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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