水电之家讯：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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