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摘要：本文以大唐鲁北发电有限责任公司一期工程2×330MW机组为研究对象，分析了SCR脱硝装置投运后容克式空气预热器堵灰的原因与控制措施，结合SCR脱硝改造后的空预器堵灰原因主要由空预器本身冷端波型选型不当，脱硝喷氨系统投运后氨逃逸率偏高，暖风器投入时間滞后，煤质中硫份值超过0.7%，吹灰器损坏等引起。对此，提出通过调整脱硝氨喷射系统均匀度，对入炉煤进行高低硫份燃烧配煤掺烧，调整吹灰器频率与提高吹灰压力，在预热器冷端平均烟气数值低于140℃时投入暖风器，锅炉停运后进行高压水况洗等方式解决空预器堵灰问题。
关键词：SCR脱硝;空气预热器;氨逃逸;堵灰;配煤掺烧;暖风器;吹灰器
引言
自2014年7月1日起，现有重点地区火力发电锅炉执行氮氧化物排放值100mg/NM3，（2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行氮氧化物排放值200mg/NM3限值。全国火力发电厂燃煤机组陆续完成脱硝系统改造，脱硝设施投运造成的回转式空气预热器堵灰问题成为困扰多数燃煤机组火力发电企业的行业性难题，研究脱硝设施投运后对空预器堵灰的影响因素，对于预防和解决空预器堵灰问题有指导意义。
一、设备及系统简介
大唐鲁北发电有限责任公司（以下简称大唐鲁北公司）2×330MW锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。
二、空预器堵灰对设备及系统的影响
空气预热器堵灰后，锅炉烟风系统阻力增大，造成锅炉风机电耗上升，机组经济性下降。1号炉临修空气预热器高压水清洗后，空气预热器烟气压差在同负荷工况下降1.32kPa，引风机单耗下降1.12kWh/t汽，耗电率下降0.33%;送风机单耗下降0.33kWh/t汽，耗电率下降0.09%。
引风机三合一改造后承担了脱硫、脱硝、引风三项任务，自脱硝系统投入后系统阻力增加，空气预热器积灰程度加剧，进一步限制了引、送风出力，夏季高负荷工况下送风出力不足与低热值煤需氧量大幅增加的交互影响，造成锅炉氧量严重偏低，为确保锅炉运行安全，机组被迫降负荷及对外限供热运行。同时，氧量不足易造成锅炉受热面高温腐蚀加剧及大面积结焦，严重威胁锅炉安全运行;飞灰含碳量增加，影响机组经济性;飞灰含碳量过高及灰颗粒度增大还影响粉煤灰的销售，影响企业经营效益。
空气预热器堵灰，严重改变了风机正常运行时的管道阻力特性，锅炉大负荷运行时，1A引风机曾发生多次失速现象，失速时伴随着风机噪声增加，机壳、风道、烟道发生振动，严重威胁机组运行稳定和设备安全。
因空气预热器严重堵灰，且空气预热器堵灰的不均匀性，一次风母管压力随空气预热器旋转周期性产生大幅波动，造成锅炉燃烧不稳、炉膛负压周期性剧烈波动，威胁机组安全运行
三、治理空预器堵灰方法及控制措施
为有效控制和防止空气预热器发生严重堵灰，大唐鲁北公司制定并采取了以下技术措施：
1、发电部加强炉内脱硝控制调整，保证低氮燃烧器脱硝效果。同时将氮氧化物指标纳入运行绩效管理，制定措施努力降低喷氨浓度，做到氮氧化物达标排放前提下，运行喷氨调整最优化。
2、加强入炉煤混配掺烧管理，严格控制入炉煤硫份不大于1.0%、灰份不大于30%。根据多家电厂调研情况，为保证脱硝系统投运后机组长周期稳定运行，建议对入炉煤硫份和灰份进一步加以控制，最理想状态为控制在在0.7%以下。
3、维护部组织每季度定期进行脱硝系统综合检测，保证SCR催化剂活性，喷氨格栅处流量均衡，必要时应进行脱硝系统流场优化试验，减少氨气逃逸率。
4、1、2号炉二次风暖风器保持正常投入，严格执行暖风器投运管理规定，发电部组织试验，研究确定二次风暖风器投入时最合适的空气预热器冷端平均温度（目前控制不低于140℃），保证脱硝系统安全运行的前提下，最大限度降低蒸汽损耗。维护部加强对暖风器系统的检查维护，避免暖风器投运期间发生漏泄。
5、机组正常运行中空气预热器蒸汽吹灰使用炉本体汽源，提高吹灰母管压力设定值为2.0 MPa，同时重新修订空气预热器吹灰规定：要求运行人员注意监视空气预热器进出口烟气差压和一、二次风差压的变化，空气预热器进出口烟气差压正常应小于1350Pa，当烟气差压大于1500Pa时，空气预热器蒸汽吹灰每4小时进行一次;当烟气差压大于2000Pa时，空气预热器蒸汽吹灰每2小时进行一次;当烟气差压大于2500Pa时，空气预热器蒸汽吹灰连续投入。
6、机组启动和停运前，做好入炉煤混配掺烧，保证发热量和挥发份较高的煤种入炉，以减少大量不完全燃烧产物的生成，从而避免空气预热器堵灰的发生。
7、停机时维护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。
8、停机后维护部应对空气预热器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧。
9、锅炉脉冲吹灰每天进行两次，维护部定期对吹灰器系统进行全面检查，并根据检查情况及日常运行缺陷情况制定检修计划及改进方案，以确保吹灰系统运行效果。
10、定期校验脱硝系统测点、表计，特殊情况下增加校验次数，确保指示准确可靠，组织脱硝自动调节系统性能优化和改进工作。
四、结论与建议
随着环保指标控制日趋严格，高含尘SCR脱硝系统陆续投入运行，回转式空气预热器堵灰已成为国内火力发电企业的普遍问题。建议解决空气预热器堵灰由以下三方面着手：首先，控制入炉煤硫份，在源头上减少引起空预器堵灰的NH4HSO4的生成。其次，优化脱硝喷氨系统，定期调节喷氨阀门，使喷氨均匀，控制氨逃逸率在3μL/L;将喷氨量、排烟温度控制纳入运行绩效考核管理，减少喷氨量，控制合理的排烟温度，通过管理手段减少空预气堵灰的发生;再次，做好空预器堵灰后的清堵工作，通过在线水冲洗、加强空预器吹灰及离线水冲洗三种手段解决空预器堵灰问题。
参考文献：
[1] 董彬 等. 锅炉检修规程.[M]. 大唐鲁北发电有限责任公司，2009
[2] 刘辉 等. 锅炉运行规程.[M]. 大唐鲁北发电有限责任公司，2009
[3] 杨颺 等. 烟气脱硫脱硝净化工程技术与设备.[M]. 化学工业出版社，2013
[4] 钟礼金 宋玉宝. 烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施.[J]. 热力发电，2012，（08）;45-47
关键词：SCR脱硝;空气预热器;氨逃逸;堵灰;配煤掺烧;暖风器;吹灰器
引言
自2014年7月1日起，现有重点地区火力发电锅炉执行氮氧化物排放值100mg/NM3，（2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行氮氧化物排放值200mg/NM3限值。全国火力发电厂燃煤机组陆续完成脱硝系统改造，脱硝设施投运造成的回转式空气预热器堵灰问题成为困扰多数燃煤机组火力发电企业的行业性难题，研究脱硝设施投运后对空预器堵灰的影响因素，对于预防和解决空预器堵灰问题有指导意义。
一、设备及系统简介
大唐鲁北发电有限责任公司（以下简称大唐鲁北公司）2×330MW锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。
二、空预器堵灰对设备及系统的影响
空气预热器堵灰后，锅炉烟风系统阻力增大，造成锅炉风机电耗上升，机组经济性下降。1号炉临修空气预热器高压水清洗后，空气预热器烟气压差在同负荷工况下降1.32kPa，引风机单耗下降1.12kWh/t汽，耗电率下降0.33%;送风机单耗下降0.33kWh/t汽，耗电率下降0.09%。
引风机三合一改造后承担了脱硫、脱硝、引风三项任务，自脱硝系统投入后系统阻力增加，空气预热器积灰程度加剧，进一步限制了引、送风出力，夏季高负荷工况下送风出力不足与低热值煤需氧量大幅增加的交互影响，造成锅炉氧量严重偏低，为确保锅炉运行安全，机组被迫降负荷及对外限供热运行。同时，氧量不足易造成锅炉受热面高温腐蚀加剧及大面积结焦，严重威胁锅炉安全运行;飞灰含碳量增加，影响机组经济性;飞灰含碳量过高及灰颗粒度增大还影响粉煤灰的销售，影响企业经营效益。
空气预热器堵灰，严重改变了风机正常运行时的管道阻力特性，锅炉大负荷运行时，1A引风机曾发生多次失速现象，失速时伴随着风机噪声增加，机壳、风道、烟道发生振动，严重威胁机组运行稳定和设备安全。
因空气预热器严重堵灰，且空气预热器堵灰的不均匀性，一次风母管压力随空气预热器旋转周期性产生大幅波动，造成锅炉燃烧不稳、炉膛负压周期性剧烈波动，威胁机组安全运行
三、治理空预器堵灰方法及控制措施
为有效控制和防止空气预热器发生严重堵灰，大唐鲁北公司制定并采取了以下技术措施：
1、发电部加强炉内脱硝控制调整，保证低氮燃烧器脱硝效果。同时将氮氧化物指标纳入运行绩效管理，制定措施努力降低喷氨浓度，做到氮氧化物达标排放前提下，运行喷氨调整最优化。
2、加强入炉煤混配掺烧管理，严格控制入炉煤硫份不大于1.0%、灰份不大于30%。根据多家电厂调研情况，为保证脱硝系统投运后机组长周期稳定运行，建议对入炉煤硫份和灰份进一步加以控制，最理想状态为控制在在0.7%以下。
3、维护部组织每季度定期进行脱硝系统综合检测，保证SCR催化剂活性，喷氨格栅处流量均衡，必要时应进行脱硝系统流场优化试验，减少氨气逃逸率。
4、1、2号炉二次风暖风器保持正常投入，严格执行暖风器投运管理规定，发电部组织试验，研究确定二次风暖风器投入时最合适的空气预热器冷端平均温度（目前控制不低于140℃），保证脱硝系统安全运行的前提下，最大限度降低蒸汽损耗。维护部加强对暖风器系统的检查维护，避免暖风器投运期间发生漏泄。
5、机组正常运行中空气预热器蒸汽吹灰使用炉本体汽源，提高吹灰母管压力设定值为2.0 MPa，同时重新修订空气预热器吹灰规定：要求运行人员注意监视空气预热器进出口烟气差压和一、二次风差压的变化，空气预热器进出口烟气差压正常应小于1350Pa，当烟气差压大于1500Pa时，空气预热器蒸汽吹灰每4小时进行一次;当烟气差压大于2000Pa时，空气预热器蒸汽吹灰每2小时进行一次;当烟气差压大于2500Pa时，空气预热器蒸汽吹灰连续投入。
6、机组启动和停运前，做好入炉煤混配掺烧，保证发热量和挥发份较高的煤种入炉，以减少大量不完全燃烧产物的生成，从而避免空气预热器堵灰的发生。
7、停机时维护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。
8、停机后维护部应对空气预热器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧。
9、锅炉脉冲吹灰每天进行两次，维护部定期对吹灰器系统进行全面检查，并根据检查情况及日常运行缺陷情况制定检修计划及改进方案，以确保吹灰系统运行效果。
10、定期校验脱硝系统测点、表计，特殊情况下增加校验次数，确保指示准确可靠，组织脱硝自动调节系统性能优化和改进工作。
四、结论与建议
随着环保指标控制日趋严格，高含尘SCR脱硝系统陆续投入运行，回转式空气预热器堵灰已成为国内火力发电企业的普遍问题。建议解决空气预热器堵灰由以下三方面着手：首先，控制入炉煤硫份，在源头上减少引起空预器堵灰的NH4HSO4的生成。其次，优化脱硝喷氨系统，定期调节喷氨阀门，使喷氨均匀，控制氨逃逸率在3μL/L;将喷氨量、排烟温度控制纳入运行绩效考核管理，减少喷氨量，控制合理的排烟温度，通过管理手段减少空预气堵灰的发生;再次，做好空预器堵灰后的清堵工作，通过在线水冲洗、加强空预器吹灰及离线水冲洗三种手段解决空预器堵灰问题。
参考文献：
[1] 董彬 等. 锅炉检修规程.[M]. 大唐鲁北发电有限责任公司，2009
[2] 刘辉 等. 锅炉运行规程.[M]. 大唐鲁北发电有限责任公司，2009
[3] 杨颺 等. 烟气脱硫脱硝净化工程技术与设备.[M]. 化学工业出版社，2013
[4] 钟礼金 宋玉宝. 烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施.[J]. 热力发电，2012，（08）;45-47