内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆公司）2台机组锅炉为SG2059/17.5-M915型亚临界、四角切向燃烧、控制循环Π型汽包炉，每台炉配有2台上海锅炉厂生产的2-32VI（T）-2083 SMRC型三分仓回转式空气预热器。换热元件热段高度为1000mm，中段高度为778mm，冷段高度为305mm，转子转速为1.09r/min。1号锅炉空气预热器旋转方向为烟气—二次风—一次风。

2013年5月，京隆公司对1号锅炉机组进行了低氮燃烧器改造，增设了Selective Catalytic Reduc⁃tion （SCR）脱硝装置。脱硝反应器采用平板式催化剂，还原剂采用液氨。目前脱硝装置运行正常，但空气预热器在安装脱硝装置前、后均发生了堵塞问题。 2 空气预热器堵塞判断条件

通常情况下，当出现空气预热器差压增大，排烟温度升高，一、二次风温降低，一、二次风压呈周期性摆动，引风机、送风机电流增加等现象时，即可认为是空气预热器堵塞^[1]。具体判定条件如下。

（1）锅炉机组满负荷时，空气预热器烟气进、出口差压一般为1.0～1.15kPa，该差压呈逐渐上升趋势且超过1.3kPa时。

（2）锅炉机组满负荷时，排烟温度正常为（125±5）℃，一次风温为（304±5）℃，二次风温为（322±5）℃；当排烟温度高于135℃，一、二次风温超出正常范围10℃时。

（3）机组稳定运行时，一、二次风压波动平缓，当波动幅度大于0.3kPa且成周期性摆动时。

（4）相同工况下，引风机耗电率增加0.15%，送风机耗电率增加0.02%以上时。3 堵塞情况及原因分析

京隆公司空气预热器在安装脱硝装置前、后均发生了堵塞问题，分析原因如下。 3.1 安装脱硝装置前3.1.1 燃煤灰分太大

目前燃用煤种主要为准煤和包头尾煤，准煤的灰分一般在30%以上，热值约17417.09kJ/kg；尾煤灰分一般在24%以上，热值约15281.82kJ/kg。空冷机组夏季平均燃煤量在330t/h以上，运行中飞灰质量分数大，常引起输灰困难，造成空气预热器堵塞。 3.1.2 省煤器灰斗输灰不畅

如果省煤器灰斗输灰不畅，会造成省煤器灰位高，堆积至烟道过渡口处，引起空气预热器堵灰。3.1.3 吹灰蒸汽过热度不够

目前空气预热器吹灰蒸汽的压力一般维持在1.2MPa，疏水温度控制在250℃以上，过热度为62℃，基本满足运行要求。但运行中如操作不当，疏水不充分，可能导致吹灰蒸汽温度偏低、蒸汽带水，引起空气预热器堵塞，造成空气预热器堵塞。 3.1.4 吹灰效果达不到要求

吹灰蒸汽阀门不严或吹灰器退出不到位，蒸汽长时间漏入空气预热器，吹灰效果不理想，造成空气预热器堵塞。 3.1.5 暖风器泄漏、解列，引起低温腐蚀

暖风器泄漏会带入湿气，暖风器解列会造成入口风温低、排烟温度低，引起低温腐蚀，加剧了空气预热器的堵塞程度。 3.2 安装脱硝装置后

安装脱硝装置后，除上述因素对空气预热器堵塞有影响外，还与以下因素有关。 3.2.1 催化剂的作用导致烟气中的SO₃增加，形成NH₄HSO₄

SCR脱硝催化剂中的V₂O₅会对烟气中SO₂的氧化产生催化作用，使其易被氧化成SO₃；SO₃在空气预热器冷段中（反应器出口）与逃逸的NH₃形成NH₄HSO₄，对空气预热器造成腐蚀^[2]。SO₂的氧化率与下列因素有关。 3.2.1.1 V₂O₅质量分数

V₂O₅对SCR脱硝反应和SO₂氧化反应均有很强的促进作用，见图 1所示。

图 1(Figure 1)

图 1 V2O5质量分数与SCR脱硝活性、SO2氧化活性的关系曲线

从图 1可见，随着V₂O₅质量分数的上升，SCR脱硝活性和SO₂氧化活性均有所增加，但SO₂氧化活性上升更快。如果V₂O₅质量分数太低，虽然SO₂的活性有所降低，但脱硝活性会加速下降，将造成催化剂不能满足性能要求。催化剂中V₂O₅的质量分数一般控制在0.8%~1.2%，京隆公司为1%。 3.2.1.2 催化剂壁厚

由于催化剂中NO_x反应速率和SO₂的氧化速率有很大差别，因此两者在催化剂中发生反应的部位也不同。NO_x的反应非常迅速，一般只发生在催化剂0.1mm厚度的表面内，而SO₂的反应是一个慢反应，因此除了催化剂表面成分会对NO_x有作用外，其余都用在了SO₂的氧化反应上。 3.2.1.3 催化剂型式

催化剂目前有蜂窝式、平板式和波纹板式3种型式。其中波纹板式催化剂不耐飞灰的磨损和堵塞，在燃煤烟气条件下使用较少。而平板式催化剂在降低SO₂氧化性能方面有比较大的优势。京隆公司目前采用平板式催化剂。

经上述分析，SO₃的体积分数与催化剂的选型有关。目前，京隆公司采用的催化剂是较为成熟的产品，一般情况下不会导致SO₂氧化率大幅增加。控制SO₂的体积分数是解决氧化率大幅增加的根本手段，应从煤源上加以控制。3.2.2 NH₃与NO_x反应不充分或过喷氨，造成烟气中NH₃增加

如果运行中过喷氨或脱硝效率下降，均会引起氨逃逸量的增加，从而增加烟气中NH₃的体积分数，NH₃进入空气预热器，与硫酸蒸汽反应，形成NH₄HSO₄。 3.2.3 烟气中的SO₃与NH₃反应生成（NH₄）2S₄造成空气预热器中NH₄HSO₄堵塞的主要因素与SO₂转化率、氨逃逸量和排烟温度有关。

在未采用SCR装置的锅炉中，烟气中的SO₃结露是造成空气预热器低温腐蚀和堵塞的主要原因。因此，控制空气预热器冷端平均温度，可以避免和减少结露造成的空气预热器腐蚀和堵塞。在分析空气预热器堵塞原因的同时应综合分析灰分、硫的质量分数、过剩空气系数、水分等因素的影响。

研究表明，只要烟气通过SCR反应器，空气预热器结露型堵塞就会存在。当SCR装置喷氨后，在一 定 温 度 下，SO₃与NH₃反 应 生 成（NH₄）2S₄和NH₄HSO₄。在空气预热器区域，由于SO₃的质量浓度远 大 于NH₃的质量浓度，反应生成的主要是NH₄HSO₄。NH₄HSO₄在150～200℃会发生沉积，且呈黏稠性状态。露点为147℃。烟气在经过空气预热器的过程中，烟温会逐渐降低，当烟温低于185℃时，烟气中生成的气态NH₄HSO₄会在空气预热器的中、低温段凝结，造成空气预热器冷端积盐与结垢，形成堵塞。堵塞后，清理较为困难。NH₄HSO₄结垢与烟气温度关系见图 2所示。

图 2(Figure 2)

图 2 NH4HSO4结垢与烟气温度关系[3

在排烟温度高于120℃、空气预热器进风温度为25℃以上时，基本可以避免因空气预热器结露造成的低温腐蚀和堵灰。在采用了SCR装置后，烟气中的SO₃增加，为了避免空气预热器结露型堵塞和腐蚀，需适当提高空气预热器入口风温。因京隆公司目前燃用煤种硫的质量分数高于设计值约40%，宜将空气预热器进口风温控制在30℃以上。如燃用煤种硫的质量分数超过原设计煤种的100%，则需将空气预热器入口风温保持在35℃，此时排烟温度高于130℃，运行经济性较差。 3.2.4 脱硝过程中水蒸气的形成

从脱硝反应公式8NH₃+6NO2→7N2+12H2O可知，脱硝过程将会使烟气中的水蒸气体积分数增加，在与SO₃的作用下，将进一步生成硫酸蒸汽，加剧空气预热器的腐蚀和堵塞^[4]。4 预防措施 4.1 加强原煤管理和配煤掺烧 4.1.1 控制氨逃逸量

在煤炭市场有所好转的情况下，继续优化进煤结构，进煤时充分考虑热值、灰分和硫的质量分数。控制入厂煤硫的质量分数低于1%，热值逐渐提高。因燃煤中硫的质量分数决定烟气中SO₃的体积分数，而SO₃的体积分数对NH₄HSO₄的生成有显著影响，所以对于不同的煤种，SCR装置的氨逃逸量控制也不同。日本和德国研究表明，当煤中硫的质量分数低于1%，控制氨逃逸的体积分数≤4×10^-6；当硫的质量分数为1.5%，控制氨逃逸的体积分数≤3×10^-6；当硫的质量分数为3%，控制氨逃逸的体积分数≤1×10^-6[5]。 4.1.2 加强掺烧工作的管理

掺烧不能只考虑机组负荷和锅炉结焦问题，1号机组虽进行了脱硫扩容改造，但还需更深一步探讨掺烧煤中的硫燃烧所产生的SO₂对催化剂和空气预热器安全运行的影响，以及掺烧后灰分对受热面的磨损、积灰堵塞及输灰的影响等问题。根据目前燃用的煤质，硫的质量分数在1%以下，灰分在28%以下，可基本满足运行要求。高负荷掺烧时一般是准煤消耗量较大，低负荷时尾煤掺入量较大。但尾煤的硫的质量分数平均在1.2%左右（甚至更高），而低负荷时烟温较低，接近硫酸蒸汽露点，因此有必要在低负荷时适当增加低硫煤的掺入量，控制入炉煤硫的质量分数在1%，减少SO₂的生成，从而进一步控制空气预热器的低温腐蚀和NH₄HSO₄的凝结，防止空气预热器堵塞。 4.2 加强燃烧的优化和运行调整4.2.1 低氧燃烧

通过燃烧调整，在保证锅炉效率和经济性的情况下，实现低氧燃烧，从燃烧阶段就控制SO₃的生成量，防止NH₄HSO₄的生成。 4.2.2 降低喷氨量

通过燃烧调整，在负荷稳定阶段，进一步降低NO_x的生成，从而降低喷氨量，不仅可以节省运行成本，较小的喷氨量还可减少NH₄HSO₄在空气预热器中、低温段的沉积量，有利于空气预热器长期稳定运行。 4.2.3 提高喷氨自动控制的精确性

目前喷氨自动控制在负荷升降阶段常引起脱硝出口NO_x体积分数大幅波动，达不到精密化调整要求。需要在喷氨自动控制中增加煤量和风量的前馈信号，实现喷氨自动精准调整，避免NO_x超标及喷氨流量过大。4.2.4 保证NH₃在烟道内均匀分布

脱硝装置性能验收时，对反应器烟道内的NH₃分布情况进行测试。检验目前每个烟道内1支氨逃逸测点能否真实反映整体烟道内的氨逃逸情况，并通过试验决定是否需要重新调整稀释风的分配，保证NH₃在烟道内均匀分布。 4.2.5 优化送风自动和CCS功能

加强送风自动和CCS功能的优化，在变负荷过程中，维持氧量、煤量的精确调整，避免NO_x体积分数大幅波动。4.2.6 加强监督检验工作

定期开展灰成分化验，分析灰的成分，检查是否含有NH₄HSO₄，以检验烟气中氨逃逸情况。综上所述，控制氨逃逸的体积分数低于3×10^-6、SO₂/SO₃转化率低于1%、烟气温度不低于露点温度等指标，可有效控制NH₄HSO₄的生成。这也是欧美发达国家通过实际运行经验总结的技术指标，维持该指标则不必进行空气预热器改造，仍能保证较好的运行效果^[5]。4.3 合理投运空气预热器吹灰 4.3.1 增加吹灰次数

目前，空气预热器吹灰方式为每天8：00和18：00各进行1次吹灰。如暖风器进口温度和排烟温度之和低于136℃，在后夜增加1次吹灰，则可以减轻空气预热器积灰和NH₄HSO₄混合物的聚集。4.3.2 吹灰时保证疏水充分

吹灰器疏水位置应尽量接近吹灰器，且吹灰时充分疏水，空气预热器吹灰时疏水温度最高达260℃，可满足运行要求。当疏水温度达到260℃时，为保证疏水充分，部分火电厂将疏水母管加粗，而京隆公司采取的措施是继续疏水5min。另外，应加强对吹灰器阀门的检查和维护，避免内漏，防止吹灰器进不到位，失去吹灰效果。4.4 合理投运暖风器并保证其稳定运行 4.4.1 及时停运暖风器

未投入脱硝系统前，每年11月初需投入暖风器，在此期间，空气预热器入口风温夜间偶尔会低于最低冷端综合温度。投入脱硝装置后，应及时停运暖风器，维持空气预热器入口风温在25℃以上（低负荷时可适当提高）。4.4.2 加强暖风器的运行维护

运行中避免大开、大关供汽、疏水门，防止暖风器系统泄漏。加强暖风器疏水泵的维护，防止疏水不畅造成暖风器解列。 4.4.3 优化辅汽系统

对1号、2号锅炉辅汽系统进行优化，保证辅汽实现四段抽汽供汽。系统优化前，1号锅炉因采暖分汽缸负荷多、压力低，辅汽联箱一直由二段抽汽供汽，而二段抽汽的蒸汽温度较四段抽汽低约60℃，造成暖风器入口风温经常低于10℃。系统优化后，采暖分汽缸直接由二段抽汽供汽，同时也能保证四段抽汽接带一、二次风暖风器，提高了空气预热器入口风温。 4.5 定期冲洗空气预热器

在机组调停时，对空气预热器进行低温段和中温段检查。检查NH₄HSO₄的集聚和堵灰情况，必要时进行水冲洗（严重时应进行高压水冲洗），冲洗后需充分干燥。由于NH₄HSO₄溶于水后有腐蚀作用，冲洗时应调整水的pH值。 5 实施效果

在分析了京隆公司脱硝装置投运后空气预热器堵塞原因并实施以上预防措施后，达到了以下效果。

（1）1号锅炉连续运行324d，空气预热器差压控制在1.2kPa以下。排烟温度和一、二次风温均未发生异常情况，一、二次风压未出现摆动现象。

（2）停炉检查空气预热器换热元件，没有堵塞，内部较干净。

（3）对个别换热元件上存在的垢样取样化验，内部未发现NH₄HSO₄成分。

运行近一年后，利用停炉机会对空气预热器中、低温段换热元件进行了检查，未发现堵塞结垢现象，实现了空气预热器长周期安全、稳定运行。