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
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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。
锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施
1．Zhu hai Power St at i on of Gua ngdon g Yudean Gr o up Co． ，Lt d． ，Zhuhai 519050，Gua ngdong Pr ov i n ce ，Chi na 2．Suzhou TPRI Ent e r—Te e h Co． ，Lt d． ，Suzhou 21 50 11，J i an gs u Pr ov i n ce ，Chi na
( 3) 加装SCR系统后，空预器冷段换热元件通常 采用局部封闭、高吹灰通透性的波形( 如FNC或 DNF) 替代倾斜的双层皱纹形，使元件表面沉积的飞灰 易于被吹灰器清扫。
( 4) 空预器冷段换 热元件即使采用镀搪瓷元件，如 果没 有有效 的吹灰 清洗装 置相 配套， 同样会 发生严 重 的堵 灰。目 前，空预 器冷段 通常配 置回转式 双介质 高 能量 射流吹 灰器， 正常运 行过 程中， 采用高 压蒸汽 吹 扫， 当空预 器烟侧 阻力超 过设 计值的 50％时 ，投运 高 压水冲洗。冲洗主要有离线和在线2种方式，前者是 在保 持60％ 左右机 组负荷 时， 将单侧 空预器 解列隔 离 进行 高压水 冲洗， 完成后 采用 同样方 式冲洗 另一台 空 预器；后者是在机组满负荷或部分负荷下，对任一台运 行中 的空预 器进行 高压水 冲洗 。高压 水冲洗 时，水 压 达10 MPa 以上，水量小于70 kg／mi n，对烟气成分或 烟气温度影响甚微。
某1 000 MW机组锅炉烟气脱硝装置的SCR反 应器截面为14 m×17 m，在出口截面测得烟气中的 NO，浓度分布很不均匀( 图3) ：沿炉宽方向，测点l 至 17， NO， 浓度逐 渐增 加；沿 炉深方 向， 测孔P1至P7 ， N( ) ，浓度逐渐增加。在反应器入口NO，浓度分布相 对较均匀的情况下，出口NO，浓度高的区域氨逃逸浓 度较低，对应氨喷射格栅区域的氨喷射量较低，而出口 NO，浓度低的区域氨逃逸浓度较大，对应氨喷射格栅 区域的氨喷射量较高。氨喷射系统局部喷氨量过大， 将造成局部氨逃逸过大，会加剧空预器的硫酸氢氨
浅析SCR脱硝对空预器堵塞的影响及控制策略
浅析SCR脱硝对空预器堵塞的影响及控制策略随国家节能减排工作的不断深入，新版《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）要求，NOx排放限值为100mg/Nm3。
现在燃煤锅炉均已安装脱硝系统，其中绝大部分采用SCR脱硝方式，SCR脱硝方式运行中必然发生部分氨逃逸。
逃逸的氨在空预器中与SO3生成硫酸氢氨，由于硫酸氨物理性质较粘，易吸附烟气中灰尘，造成空预器堵塞，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。
本文结合实例，通过对一起空预器堵塞案例的原因分析及处理过程，提出预防脱硝系统运行1.1 空预器堵塞参数变化:江苏淮阴发电有限公司#4机组额定容量350MW，于2011年6月9日投产，投产时脱硝系统同时投运。
2013年11月份起，空预器差压逐渐增大，至2014年3月份，在负荷到270MW时，空预器差压最大达2.78kPa，堵塞有关参数变化见表一：从空预器差压发展可看出，堵塞具有如下特点：（1）A空预器堵塞情况较轻，B空预器堵塞较严重；（2）堵塞发展很快，2013年11月20日，负荷280MW时，A、B侧空预器烟气差压仅分别为0.92kPa、0.74kPa，到4个月后，2014年3月27日烟气差压已达到1.47kPa、2.40kPa。
其中特别是B侧空预器，堵塞明显严重，造成B侧烟气流量减少，因而A引风机烟气通流量加大，电流明显上升，由134A上升到160A。
（3）B空预器旋转一圈的情况下，差压呈周期性变化，最大达2.78 kPa，最小达1.96 kPa，说明B空预器局部堵塞严重。
即便以最小值比较，堵塞现象也较为明显。
1.2 空预器解体后堵塞情况2014年4月大修期间，解体空预器蓄热元件，发现堵塞情况主要集中冷段蓄热元件约350mm以下部位，且堵塞物较硬。
1.3 堵塞物化学分析空预器冷端冷端密封板上均为结晶样颗粒，且结晶物较为坚硬。
通过对空预器冷端堵塞物质取样分析，显示样品30%以上成分为硫酸氢氨。
1.4 空预器堵塞机理分析空预器堵塞物化验表明30%以上为硫酸氢氨，由于硫酸氢氨的露点为147℃，现在大容量锅炉回转式空预出口烟气温度一般均为125℃左右。
空气预热器堵塞原因及预防措施
空气预热器堵塞原因及预防措施由于锅炉排烟温度较高，为了能够有效的对锅炉排烟余热进行利用，降低排烟温度，提高锅炉热效率，目前各电厂锅炉普遍都会加装空气预热器。
机组在安装脱硝系统后，再加装空气预热器，不仅能够有效的提高机组热效率，而且对改善燃烧条件，降低不完善燃烧损失具有非常重要的意义。
文中对烟气脱硝投运后造成空预器堵塞的原因进行了分析，并进一步提出了具体的解决措施。
标签：烟气脱硝；空预器；堵塞；原因；措施通常情况下空预器都会设置在锅炉尾部，处于水蒸汽和硫酸蒸汽低温烟气区域，环境较为恶劣，特别发生低温腐蚀及堵灰现象。
一旦空预器发生堵灰，则会导致烟气通道被堵塞，增加引风阻力，影响锅炉的出力，会造成停炉事故。
而且冷空气进入烟气侧后会加速堵灰的速度，并形成恶性循环，严重危及锅炉运行的安全。
因此需要针对空预器堵灰原因进行分析，并采取切实可行的措施加以解决，保证空预器安全、稳定的运行。
1 烟气脱硝投运后空预器堵塞的原因分析1.1 氨逃逸高，NH3和SO3结合生成硫酸氢铵由于喷氨格栅没有调平，或者是部分催化剂存在堵塞的现象，从而导致部分区域喷氨量过大，导致氨逃逸高。
当催化剂局部积灰失效后，也会造成氨逃逸高的问题。
另外，脱硝入口NOx偏高导致喷氨量过大或是脱硝入口烟温过低，脱硝未退出。
1.2 空预器吹灰器配置不全或吹灰效果差由于没有配置空预器蒸汽吹灰器，导致吹灰压力和温度不足问题存在，从而对吹灰效果带来较大影响。
同时低温蒸汽会增加空预器堵灰的程度。
另外没有按规定要求进行吹灰，或是吹灰次数较少时，也会导致空预器差压升高，影响吹类的效果。
1.3 入炉煤硫份过高部分入炉煤存在硫份过高的问题，在燃烧过程中必然会有过多的硫酸氢铵产生，从而导致空预器出现堵塞。
1.4 省煤器下部烟道无灰斗部分锅炉在设计时没有在省煤器出口及空预器进口的尾部烟道上安装灰斗及出灰装置，这样就不可避免的会造成省煤器下部及空预器入口前的尾部烟道上会存在大量的积灰，在每次检修时都需要清理出大量的积灰。
SCR脱硝对空预器堵塞的影响及控制措施
115科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION工 业 技 术DOI：10.16661/ki.1672-3791.2018.23.115SCR脱硝对空预器堵塞的影响及控制措施①葛海中(华电四川广安发电有限责任公司 四川广安 638000)摘 要：本次我们通过对SCR的脱硝情况进行严谨的分析，从而想找出空预器堵塞的具体成因是什么。
通过大量的研究和探索，我们可以认为其主要原因是由于氨喷射过多或者是没有喷射均匀造成的。
因此，为了改进这种情况，我们建议可以通过降低排除的气体的温度，或者采取排出量来解决，主要的核心技术还是对换热系统进行整体的改造来解决。
关键词：SCR 脱硝 空预器 堵塞中图分类号：TK22 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2018)08(b)-0115-02①作者简介：葛海中（1983—），男，汉族，河南洛阳人，本科，助理工程师，主要从事电厂发电运行工作。
随着社会工业的不断发展，要想满足现代人的生活所需，就要进行大量的工业制造和程序。
在这个过程中，污染气体的排放就成了一个重大的问题，对人们的生活条件和地球的环境都造成了极大的负面影响[1]。
因此，我国就出台了大量的政策来降低污染气体的排放量，从而达到节约能源的目的。
现代燃烧煤炭的装置都加上了脱硫的功能，其中大多的功能都是通过SCR脱硫的方法来解决的，这种方式的研究运用就一定会有氨从中泄漏出来，这一部分氨就会和空预器中的SO 3发生化学反应，产生的(NH 3)2SO 4就会就灰尘相结合起来，一起附着于空预器的管中，从而造成堵塞现象，就会干扰它的正常运行和工作。
1 空预器堵塞原因分析它发生堵塞的主要原因之一是里面的催化剂、氨气还有其他的一些还原剂和烟尘中的一氧化氮以及二氧化氮发生一系列复杂的化学反应，生成的多种混合物吸附于空预器壁中，从从而造成了堵塞，其化学反应的过程大致如图1所示。
1.1 堵塞物化学分析这些管内的化合物中，在中级以及下级的空预管之间，还加上管中内部部分都含有结晶的颗粒物质，它们的质地是非常坚硬的。
脱硝火电厂空气预热器堵塞原因分析及对策
摘要：目前燃煤电厂常用的烟气脱硝技术，火电厂加装SCR脱硝装置后易出现空气预热器空预器腐蚀和堵塞问题。结合该热电SCR脱硝技术的实际运行情况，分析了该SCR脱硝系统锅炉空气预热器堵塞的影响因素，并提出了空气预热器的处理措施。
关键词：烟气脱硝；空气预热器；堵塞
近几年来选择性催化还原法SCR脱硝技术发展较快，在国外得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。脱硝系统投运后，即出现了空气预热器严重堵塞，造成高负荷期间空气预热器进出口差压周期性大幅波动和引送风机频繁失速，机组无法接带满负荷，而且严重影响了锅炉燃烧的稳定性。
2、工艺流程。锅炉空气预热器的烟气温度保持在300 -450 ℃，此温度适用于SCR脱硝反应。故燃煤锅炉的脱硝流程可在锅炉省煤器出口至空气预热器之间增设SCR脱硝系统。其工艺流程如图所示。
二、空气预热器堵塞原因及危害
1、空气预热器的作用及分类。空气预热器是利用锅炉尾部烟道烟气余热来加热燃料燃烧所需空气的一种热交换器，其主要作用如下：降低排烟温度，提高锅炉效率；改善燃料的着火与燃烧条件，降低不完全燃烧损失；节约金属，降低造价，提高燃烧空气温度后，炉膛平均温度升高，强化了炉内辐射传热，在同样蒸发量的条件下，水冷壁可以布置得少一点；降低烟气温度，改善引风机工作条件；采用热风作干燥剂有利于制粉系统的正常工作。空气预热器分为传热式和蓄热式两类：传热式预热器中热量通过受热面由烟气传给空气，烟气和空气各有自己通路；蓄热式预热器中烟气和空气相互交替流经受热面，当烟气通过受热面时，热量由烟气传给受热面金属，并被金属蓄积起来，然后使空气通过受热面，金属就将蓄积的热量传递给空气，完成一个热交换过程。
一、慨述
1、反应原理。选择性催化还原法SCR脱硝技术与选择性非催化还原法脱硝技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂最常用的是氨和尿素，在一定温度下，还原剂与烟气中的氮氧化物NOx反应，生成无害的氮气和水。在没有催化剂的情况下，化学反应只是在很窄的温度范围850-1100 ℃进行。SCR脱硝技术是在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应。与SCR脱硝技术相比脱硝技术消耗的氨更低。且SCR脱硝系统采用催化剂，提高了反应活化，使脱硝反应可在较低的温度下进行。
某电厂空预器堵塞原因分析及对策
某电厂空预器堵塞原因分析及对策某660MW电厂两台机组锅炉分别配备三分仓容克式空气预热器，并配置了漏风控制系统和红外热点探测系统。
整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成，在转子内分成热端、中温段、冷端3个部分。
每台锅炉布置2套SCR脱硝装置，液氨为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。
SCR脱硝系统运行至今催化剂已超过或接近24000h性能保证期。
在冬季低温及低负荷运行时，为达到一定的脱硝效率，喷氨量增大，氨逃逸率上升，从而生成NH4HSO4沉积物，导致空预器堵灰、局部堵塞现象。
空预器堵塞引起炉膛负压波动增大，同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加；堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度偏差明显增大，锅炉排烟损失增加，同时送/引风机、一次风机电流均有所增加，风机电耗明显增加，甚至导致风机失速等严重问题。
1空预器堵塞原因分析1.1煤质因素锅炉设计煤种全硫分为0.50%，其中灰主要成分有Fe2O3为20.66%，CaO 为18.09%，Na2O为0.43%，K2O为0.70%，属于中等结渣煤。
实际燃用煤种变化较大，含硫量0.36%～1.08%变化不等，含硫量高，水分高，造成烟气中SO2量增大，且粘附性较强，易促使冷端结露腐蚀。
酸露点温度与煤折算硫分的立方根成正比。
空预器堵塞期间，因燃煤发热量降低，最大折算硫分超过设计值的2倍，引起SO3浓度增加且酸露点温度升高，在空预器冷端金属表面发生腐蚀的同时，加剧了空预器堵塞。
1.2 空预器金属壁面温度与烟气接触的空预器金属壁温若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，否则反之。
当机组负荷降低时，排烟温度下降，尤其冬季环境温度低，排烟温度和空预器进口风温随之更低，造成空预器金属壁温降低。
机组原设计中采用热风再循环来提高空预器的进口风温，冷端综合温度需满足：冷端综合温度=排烟温度+空预器进口风温≥148℃。
空预器堵塞期间的相关数据显示：锅炉负荷较低，环境温度较低，空预器进口风温、排烟温度均处于低值。
SCR脱硝系统解决空预器ABS堵塞的一个好办法
SCR脱硝系统解决空预器ABS堵塞的一个好办法关键词：脱硝空预器氨逃逸随着SCR的投用，氨逃逸率高所造成的硫酸氢氨+灰堵塞空预器已经成为了很多电厂的甩不掉的狗皮膏药，很多厂引风机出力不足，机组出力受限，甚至被迫停机清洗，且空预器清洗困难。
本文介绍了华润曹妃甸电厂的作法，参考价值很高。
01丨氨逃逸超标的主要原因1.脱硝烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸；2.脱硝喷嘴存在堵塞现象，也引起局部喷氨量过大引起逃逸；3.对氨逃逸率监视手段有限；4.是空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢氨的沉积区域；5.机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢氨的沉积区域；6.机组负荷波动频繁，NOX生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象；7.运行调整、监控手段还不完善，需要进一步总结经验。
02丨空预器堵塞后的危害1.由于两台空预器阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危机机组安全运行；2．由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动；3．空预器阻力增大后风烟系统电耗增大；4.空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏；5.空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力；6.最终很可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修。
03丨ABS堵塞空预器的常规处理方法1.在线高压水冲洗，冲洗压力一般在20～30Mpa，冲洗周期一般在20天以上，费用一般在几十万，有一定效果但不能彻底恢复；2.增加空预器蒸汽的压力和频次，只能起到缓解作用，同时降低了空预器蓄热元件的寿命；3.机组停运处理，受电网制约，总体费用更高。
04丨空预器升温处理办法1.硫酸氢氨的气化温度为150℃～230℃，对空预器升温后硫酸氢氨从固态变成气态，堵塞减轻。
2.空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响；3.空预器升温后整体膨胀变形，控制好升温速率将不会发生动静摩擦。
【推荐下载】浅谈SCR投运后空预器堵塞、线冲洗方法
[键入文字]浅谈SCR 投运后空预器堵塞、线冲洗方法:【摘要】SCR 装置氨逃逸，特别是在低温低负荷运行条件下，极易造成喷氨过量，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。
此外，煤质、空预器冷端壁面温度、催化剂活性、低负荷等因素也是导致空预器堵塞的原因。
对此，提出了空预器运行时在线冲洗的建议来改善空预器堵塞情况。
【关键词】烟气脱硝；空预器堵塞；硫酸氢铵；氨逃逸；在线冲洗1 概述华润电力登封有限公司二期#3、#4 机组2*630MW 超临界锅炉分别配备三分藏容克式空气预热器。
烟气脱硝装置是采用日本三菱（MHI）公司的脱硝技术设计和制造的，采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NOX 的目的。
采用ARGILLON 公司催化剂。
每台锅炉布置两套SCR 脱硝装置，以外购液氨为还原剂，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。
烟气竖直向下流经SCR 装置，反应器本体内为三层催化剂支撑结构，前期安装两层蜂窝状催化剂。
登封电厂#3、4 机组SCR 脱硝系统于12 年投产，其中#4 机组SCR 装置和机组同步完成168 试运，#3 机组SCR 装置略晚于#4 机组投产。
运行发现在冬季低温及春节前后低负荷运行时，为达到一定的脱硝效率，喷氨量增大，氨逃逸率上升，从而生成NH4HSO4 沉积物，导致空预器堵灰、局部堵塞现象。
空预器堵塞引起炉膛负压波动增大，同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加；堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度均有不同程度的增加。
，锅炉排烟损失增加，同时送引风机、一次风机电流均有所增加，风机电耗明显增加，甚至导致过引风机失速。
最后为保证高负荷时引风机不失速，不得不采取打开空预器冷端人空门的方式来加大引风机的风量。
2 空预器堵塞原因1。
SCR脱硝机组空气预热器堵塞治理建议
SCR脱硝机组空气预热器堵塞治理建议发表时间：2018-06-20T10:43:15.250Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：郑阳[导读] 摘要：本文從火电厂烟气中硫酸氢铵的生成机理出发，空气预热器结垢原因SCR脱硝装置后，锅炉的运行分析，硫和灰分的合理控制，入炉煤喷氨智能优化控制、空预器在线水冲洗、加热时间的延长手术时间，热水器，在SCR反应器出口烟道离线喷SO3等碱灰法空气预热器控制阻断去除洗涤，和空气预热器积灰的影响该方法的控制进行了分析和比较。
（山西鲁晋王曲发电有限责任公司山西省 047500）摘要：本文從火电厂烟气中硫酸氢铵的生成机理出发，空气预热器结垢原因SCR脱硝装置后，锅炉的运行分析，硫和灰分的合理控制，入炉煤喷氨智能优化控制、空预器在线水冲洗、加热时间的延长手术时间，热水器，在SCR反应器出口烟道离线喷SO3等碱灰法空气预热器控制阻断去除洗涤，和空气预热器积灰的影响该方法的控制进行了分析和比较。
关键词：SCR脱硝；喷氨优化；在线水冲洗；喷碱空气预热器灰堵是火电厂长期以来影响机组经济性的一个问题。
反硝化后，加剧了空气预热器冷端的低温腐蚀和堵塞。
SCR脱硝技术（选择性催化还原法）以其技术先进、脱硝效率高、几乎无二次污染等优点，被广泛应用于燃煤电厂脱硝工程。
然而，在SCR脱硝系统，运行的粘性，液体会产生腐蚀和氢铵。
它会在烟气中捕获飞灰，造成空气预热器的堵塞和腐蚀，影响机组的稳定运行。
1 NH4HSO4形成机理在火电厂脱硝装置投入运行后，烟气中SO2转化为SO3是在催化剂的作用下。
同时，由于氨逃逸量反硝化过程中，SO3和氨反应生成硫酸铵和硫酸铵盐（NH），和他们的生产量取决于烟气中的NH3和SO3含量。
反应原理如式1、式2所示。
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4=ammonium sulfate（AS）式1NH3+ SO3+H2O→NH4HSO4=ammonium bisulfate（ABS）式2通常（NH4）2SO4呈颗粒状，不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成空预器的腐蚀、堵灰，不会影响空预器安全稳定运行。
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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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