在机组运行脱销系统以后，SCR催化剂提高了SO2向SO3的转化率，因而预热器冷端腐蚀有所加剧。为保护预热器后面的设备（如静电除尘器、烟道等），适当提高锅炉排烟温度有利于保护这些设备，在烟气中，由于氨气含量很低，烟气成分变化不大，在省煤器出口烟气温度变化不大时，预热器通过追加热端换热面，排烟温度一般不受影响。但如果冷段堵塞未及时清理，会使排烟温度有所上升，但不足以会危及锅炉安全运行。

在锅炉低负荷工况时，烟气温度降低，氨气逃逸率上升，导致硫酸氢铵沉积带向预热器热端漂移，可能会引起预热器热端堵塞。故我们一般只计算低负荷及最恶劣工况金属温度场，如此工况满足其余工况必然满足。

由于传热元件总高增加，预热器烟空气阻力通常增加150-200Pa ，但如果冷段堵灰，阻力上升较明显。通常在氨气浓度1ppm以下时，硫酸氢铵生成量很少，故预热器堵塞现象不明显，如NH3逃逸增加到2 ppm，日本AKK的测试表明，预热器在运行6个月，阻力约增加30%，如NH3逃逸增加到3 ppm，预热器在运行6个月，阻力约增加 50%。这对风机的影响较大。

SCR的使用通常使预热器烟气侧负压增加1Kpa 左右。如使用换热系数不高的传热元件作为冷端元件，为达到同常规预热器相近的排烟温度，需增加预热器换热元件总高，这一般会使预热器烟空气阻力略有上升。预热器烟空气压力差增加不可避免地造成预热器漏风率上升，通常对30万等级锅炉预热器，计算表明，漏风率增加量为0.5-0.8%；对60-70万等级锅炉预热器，漏风率增加量为0.4-0.6%，由于目前预热器均采用完善的双道密封系统，烟空气压差的影响较早期的单道密封预热器为小，预热器漏风率总体上来讲上升轻微。

烟气中灰分很少时，硫酸氢铵在液相区以液滴形式存在，当燃料灰份/硫份比值小于7时，灰分只能吸附部分硫酸氢铵液滴，但灰粒的黏性非常大，和部分纯硫酸氢铵液滴一起吸附到换热元件表面上；当燃料灰份/硫份比值大于7时，烟气中灰尘在均匀弥散分布时，几乎可以吸附所有硫酸氢铵液滴，此时灰分的黏性也远比无硫酸氢铵液滴时为大。

一般在燃料成分满足灰份/硫份比值大于7时，预热器冷端传热元件入口设防温度可以适当降低，幅度通常是22℃（40F）。

脱硝装置(SCR或SNCR)布置在预热器前部烟道中时，如燃多灰燃料（如煤），称之为高尘布置。脱硝装置布置在除尘器以后烟道中或在不满足灰份/硫份比值大于7的烟道中（即使在预热器前部）都称为低尘布置。

灰分高并不总是意味着预热器的工况变得安全了。保证残余NH3在烟气中均匀分布也非常重要，对氨气喷入、反应和离开脱硝装置后的分布均匀性要进行良好控制，避免出现局部过高浓度区。为保证烟气成分均匀，烟道中采用导流设备是很有必要的。

目前SCR系统所用催化介质最常见的是氧化钛和氧化钒，能使脱硝效率大大提高，但是，部分SO2也同时受其催化转变成SO3，国外纪录到的在SCR催化剂使用寿命内的平均数据是约增加了2-3%的转化率。对原先常规预热器设计时，对一些低硫煤（折算硫分在1.5%以下），冷端传热元件设计仅考虑采用普通耐腐蚀材料（通常是Corten钢），转化率增加后，将会缩短预热器冷段换热元件使用寿命。对130℃左右排烟温度的设计，常规预热器冷端腐蚀区仅在冷端100-200mm范围内，在增加了SO3转化率后，硫酸露点通常上升5-10℃，预热器冷端受硫酸腐蚀区将上升到250-450mm， 原先普通预热器设定的冷段300mm高度就显得不够了。因此，预热器转子的一些冷端构件和密封构件（在硫酸腐蚀区工作），必须使用如考登钢、NS1之类的材料，传热元件本身，应尽量使用搪瓷表面。

硫酸氢铵本身的腐蚀性较硫酸为弱。从国外的使用情况来看，腐蚀也表现为电化学反应，由于其较牢固的粘在元件表面，表现为点状腐蚀，分布在从预热器冷端向上600mm-900mm的范围内（随预热器工作温度情况而变化）。

SCR催化剂目前各供应商的保证寿命一般为3年左右，但是在SCR投用的开始阶段，由于催化介质活性好，氨气逃逸率可以控制得较低（< 2ppm）在良好的完成脱硝任务的同时，对提高SO2转化率的负面影响也较大（最高纪录值是7.7%）。此时预热器运行面临的主要任务是控制冷端硫酸腐蚀。

在催化剂使用15,000－20,000小时后，活性通常降低三分之一左右，此时如追求高的NOx控制水平，只有增加氨气注入量，从而带来较高的氨气逃逸水平，通常能到5ppm以上，从而生成大量的硫酸氢铵。

通常采用预留催化剂将来层的做法控制氨气逃逸率。在SCR初投用阶段，投用2层催化剂（也有用3层的），到使用两年后，增加一层新催化剂（共3层或4层同时工作），到使用3年后，更换已到工作寿命的催化剂。这样能始终将氨气逃逸率水平控制在3ppm以下。

而对SNCR，由于反应效率过低（不到50%），在整个脱硝过程中氨气逃逸率都很高（达50-200 ppm 以上），对预热器堵灰影响极大，故锅炉系统应尽量避免使用SNCR脱硝方式。

由序6的分析可以得出，随着脱销设备运行的时间越来越长，氨气的逃逸率会越来越大，势必会引起硫酸氢氨的凝结加重，除了在元件选择上采用高冷端的镀搪瓷传热元件，加强吹灰也是保持预热器正常运行的一个必要手段，一种错误的想法是通过提高吹灰压力和吹灰频次来解决积灰问题。由于过高吹灰蒸汽压力（2Mpa以上）可能使元件开裂，撕裂后的元件弯曲变形，碎片堵塞通道，使得后继的吹灰效果完全丧失，这种方法是完全不可取的。

目前普遍采用的清洗方式是使用双介质（蒸汽和高压水）吹灰器（半伸缩或全伸缩），通常冷端和热端各布置一台。正常使用时，用蒸汽吹灰，清除位于传热元件上下端面的积灰。在预热器阻力上升50-60%时，用高压水冲洗。

高压水冲洗在预热器单台隔离状态下可以使用，但仅限于冷端，热端高压水冲洗仅用于在热段层内出现水泥样堵灰物时使用，热态使用水冲洗，不论是高压还是低压水，都会对转子产生很大的温度应力，甚至使转子出现严重不可恢复变形，必须慎重进行。

高压水冲洗的喷嘴是精心选择的。一般使用小口径（1.5mm左右，水压10-20Mpa），数个喷嘴集中布置以提高清洗效果。但一次冲洗耗时较长，完全伸缩式需20小时左右（60万机组），半伸缩型时间可以减半（单位时间水量加倍）。

当必须进行冷端在线水冲洗时，必须确保预热器完全隔离。在转子金属温度冷却到120℃以下时进行。因为即使用冷端水冲洗，高压水一般能贯穿整个转子而到达预热器上方。由于预热器在隔离阶段冷却较慢，烟气侧很难完全隔开（挡板并不能做到100%隔离），一种行之有效的做法是设立烟气出口空气旁路，连通冷二次风道和预热器出口烟道，低负荷运行送风机，从而保证预热器转子迅速冷却（一般2-3小时左右）。更简单的做法是打开预热器烟气侧检修门，使预热器烟气侧压力大于隔离挡板前部烟道，从而阻止烟气在清洗阶段通过预热器转子。清洗时，被隔离预热器的送风机应打开，以保证吹干转子和维持预热器烟气侧压力高于挡板另一侧。清洗完毕后应继续用送风吹干转子。

通常的预热器冲洗间隔时间。由于日本锅炉机组通常使用灰分较低的燃料，硫酸氢铵被灰分吸附不充分，表现为清洗间隔较短；德国机组用煤灰分较高，清洗间隔相对较长。但是，氨气逃逸率从2ppm上升到3ppm，不论灰分高低，都会使清洗间隔明显缩短。近年来，日本和欧洲均提出将氨气逃逸率水平控制在2ppm以下，这无疑将对预热器的清洗要求大大降低。如清洗间隔能控制在10个月以上，预热器清洗可以纳入正常的年度停机检修中。

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