SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施
SCR脱硝对空气预热器堵塞的影响和控制策略
电力系统2019.6 电力系统装备丨35Electric System2019年第6期2019 No.6电力系统装备Electric Power System Equipment 2.2 负序电流及高压电缆的解决措施铁路牵引供电系统的高负荷运行是导致负序电流出现的重要原因。
所以我认为采用的措施应当换取大容量的电源。
这样能提高系统自身的性能，发挥其优势，把工作效率达到一定的效果。
另一种方法，我认为就是对相应的变压器进行改善和变通。
这也是我认为将铁路牵引供电系统应提高的方面。
所以，努力的保持平衡是减少负序电流发生的重要措施。
其次，对于高压电缆的故障问题。
我认为应当从根本上进行规范。
在高压电缆建设的过程中，要严格监视相关材料的选取以及使用。
选择合适的厂家，采取高品质的商品。
努力监察施工者施工的规范程度，遵守科学的工艺实施流程。
在规范中寻求变通，坚定有力的推动相关措施向着守旧于新潮相结合的方向发展。
3 结束语在本文中，我以身边的故事叙述相关铁路牵引供电系统中存在的问题及相应的解决措施。
在我国铁路的建设当中，相关问题的解读和分析将发挥不可磨灭的影响。
铁路是我国交通运输的大枢纽，牵引供电系统的问题我们已经责无旁贷。
因此，及时的进行查找问题，并且分析解决问题是我国铁路牵引供电系统发展的重要方向。
参考文献[1] 张珊.高速铁路牵引供电系统负序与谐波问题治理方法研究[D].华东交通大学，2017.[2] 贺正军.铁路牵引供电系统中存在的问题及解决对策分析[J].电子制作，2013（11）：260，275.分析空气预热器堵塞案例，对造成原因进行分析研究，及时制定行之有效的措施加以解决，综合以往的预防脱硝经验，提出预防脱硝系统运行造成空气预热器堵塞的控制措施。
1 空气预热器堵塞原因分析1.1 煤质因素烟煤是锅炉设计的主要煤种，含碳量 80%~90%，含氢量4%~6%，含氧量10%~15%。
所选煤质在整体燃用的过程当中变化比较大，含硫量大约是在0.3%~1%，煤质的含硫量比较高，所含水分也比较高，这就会造成在最终所产生的烟气当中二氧化硫的总量增加，进而在发生潮解的情况下，就会促使冷端结露腐蚀。
燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案
燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案为满足超低排放改造要求，国内燃煤电厂在脱硝反应器内更换或加装了新催化剂。
在脱硝装置投运初期，部分出现了空预器堵塞的情况，并且有愈发严重的趋势，通过某电厂实际案例，分析得出：过量喷氨和喷氨不均匀会生成过量的硫酸氢锭(ABS),从而导致硫酸氢锭和飞灰混合，粘附在空预器元件表面，堵塞空预器。
对此，结合实际情况，采取一些措施如：减少喷氨，流场优化试验，加强空预器清灰，有效解决了空预器的阻塞问题。
选择性催化复原(SCR,Se1ectiveCata1yticReduction)技术在20世纪70年代后期先由日本应用在工业锅炉和电厂锅炉上，欧洲从1985年开始引进SCR技术。
美国从1959年就开始研究SCR技术，直到80年代后期才发展到工业应用上来。
SCR技术的原理是通过复原剂(例如NH3),在适当的温度，并有催化剂存在的条件下把NOX转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H20)由于技术的成熟和较高的脱硝率，SCR技术已经成为国际上电厂烟气脱硝的主流技术。
随着国家对环保要求的日益提高，SCR技术在我国已逐步开始大规模推广应用。
20**年12月，国务院下达了一项治理雾霾的“硬任务”：在20**年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的，要坚决淘汰关停。
超低排放是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污染物排放标准低于我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-20**)这一法定标准，而接近或到达天然气燃气机组的排放标准。
表1超低排放改造要求1硫酸氢铁的生成机理在SCR系统脱硝过程中，烟气再通过SCR催化剂时，将进一步强化S02-S03的转化，形成更多的So3。
在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处形成硫酸氢铁。
运行经验和热力学分析都说明，硫酸氢铁(Ammoniumbisu1fate)的形成取决于反应物的浓度和它们的比例。
600MW机组脱硝改造后空预器堵塞原因及解决措施
图1
- 118 -
生态与环境工程
表1
项 目 收到基低位发热值Ｑｎｅｔ．ａｒ 工 业 分 析 收到基全水份Ｍｔ 收到基灰份Ａａｒ 干燥无灰基挥发份Ｖｄａｆ 空气干燥基水份Ｍａｄ 收到基碳Ｃａｒ 元 素 分 析 收到基氢Ｈａｒ 收到基氧Ｏａｒ 收到基氮Ｎａｒ 收到基全硫Ｓｔ．ａｒ 单 位 ｋＪ／ｋｇ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％
2017 NO.12 （ 下）
中国新技术新产品
设计煤种 ２０２３０ ８．８ ２４．９８ ３５．２７ ５．２７ ５２．９６ ３．０３ ８．９９ ０．５８ ０．６６
实际煤种 １８４３０ １４．３ ２８ ３２．５ ８．９３ ４８．７４ ３．２６ １１．８０ ０．４５ １．２
果能提高脱硝效率，降低氨逃逸率，就能有效减少 NH4HSO4 生成，因此可采用以下措施 ： 2.1.1 进行低氮燃烧器改造 如果能在烟气进入 SCR 反应区之前就降低烟气中的 NOX，这样既能减少脱硝的喷氨量，具有可观的经济性，又 能有效的降低氨逃逸率，减少 NH4HSO4 的生成。该机组在 2013 年就进行了低氮燃烧器的改造， 成功的将 SCR 反应区 3 前烟气中 NOX 的含量由将近 600mg/m 降到 300mg/m3 以下， 大大降低了喷氨量，有效降低了喷氨量及氨逃逸率。 2.1.2 根据煤种选择合适的催化剂提高脱硝效率 脱硝效率的高低与催化剂的选择有着直接关系，而各 地区煤质差距较大，因此根据煤质选择合适的催化剂对提 高脱硝效率有着至关重要的作用。该机组所在地区的煤质 见表 1。 按结构催化剂分为板式、波纹式和蜂窝式，我厂两台 600MW 机组脱硝改造较早，因此在选型时在两台锅炉上 分别选择了蜂窝式和板式催化剂两种进行对比观察， 后经 半年运行时间观察， 发现相对于我厂煤种蜂窝式效率明显 比板式的要的多， 且系统阻力增大程度完全在可接受范围 内。 2.1.3 提高催化剂的活性 一般脱硝催化剂主要以 TiO2 为载体，以 V2O5 作为主要 的活性成分，催化剂一般在烟温 309℃ ~420℃运行效率最 高， 低于低限温度或高于高限温度运行， 催化剂就都会失活。 一般机组负荷低于 60% 额定负荷后烟温普遍低于 309℃， 因 此在机组负荷低于 60% 额定负荷催化剂活性降低后为了控 制出口 NOx 合格往往通过增加喷氨量来实现，这样一来大 大的增加了氨逃逸率， 加剧了空预器堵塞情况。该锅炉从高 温再热器后引入一路高温烟气旁路到脱硝入口， 保持入口烟 温在 309℃ ~420℃，催化剂高效率运行，达到减少氨逃逸率 的目的。 2.2 控制入炉硫份 从上述反应机理上来看， 煤中硫份的存在也是 NH4HSO4 生成的主要原因，尽量使用低硫煤，根据负荷不同，科学调 配入炉煤种，这样既能减少 NH4HSO4 的生成，避免空预器 堵塞，又能有效的减轻脱硫环保排放的压力。
SCR法烟气脱硝造成的空预器堵塞的解决措施
SCR法烟气脱硝造成的空预器堵塞的解决措施摘要：某公司锅炉经过SCR法烟气脱硝改造后，锅炉管式空预器堵塞严重，导致锅炉被迫停运，停运后对管式空预器管束进行疏通，通过运行数据分析，本文对SCR法烟气脱硝改造后的副产物形成的机理进行分析，并找出造成空预器堵塞的原因，以及解决空预器堵塞的措施。
关键词：SCR、空预器、氨逃逸、烟气温度前言：某公司№1锅炉空预器前后差压缓慢增大，通过分析为空预器管束堵塞导致，最终停炉进行疏通。
疏通过程中空预器入口处、水平烟道及零米地面有刺鼻味道，怀疑为氨气味道，用手持气体检测仪检测氨气报警。
经过仔细检查未发现氨气管道泄露，初步判断为清理下来的湿灰有氨气味道，通过清理完空预器地面湿飞灰后，经检测无氨气味道。
一、SCR法烟气脱硝运行机理选择性催化还原法（SCR），对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200～450℃的范围内有效进行。
在NH3/NOx为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。
在反应过程中，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。
4NH3+5O2→4NO+6H2O选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。
然而在催化剂的作用下，烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。
在有水的条件下，SCR中未参与反应的氨气会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）与硫酸铵（NH4）2SO4等一些有害的副产品。
其副反应过程为：2SO2+1/2O2→2SO32NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4NH3+SO3+H2O→NH4HSO4二、硫酸氢氨的危害SCR脱硝运行过程中会有一定量的氨逃逸，在一定工况下反应生成硫酸氢铵，通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当环境温度达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性。
燃煤机组空气预热器堵塞防范及治理
燃煤机组空气预热器堵塞防范及治理发布时间：2023-04-19T07:56:54.183Z 来源：《科技潮》2023年4期作者：高鸣[导读] 随着环保要求越来越严格，国家对火电厂排放标准要求超低排放，即NOx排放限制为50mg/Nm3，大多数电厂采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术，在省煤器与空气预热器之间加装脱硝装置，减少锅炉在运行过程中NOx的排放量，满足环保要求。
其原理方程式如下：辽宁大唐国际葫芦岛热电有限责任公司 125000摘要：在燃煤电厂实际生产过程中会产生大量的污染气体，这些气体中氮氧化物等有毒气体含量较多，在严格氮氧化物超低排放标准和对环保瞬时超标严格限制的背景下，锅炉脱硝系统能够对废气进行有效的净化，但在烟气脱硝过程中带来空预器堵塞问题日益突出，从而机组限负荷、风机出力增加等一系列安全、经济、环保问题接踵而至，成为各电厂的一大“心病”。
本文从脱硝原理入手，分析堵塞原因，不断探索，找准问题根源，解决空预器堵塞问题，进一步阐述改善电厂空预器堵塞的措施。
关键字：空气预热器；脱硝系统；堵塞；原因；措施。
背景：随着环保要求越来越严格，国家对火电厂排放标准要求超低排放，即NOx排放限制为50mg/Nm3，大多数电厂采用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术，在省煤器与空气预热器之间加装脱硝装置，减少锅炉在运行过程中NOx的排放量，满足环保要求。
其原理方程式如下：4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O 4NH3+2NO2+O2=3N2+6H2O 但在SCR脱硝系统运行过程中，会出现部分氨逃逸现象，在温度低于280℃时，氨气与烟气中的硫酸蒸汽进行反应生成硫酸氢铵，方程式如下：NH3+SO3+H2O=NH4SO42NH3+SO3+H2O=（NH4）2SO4硫酸氢氨是一种黏性和腐蚀性的物质，将附在催化剂表面，降低催化剂的活性，更严重的会吸附烟气中的飞灰并在空气预热器换热片上凝结，形成难以清除的垢状晶体，导致空气预热器出现堵塞现象，对燃煤电厂经济效益以及安全运行带来很多影响，一旦空预器烟气压差不断增加，一次风压以及二次风压可能发生规律减小或者增大的现象，在这样的前提下引风机及送风机电流有可能出现摆动，因此空预器堵塞对锅炉安全运行及经济运行带来较大的不利，同时硫酸氢氨还会加快空预器的腐蚀，更严重的直接导致锅炉停炉，因此一定要加强空气预热器堵塞的防范及治理，确保机组安全、稳定、持续运行。
SCR 法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施
SCR 法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施摘要：在 SCR 法烟气脱硝后，空气预热器堵塞的原因主要有:煤灰堆积、硫酸氢铵生成并附着空气预热器内、烟气中水蒸气含量过高。
空气预热器的堵塞受到多种因素的影响:氨气浓度、燃煤中含硫量、空气预热器的除灰装置等。
锅炉运行过程中，无论哪一个环节出现问题都可能会造成空气预热器出现煤灰堵塞现象，因此要采取多种有效的应对措施来预防空气预热器煤灰堵塞现象的发生，同时还要加强对空气预热器及除灰装置设备的维护，有效的减少空气预热器内的差压和管道内的阻力，减少空气预热器煤灰堵塞现象发生的概率，保证锅炉运行的高效率。
关键词：烟气脱硝；空气预热器；堵塞；措施目前燃煤电厂增设的烟气脱硝设施主要以选择性催化还原SCR技术为主，采用SCR脱硝工艺后．烟气中的部分SO2，将被脱硝催化剂氧化成SO3．在氨逃逸率超过3×10-6(体积浓度)后，温度为150～200 oC范围内，逃逸的氨与烟气中的S03将反应生成硫酸铵((NH4）2SO4)和硫酸氢铵(NH4HSO4)。
这些副反应产物会牢固粘附在空气预热器传热元件表面，使传热元件发生强烈腐蚀和积灰．通常．对于加装SCR脱硝装置且燃煤硫分大于1％的机组，建议对空预器进行配套改造。
但由于部分机组空预器运行时间较短或刚大修完毕．同时出于工程投资考虑，部分燃煤电厂增设脱硝设施后暂未改造空预器。
一、空气预热器堵塞的机理在火电厂空气预热器是安装在锅炉尾部烟道的脱硝反应器后部，在脱硝烟气环境中，烟气含有一定 SO3、NH3 及 H2O 气体，会发生以下两个反应生成硫酸铵和硫酸氢铵：其中：逃逸氨浓度：3ppm（不是平均值）；SO3 浓度：燃烧和灰中钒氧化物附着在受热面上催化生成，0.5-1.5% 生成SO3；催化剂催化生成：催化剂中的活性成分 V2O5，SO2→SO3 小于 1% ；H2O 是由煤中内水和外水组成，燃烧生成水蒸气，进入空气预热器后又凝结成水。
脱硝造成火电机组空预器堵塞的原因和处理
摘要：脱硝反应器scr内氨逃逸，在空预器冷端生成硫酸氢铵是导致空预器堵塞的主要原因。
空预器堵塞后对火电机组的安全性和经济性都造成很大影响，对此本文分析了硫酸氢铵的生成原因，对空预器的影响，空预器堵塞后如何进行高压在线水冲洗和注意事项，并提出了预防空预器堵塞的方法。
关键词：脱硝scr；硫酸氢铵；空预器堵塞；在线高压水冲洗1.引言：2.空预器堵塞分析2.1 空预器堵塞原因和影响潮州电厂4台机组都采用三分仓回转式空预器。
scr脱硝系统投入运行后，对空预器的运行主要有以下影响：①在空预器烟气环境下，scr脱硝系统中逃逸出氨（nh3）与烟气中的so3、水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物，即nh3+ so3+h2o→nh4hso 4 ，nh3与so3摩尔比、浓度乘积对硫酸氢铵形成的影响如图1、2所示。
硫酸氢铵在不同温度下会呈现出气态、液态或颗粒等不同的状态。
在150～200℃范围内，硫酸氢铵呈现为液态，而这一温度段正好属于空预器的中、低温段。
液态的硫酸氢铵凝结物具有很大的粘性，附着在空预器受热面上，会捕捉烟气中的飞灰，严重增加了空预器的阻力和降低了流通换热能力。
同时，硫酸氢铵凝结物呈中度酸性，再次加剧了换热元件的腐蚀和堵灰[1]。
②煤燃烧生成的so2在scr脱硝装置中的活性成分v2o5的催化作用下生成so3，so2氧化率与v2o5含量关系如图3所示[2]，烟气中的so2向so3的转化率增加，即烟气中的so3含量增加，加速了nh4hso 4生成，同时也造成烟气酸露点温度升高。
在这两个因素综合作用下，加剧了空预器的酸腐蚀和堵灰。
③根据nh4hso4的生成机理，若scr反应器出口氨逃逸量越大，则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的nh4hso4，另外scr脱硝反应器喷氨调整门未经优化或者反应器出口氮氧化物浓度设定值偏低都会造成喷氨过量，加剧nh4hso4的生成。
④负荷因素影响，虽然潮州电厂4台锅炉都采用低氮燃烧器，但是机组在低负荷运行时低氮燃烧器在低风量、凤速时效果减弱，氧量偏大，燃烧型氮氧化物生成量增加，烟气中氮氧化物浓度增加，scr反应器控制是根据出口浓度信号为主控信号，则低负荷时喷氨量增加[3]，但实际烟气量有所下降，因此使喷氨量超过实际反应所需，导致过量氨逃逸进空预器形成nh4hso4结垢堵塞。
空气预热器堵塞的原因分析与防范措施
空气预热器堵塞的原因分析与防范措施发表时间：2019-05-16T11:43:00.257Z 来源：《电力设备》2018年第33期作者：梁来旺[导读] 摘要：为了满足环保要求，降低N0x排放，电厂锅炉进行脱硝改造，由于机组烟风系统部分设备（暖风器、吹灰器、监测设备等）存在老化、缺陷或者停用状态且因日常疏于安全经济管控，在追求脱硝系统N0x低排放，造成氨逃逸较大，以增加NH4HSO4的生成，加之严寒天气、空预器吹灰效果差等不良因素并存，存在空预器堵塞的较大安全隐患。
（华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司内蒙古包头 014030）摘要：为了满足环保要求，降低N0x排放，电厂锅炉进行脱硝改造，由于机组烟风系统部分设备（暖风器、吹灰器、监测设备等）存在老化、缺陷或者停用状态且因日常疏于安全经济管控，在追求脱硝系统N0x低排放，造成氨逃逸较大，以增加NH4HSO4的生成，加之严寒天气、空预器吹灰效果差等不良因素并存，存在空预器堵塞的较大安全隐患。
造成降低空预器换热能力，热风温度下降，风烟系统阻力增大或波动，致使一次风机、引风机过载或喘振，带来严重的安全风险和经济损失。
为杜绝此类事件，对空气预热器堵塞的原因进行分析并制定防范措施。
关键词：空预器堵塞；N0x；NH4HSO4；安全风险；经济损失；防范措施一、引言某厂自2013年10月20日#2锅炉加装脱硝系统投运以来，未出现空预器堵灰现象。
在2016年1月份初#2炉B空预器出现堵灰的现象，而且有不断增大的趋势。
空预器堵灰一般出现在蓄热原件冷端低温腐蚀堵灰现象，而且堵灰会越来越严重，且恶化速度会较快，进入冬季环境温度下降时尤其明显。
二、脱硝运行情况2016年10月10日17：40#2机组并网运行，21：00投入脱硝运行。
10月10日开机以来，SCR 脱硝系统一直处于投运状态，现将最近几月空预器运行参数进行汇总对比，分析空预器堵灰情况的变化趋势和影响因素（如表格中所示）：由统计数据可以看出，#2炉至2015年10月10日投运以来，B空预器进出口烟气差压、一、二次风差压都变化不大。
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收稿日期：２０１４－０５－２８作者简介：惠润堂（1963—），男，陕西渭南人，高级工程师，主要从事火电厂环保工程设计、科技研发等工作。
过3×10-6（体积浓度）后，温度为150~200℃范围内，逃逸的氨与烟气中的SO 3将反应生成硫酸铵（（NH 4）2SO 4）和硫酸氢铵（NH 4HSO 4）[3]。
这些副反应产物会牢固粘附在空气预热器（空预器）传热元件表面，使传热元件发生强烈腐蚀和积灰。
通常，对于加装SCR 脱硝装置且燃煤硫分大于1%的机组，建议对空预器进行配套改造[4]，但由于部分机组空预器运行时间较短或刚大修完毕，同时出于工程投资考虑，部分燃煤电厂增设脱硝设施后暂未改造空预器[1]。
下文以某电厂为例，对烟气采用SCR 法脱硝后空预器堵塞的成因进行分析。
1某电厂基本情况1.1脱硝设施概况某电厂9、10号机组为660MW 超临界机组，采用SCR 脱硝技术控制NO x 排放，还原剂制取采用尿素热解工艺。
SCR 烟气脱硝装置设计反应器入口NO x 为600mg/m 3（标准状态，下同），目前机日开始，空预器一、二次风侧及烟气侧阻力出现较快速度的增长。
由于烟风系统压差大，机组被迫限出力运行。
同样的运行情况及煤质参数下9号机组空预器烟气侧阻力运行正常。
根据2012年11月14日10号机组DCS 烟风系统运行监测，运行负荷为450MW ，空预器烟气侧系统阻力约为3000Pa 。
由空预器烟气侧阻力趋势图可知，2012年11月初以来，空预器烟气侧由于堵塞，烟气侧阻力最高接近4500Pa ，远远高于空预器技术协议中的保证值1220Pa ，空预器二次风侧阻力最高达到2000Pa 。
空预器堵塞后机组只能够被迫限出力运行，降低机组负荷至450MW ，此时空预器烟气侧阻力降至3000Pa ，二次风侧阻力降至1200Pa 。
2运行状况2.1燃煤煤质变化2012年11月入冬后电厂入炉燃煤煤质数据发电第10期如图1所示。
根据入炉煤质数据对比，入冬以来实际燃煤煤质较原设计值变化较大，煤质较差，发热量低，收到基灰分高，含硫量增加较多。
原设计煤质收到基低位发热量为22.83MJ/kg ，收到基灰分为19.66%，收到基硫分为1.03%；而2012年10月—11月燃烧煤质收到基低位发热量平均为18.84MJ/kg ，收到基灰分平均为29%，收到基硫分平均为1.9%。
根据以上煤质变化情况，结合空预器选型设计煤质（空预器技术协议提供），实际燃烧煤质与脱硝工程设计煤质变化较大，灰分以及硫分超过空预器选型设计煤质，燃煤硫分及灰分的增加是导致空预器堵塞的重要因素。
2.2脱硝运行变化2012年入冬后机组运行负荷波动较大，特别是2012年10月27日至11月1日，10号机组负荷基本处于320～420MW 负荷区间运行，最低运行负荷为321MW 。
脱硝装置的设计停止喷氨温度为327℃。
10号机组脱硝装置出、入口烟温采用热电阻测温元件，空预器发生堵塞后，经现场校验比对，在线监控显示值比现场实测烟温高10～15℃。
因此认为，在机组低负荷时，实际烟温已降至315℃左右，低于脱硝装置最低喷氨保护温度值，但脱硝装置仍连续喷氨运行。
入冬以来机组负荷率较低，波动较大。
一方面NO x 浓度波动较高时，为保证NO x 达标排放，增加尿素耗量，此时氨逃逸量亦会增加。
由于没有氨逃逸量监测数据，只能据运行统计数据估算，即入冬以来满负荷尿素日耗量由7t 增加至8t ，尿素耗量增加近10%；另一方面，低负荷下由于入口烟温监测值较实际值偏高，导致实际烟温已低于最低喷氨温度时仍进行脱硝运行，而低温下催化剂活性较低，喷入的氨无法正常发生脱硝反应，导致氨逃逸值增加[5]。
3空预器堵塞原因分析（1）由于燃煤煤质硫分及灰分增加，同时脱硝设施运行不正常导致氨逃逸值增加，形成NH 4HSO 4的量增加，特别是10号机组空预器未进行脱硝配套改造，即未更换为镀搪瓷换热元件，原空预器换热元件间隙小，更易发生堵塞。
（2）正常情况下NH 4HSO 4在空预器换热元件表面发生粘附和结灰的温度区间为150～220℃[6]，夏天排烟温度高，发生NH 4HSO 4粘附的区域面积较小，入冬以来排烟温度低，特别是低负荷状态下发生NH 4HSO 4粘附的区域面积扩大，在灰分较高的情况下，空预器发生堵塞的几率增加。
因此，低负荷状态下会发生NH 4HSO 4粘附和腐蚀。
若低负荷时间较短，负荷提高后温度升高，可在一定程度上缓解NH 4HSO 4的粘附程度，但若发生NH 4HSO 4被飞灰包裹等情况，温度升高后NH 4HSO 4无法分解，则该部分堵塞无法恢复。
综上所述，某电厂10号机组空预器堵塞较为严重为多种因素所致，其中锅炉运行条件变化和发电机组负荷波动较大是主要原因。
该电厂锅炉燃煤煤质发生变化，高灰分增加了空预器换热元件的堵塞，高硫分致使脱硝后SO 3转化率增加。
NO x 生成浓度随机组负荷波动而波动，机组负荷波动大，脱硝运行难以控制，造成喷氨调节滞后，氨逃逸率增加[7]。
加之脱硝装置测量表计不准确，无法实现脱硝运行温度的精确控制，导致氨逃逸率增加。
此外，低负荷下烟气温度偏低，达不到喷氨脱硝运行要求，即烟气温度低于催化剂最佳运行温度后，催化剂活性降低，也会导致氨逃逸率增加。
4应对措施及改造建议（1）停机后应对空预器采取离线冲洗，解决NH 4HSO 4粘灰堵塞空预器问题；（2）加强对脱硝设施的运行管理，严格控制喷氨量；（3）对脱硝设备温度、浓度等计量表计进行完善改造，同时也需对表计加强维护；（4）增加脱硝运行对机组负荷波动调节的灵敏性，减少滞后调节，低负荷状态下可适时退出脱硝运行；（5）合理掺配入炉煤，严格控制入炉煤灰分、硫分在规定范围内，避免高灰分、高硫分图1电厂2012年10月—11月入炉煤质Fig.1Coal analysis data of the power plant betweenOctober and November of 2012惠润堂等：SCR 法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施发电第47卷中国电力Analysis and Prevention of SCR DeNO x－Caused Air Preheater CloggingＨＵＩＲｕｎ－ｔａｎｇ１，ＷＥＩＦｅｉ１，ＷＡＮＧＢａｏ－ｄｅ２，ＹＡＮＧＡｉ－ｙｏｎｇ１（1.State Power Environmental Protection Research Institute,Nanjing210031,China;2.North China Electric Power Design Institute,Beijing100011,China）Abstract:The selective catalytic reduction(SCR)is commonly used for flue gas denitrification in coal－fired power plants.Corrosion and clogging tend to happen in the air preheaters after the SCR denitrification device is installed.In the case study of a power plant,the analysis of the impacts of the SCR denitrication device on the air preheater is conducted and some measures against the corrosion and clogging are proposed accordingly.To control the pressure difference of the air preheater no longer increasing,the ammonia is stopped spraying into the SCR denitrification device during low load operation while it is reduced during normal load operation.In addition,the heat exchange part of the air preheater heater is changed to an enameled one during the boiler shutdown.In more than a year of operation since then,the pressure difference has been normal and no severe clogging has ever happened.SCR;air preheater入炉后加剧空预器堵灰；（6）在保证吹灰蒸汽品质的前提下，加强空预器吹灰管理；（7）建议改造锅炉低氮燃烧系统，切实降低NO x浓度，减少喷氨量；（8）由于实际燃煤煤质硫分及灰分较高，建议对原有空预器进行改造，更换换热元件为镀搪瓷防腐材质，适当增加换热元件间隙，减缓NH4HSO4腐蚀及粘灰堵塞事故的发生。
5结语某600MW机组运行情况表明，空预器发生堵塞后，烟气侧阻力达3000Pa，只能被迫限制负荷至450MW以下运行。
根据本文提出的应对措施及改造建议，该电厂首先加强脱硝运行管理，对脱硝装置的相关表计进行校核，确保了运行参数的准确性；实际脱硝运行中低负荷时适时停止喷氨，将SCR脱硝装置退出运行；正常负荷下减少脱硝喷氨量，以确保机组空预器堵塞情况不恶化，防止进一步增加空预器阻力。
需要说明的是，该机组停运后对空预器进行了改造，低温段换热元件材质更换为镀搪瓷材质。
采取防范措施后运行一年多来，整个空预器压差运行正常，灰分较高时空预器压差最高未超过2000Pa，灰分正常时空预器压差为1300~1600Pa。
实践证明，采用SCR脱硝装置的电厂，只要采取适当措施即可保证空预器的安全运行。
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