摘要：为进一步提升“W”型火焰锅炉SCR脱硝系统投运后的综合运行效益，针对300MW“W”型电厂锅炉的特性，阐述了SCR脱硝装置投运后对空预器造成腐蚀和堵灰的原因，以及通过一系列运行措施和调整，探讨有效解决空预器结垢和堵灰的方法和途径。
关键词：烟气脱硝;选择性催化还原法(SCR);空预器堵灰
1我国是少数几个以煤为主要能源的国家，67%的NOX来自煤的燃烧，因此火电厂锅炉脱硝技术的广泛应用是控制我国大气中NOx排放的关键所在。近年来随着国家对环保要求的力度不断加大，越来越多的燃煤锅炉加装脱硝装置。然而随着脱硝系统不断投运的同时，部分电厂却出现空预器严重堵灰的现象，而且有不断加剧的趋势，甚至最终不得不停炉进行空预器清洗消除。国电菏泽发电有限公司二期两台机组先后进行脱硝改造，自SCR脱硝系统投运以来，空预器多次出现蓄热原件冷端低温腐蚀堵灰现象，而且堵灰比较严重，且恶化速度较快，进入冬季环境温度下降时尤其明显。
国电菏泽发电有限公司二期锅炉为英国三井巴布科克能源有限公司制造的，型号：MBEL—1025/17.3—541/541型。型式：亚临界、中间一次再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、下冲式单炉膛、悬吊式露天布置、W火焰燃煤汽包炉。#3、#4锅炉由英国巴布科克有限公司生产制造，锅炉设计为亚临界压力、中间一次再热、自然循环、固态排渣，空预器采用蓄热式回转式三分仓空气预热器(如图1所示)，配300MW汽轮发电机组，采用正压直吹式制粉系统，单炉膛，W型火焰燃烧方式，露天布置。#3机组于2001年11月投产。两台锅炉分别于2014上半年改造新增一套SCR脱硝系统。脱硝系统采用选择性催化还原(SCR)工艺，SCR反应器采用“高灰段布置方式”，催化剂选用蜂窝式，层数按“3+1”布置，脱硝还原剂采用成品液氨。
2.空预器改造及运行情况
2.1空预器改造
#3锅炉低氮改造后出于经济性和使用性能的综合考虑，基于原换热元件性能完好基础上，热端换热元件选用原热端换热元件;冷端换热元件选用豪顿干法静电喷镀工艺制成的镀搪瓷元件。由于脱硝反应物氨气和SO3，反应形成NH4HSO3，空预器冷段涵盖整个NH4HSO3。产生的温度区间范围，空预器的低温段高度可覆盖ABS(NH4HSO3)区域，确保锅炉在SCR脱硝装置运行的各种工况下，铵盐只在低温段凝聚。但由于ABS凝结物呈中度酸性且具有很大的粘性，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，再次加剧换热元件的腐蚀和堵灰。
2.2空预器改造后积灰情况
空预器改造运行后烟气侧压差逐渐增加。空预器进出口压力呈规律性波动(1个周期56S)。通过分析，因空预器转一圈所需要的时间为56S左右，故判断空预器存在局部严重积灰现象。虽采取了加强吹灰，但空预器压差仍呈上涨趋势，在满负荷的情况下，其烟气侧最大压差达2.6KPa;同时空预器局部积灰的缘故，二次风流量、一次风出口压力、吸风机电流出力随之波动，炉膛负压也随之波动(如图2所示)，严重威胁机组的安全经济运行。
2.3空预器严重积灰的危害
空预器烟气侧差压大，改变了风烟道的阻力特性，导致风机运行极易进入不稳定工作区，抗干扰能力极差。引风机、一次风机自动频繁解除，炉膛负压波动剧烈(如图3所示)，机组满出力运行困难。
3空预器积灰原因分析及危害
3.1硫酸氢氨对空预器的影响
在正常运行中，因煤质及启停磨、负荷变化较大的原因，脱硝进口NOx有时会远远大于设计值，运行人员为控制脱硝出口NOx含量及脱硝效率，人为增加喷氨流量;同时因脱硝系统喷氨格栅管道周期长，导致管道磨损，直接影响氨气与烟气的混合效果，造成脱硝氨逃逸率高。逃逸的氨气和SO3在150～200℃范围内反应形成硫酸氢氨，在空气预热器的低温段凝聚，且生成物呈中度酸性且具有很大的粘性，粘附在空气预热器的换热元件表面上，加剧换热元件的腐蚀和堵灰。这会影响空气预热器的阻力，并对空气预热器的清洗能力提出了新的要求。
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3.2脱硝系统因素
锅炉配置一套SCR脱硝系统。脱硝系统采用选择性催化还原(SCR)工艺，SCR反应器采用“高灰段布置方式”，催化剂选用蜂窝式，层数按“3+1”布置。经过一段时间的运行，脱硝系统氨逃逸率明显偏大，加上测量装置误差因素，氨逃逸率长期超标。脱硝系统氨逃逸率大原因分析：氨格栅管道堵塞，且由于烟道内的喷氨格栅管道未加防磨，管道磨损严重，上述原因导致氨气与NOx混合效果不好，氨逃逸率增大。脱硝反应器吹灰装置采用声波吹灰器，由于脱硝用仪用气压力不稳定，吹灰效果不理想，催化剂容易产生积灰，影响其反应效果。煤质差时，反应器人口浓度NOx升高，为了保证反应器NOx出口浓度达到环保的要求，喷氨量增大，高的喷氨量必然会造成高的逃逸率。
3.3SCR装置因素
加装SCR脱硝装置后，烟气通过该装置阻力增加，造成SCR空预器热端压差增加了大约15%，空预器漏风率也随之增加，漏风增加进一步降低了空预器排烟温度，造成低温腐蚀。
3.4空预器吹灰器的影响
吹灰器在空预器改造时未进行更换，且空预器吹灰额定压力在1.5MPa，吹灰蒸汽温度在300～350℃，但实际运行中，空预器吹灰压力最高仅1.0MPa，吹灰蒸汽温度在290℃左右，吹灰效果不佳，导致空预器受热面积灰无法彻底清除，日积月累，空预器压差上升。因上述原因空预器进出口压差不断增加，积灰情况越来越严重(如图4示)。
3.5空预器堵灰的危害
3.5.1空气预热器堵灰及腐蚀时，空气预热器出口一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。
3.5.2沉积在空预器蓄热元件上的硫酸氢氨、水蒸汽及SO3腐蚀蓄热元件，影响预热器的换热;而空气预热器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，加重了空气预热器的积灰。
3.5.3由于空预器烟气侧差压升高，烟气阻力增大，将会引起引风机电耗升高且容易引发引风机失速。
3.5.4空气预热器受热面的腐蚀，使空预器的使用寿命缩短。
3.5.5空预器堵灰使空预器差压增大，漏风量增大，同时空预器电流变大。
3.5.6空预器积灰不均匀时发生局部碰磨，严重时甚至引起一、二次风压、炉膛负压晃动而影响炉膛燃烧，严重影响锅炉安全稳定运行。
4运行采取的措施
4.1空预器吹灰程序优化
为保证空预器吹灰进汽压力，提高空预器吹灰效果，防止空预器蓄热元件积灰堵塞，根据机组运行实际，在DCS内锅炉受热面吹灰画面增加空预器吹灰顺控逻辑，由运行人员手动控制操作。当运行人员手动启动该吹灰顺控按钮时，四台吹灰器单台逐个循环投入。具体如下：先启动A1吹灰器→延时1600秒，启动A2→延时1600秒，启动B1→延时1600秒，启动B2吹灰器。本循环吹灰完毕。吹灰程序优化后避免了空预器吹灰频繁启停、遗漏吹灰等现象的发生。
4.2加强入炉煤混配掺烧管理，严格控制入炉煤硫份不大于1.5%、灰分不大于30%。
从煤质成分上杜绝产生过多的硫氧化物，运行值长与燃料加强沟通，确保入炉煤的各项指标达到要求。根据国内同类型机组多年运行经验，对于含硫较低的燃煤，不大于3uL/L的漏氨率和不大于1%的硫氧化物的转化率是比较高的指标，作用也比较直接和明显。在做好入炉煤混配掺烧的同时，还要保证发热量和挥发份较高的煤种入炉，从而减少大量不完全燃烧产物的生成，达到抑止空预器堵灰的目的。
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4.3加强SCR脱硝系统的维护
联系热控专业将脱硝仪表定期标定，保证各个测点测量的准确性，做到测点能准确反应各部分参数，实现对氨逃逸率进行准确监视;同时联系相关专业对脱硝系统进行优化，减小脱硝指标调整的滞后性以及自动投入的稳定性，保证自动装置能稳定可靠运行。
4.4加强空预器吹灰
4.4.1锅炉启、停炉油煤混烧期间或负荷低于30%，必须确保空预器蒸汽吹灰投入连续运行。使用辅助汽源吹灰，调整辅汽联箱压力为1.0MPa。
4.4.2空气预热器蒸汽吹灰前必须疏水暖管充分，吹灰蒸汽保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰程度。
4.4.3机组正常运行中空气预热器蒸汽吹灰使用屏过汽源，设定吹灰母管压力为2.0MPa。每8小时进行一次。运行人员注意监视空预器进出口烟气差压和一、二次风差压的变化，空预器进出口烟气差压正常应小于1.35KPa，当烟气差压大于1.5KPa时，空预器蒸汽吹灰每4小时进行一次;当烟气差压大于2.0KPa时，空预器蒸汽吹灰每2小时进行一次;当烟气差压大于2.5KPa时，空预器蒸汽吹灰连续投入。
4.4.4确保空气预热器冷、热端吹灰器能够正常投入，吹灰维保人员加强对空预器冷、热端吹灰器的维护。
4.5控制脱硝系统各参数正常运行时，严格控制系统氨逃逸不大于3ppm，保证脱硫出口NOx浓度小于155mg/Nm3(厂级控制指标)的前提下尽量降低喷氨浓度。通过燃烧调整严格控制脱硝反应器入口NOx不超过1000mg/Nm3，以降低喷氨量。2015年大修后采用低NOx燃烧器，通过分级燃烧、低氧燃烧等手段完全可以从燃烧角度控制NOx在合理的较低水平。
5.机组启停过程的控制措施
5.1机组每次启、停前，通知燃料尽量上优质低硫烟煤(硫分≮1%)，防止启、停炉期间烟温较低，入炉煤含硫量过高，大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气露点的空预器受热面上，造成腐蚀及堵塞。
5.2锅炉点火前，必须保持空气预热器干燥，尤其是水冲洗后，受热面潮湿时应先进行烘干。
5.3SCR脱硝反应器不具备投氨条件，禁止投入供氨系统运行，防止形成氨盐粘结在催化剂和尾部受热面上，造成腐蚀及堵塞。
5.4锅炉启动时，SCR反应器声波吹灰及省煤器烟道卸灰装置应投入正常运行。
5.5停炉前对受热面及空预器全面吹灰一次，停炉过程中投入油枪后，应保持空预器连续吹灰。
5.6若环境温度较低，启、停炉过程中及时投入暖风器运行，以防烟温过低，空预器冷端发生低温腐蚀。
5.7停机时设备部安排对空气预热器进行高压水冲洗。水冲洗后，空气预热器应先经脱水，再彻底干燥，必要时投入暖风器，以防空气预热器再次投运后发生受热面腐蚀堵灰。空预器高压冲洗前后效果如下表1示：
表1：#3炉空预器高压水冲洗前后经济性对比分析
从上表可看出：#3机组在负荷率、环境温度基本一致的前提下，空预器高压水冲洗后比冲洗前烟气侧差压降低约1.0KPa(目前满负荷空预器烟气侧差压1.0KPa左右)，冲洗效果较明显;引风机平均每天耗电量较冲洗前降低约7150KWh，引风机耗电率下降约0.13%;送风机平均每天耗电量较冲洗前降低约3400KWh，送风机耗电率下降约0.06%;排烟温度较冲洗前降低约7.5℃左右。
6.结语
(1)脱硝投运以后，对机组的运行提出了更高的要求，在保证脱硝效率的基础上要严格控制氨逃逸率不能长时间超标。锅炉燃煤尽量使用与设计煤种接近的煤种，煤种最好能保持稳定，便于
运行人员调节。
(2)经常检查喷氨格栅管道的温度情况，发现异常应利用脱硝停运机会对其进行疏通处理，保证氨气与NOx良好混合。
(3)在空预器进行高压水冲洗后，烘干残留水分方可启动。
(4)针对空预器冷段粘附的硫酸氢氨特性，制定切实可行的化学清洗方案，彻底解决空预器堵塞问题。通过对其他电厂的调查，空预器清洗基本都是采取高压水冲洗，都未曾化学清洗，脱硝投运以后，空预器化学清洗一直都是空白，研究出一种化学清洗方案显得尤为重要。
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原标题：W”型火焰锅炉SCR脱硝系统投运后空预器堵灰的防治
