通。

5.2冲洗流程：

两台空预器的高压水冲洗不能同时进行，应逐台冲洗。以下流程以A侧冲洗为例，B侧与此相同。

5.2.1疏通烟道排污口

由于我公司空预器烟道下方灰斗和排灰管维护不到位，冲洗过程中产生的灰浆将无法排出，应在冲洗前采取排污措施。在烟道下方正对吹灰器的位置左、右各装设一根DN250的排灰管，并安装阀门，同时在烟道靠近底面处开设门孔，用于在冲洗过程中监视烟道中的积灰和排污情况。

5.2.2切换管路阀门至合适位置

关闭高压水管路中通往#1机组的阀门，打开通往#2机组的阀门和通往#2机A侧的阀门，关闭通往#2机B侧的阀门关闭。还要关闭A侧底部蒸汽进口管道上的阀门，防止高压水冲洗时将蒸汽带入。

5.2.3启动高压水泵

高压水泵可远方或就地操作，以下仅以就地操作为例。在就地控制柜上启动高压水泵(#1和#2机组共用一台高压水泵)，就地控制柜带有逻辑控制功能，在程控作用下，水泵启动40-60S后气动卸荷阀自动关闭，然后人工调节带有红色手柄的调压阀，将水泵缓慢升压至20MPa。

5.2.4启动吹灰器高压水在线吹扫

吹灰器可远方或就地操作，以下仅以就地操作为例。

在吹灰器就地控制箱上将密封风机停止，选择“高压水在线吹扫”并启动，就地控制箱柜带有逻辑控制功能，在程控作用下，吹灰器先连续前进至最前端，然后按步退10mm停留52s(转子转动一圈)的方式循环吹扫，直至退到最后端执行完一个吹扫流程。一个吹扫流程的用时约82.5min。

5.2.5停止高压水泵

在就地控制柜上停止高压水泵，在程控作用下，气动卸荷阀先打开，延时120s后电机停止。

5.2.6恢复管路阀门至合适位置

关闭高压水管路中通往#2机组的阀门和通往A侧空预器的阀门。打开底部吹灰器蒸汽进口管道上的阀门，接通蒸汽吹灰通道。

5.2.7关闭烟道排污系统的阀门

5.2.8重复上述流程，对B侧空预器进行冲洗。

5.3注意事项：

5.3.1为确保高压水在线冲洗不对机组产生有害影响，可先短时间地进行试验性冲洗，在检查机组运行情况正常后，再逐步延长试验时间。

5.3.2在冲洗中及冲洗后，观察空预器驱动电机电流、空预器阻力、排烟温度、烟道排污情况及除尘器运行是否正常。观察和记录高压水冲洗时间、压力、空预器在冲洗前后机组负荷、烟气和空气侧差压、送风机和引风机电流、炉膛压力、热风和排烟温度等参数。

5.3.3排烟温度低于120℃，应该及时调整冲洗侧烟气流量，提高烟温，若持续下降至110℃，则应停止在线水冲洗。

5.3.4一般情况下应进行多次冲洗，即使在观察到空预器阻力不再持续下降时，仍需再冲洗一到两次。换热元件冲洗得越干净，下次冲洗的周期越长。

5.3.5每次吹扫结束或中断后，应在就地控制箱上将密封风机启动，以保护喷嘴不被堵塞。

5.3.6冲洗时注意监视水泵进口过滤器压差(进、出口有压力表)，当进水压力小于3bar时，应停泵清洗滤网，以免吸水不畅引起泵的异常震动。

5.3.7若是在冬季冲洗，在冲洗结束后需将管道中的积水排放干净，防止将管道冻坏。

5.3.8在冲洗过程中检修人员随时疏通空预器底部疏水排灰管，防止堵塞。

5.3.9空预器冲洗过程中底部装设围栏，无关人员禁止靠近，防止底部疏水排灰时伤人。

5.3.10高处作业使用脚手架应验收合格，作业人员必须使用安全带。

6.结语

实践经验表明，为了避免空预器堵塞，频繁停机冲洗这一难题，进行空预器升温、空预器在线水冲洗技术是可行的。上述措施都有一定的通用性，但必须尽心策划，认真组织，加强对过程中的参数的监控，就能保证机组的运行安全。