呼和浩特热电厂一期工程为2台200 MW机组，2010年二期扩建2台350 MW机组。二期锅炉型式为一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲旋流燃烧方式、尾部双烟道、烟气挡板调节再热蒸汽汽温、平衡通风微负压、紧凑布置、干式排渣、全悬吊钢结构Π型布置超临界直流锅炉^[1]，由哈尔滨锅炉厂制造，型号HG-1140/25.4-YM1。空预器型式为三分仓回转蓄热式空预器，型号30-VI(T)-24000-QMR^[2]，设计压降1.29 kPa。

2014年3号、4号机组锅炉设计安装了烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺。烟气脱硝装置采用单炉体双通道高灰型SCR结构方式，即SCR催化反应器布置在锅炉省煤器出口与回转空预器烟道之间，不设旁路。SCR烟气脱硝装置的还原剂采用氨气，2台锅炉的SCR烟气脱硝装置共用1个氨气供应站。SCR催化反应器安装了具有远程集控与就地监测、调整、记忆、累计、显示、预警、报警、保护功能的集成单元，设有与当地环保部门的数据远传接口，可实现实时数据采集、监测及考核，数据包括NO_x，氧量，氨气逃逸率（仅两侧出口各安装1个测点），反应器进、出口温度及压力，压差，流速等^[3]。分别燃用设计煤种及校核煤种，在锅炉最大连续出力（BMCR）工况、处理100%烟气量条件下，SCR脱硝装置脱硝效率均不低于80%。同时SCR催化反应器预留了脱硝效率达到95%的安装空间。催化剂的安装层数按照2+1层设计，催化剂为蜂窝式，规格为1890 mm×960 mm×1910 mm（长×宽×高）。SCR 催化反应器入口烟温为290~420 ℃，进、出口压降0.32 kPa。

按照《GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准》规定，新投产火电厂脱硝反应器出口NO_x质量浓度应不大于100 mg/m^3[4]。呼和浩特热电厂3号机组SCR脱硝装置运行8个多月后，A侧空预器发生硫酸氢铵堵塞，额定出力下A侧空预器烟气侧进出口压降约3.4 kPa，B侧空预器烟气侧进出口压降约2.4 kPa，远高于空预器设计压降。空预器堵塞严重影响了锅炉的安全、稳定、经济运行。

呼和浩特热电厂3号机组采用SCR脱硝工艺通过还原剂氨（NH₃）达到除去烟气中NO_x的目的。在反应过程中，氨气可以选择性地和NO_x反应生成氮气和水，氨气与NO_x不可能完全混合反应，因此氨气逃逸无法避免。逃逸的氨气与烟气中的三氧化硫反应生成硫酸氢铵，在烟气温度下降时凝结并附着在蓄热元件上，造成空预器堵塞。逃逸氨超标原因如下。

（1）在2014年11月锅炉检修期间发现：SCR催化反应器内部发生磨损，空预器蓄热元件也存在磨损现象，且A侧空预器较B侧空预器磨损严重。两侧空预器堵塞情况有差异，而且在催化剂两侧存在烟气走廊，导致烟气在尾部烟道截面分布不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸。

（2）检查发现脱硝装置喷氨的喷嘴在同侧一排中两端有堵塞现象，而中间喷嘴状态良好，造成喷氨量在截面上分布不均匀，中间喷氨量过大，两端喷氨量较少，从而增加氨逃逸量。

（3）氨逃逸率测点布置少（两侧SCR催化反应器出口各1个），监测数据不全面且不具代表性，导致喷氨量不均匀。

（4）在机组运行过程中AGC负荷波动频繁，NO_x的生成量随机组负荷、氧量变化而变化，而喷氨自动调节存在一定的滞后性，若使喷氨量瞬时达120 m³/h则会导致过喷现象发生。

（5）催化剂投入使用时间较长，活性下降，为了达到相同的脱硝效果则需增加喷氨量，导致氨逃逸率增大。

呼和浩特热电厂3号机组是供热机组，供热期过后机组持续维持在175 MW低负荷下运行，日负荷率仅达60%，造成排烟温度偏低，增大了硫酸氢铵的沉积区域。在空预器蓄热元件发生硫酸氢铵沉积后，形成粗糙表面，一定程度上也加快了硫酸氢铵的沉积速度。

呼和浩特热电厂燃煤硫分较高，实际使用中收到基硫达1.7%（设计煤种收到基硫为0.77%），导致烟气中生成的三氧化硫相对较多（体积分数达1.1%），与逃逸氨反应生成硫酸氢铵的概率增加。

（1）2台空预器因结垢致使通流面积减小，从而引起阻力增大，在低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压波动幅度大，锅炉运行安全系数下降。

（2）由于锅炉尾部采取双烟道结构布置，两侧空预器堵塞程度不均匀，引发一、二次风压和炉膛负压周期性波动，两侧排烟温度偏差大导致低温侧空预器堵塞越来越严重。

（3）空预器堵塞导致风烟系统阻力增大、耗电量增加，引风机出力无法满足机组高负荷运行的需要，造成机组限负荷运行。

（4）空预器堵塞后，通流面积减小，造成烟气及飞灰速度加快，使空预器蓄热元件、引风机转子磨损加剧，空预器转子与密封装置发生摩擦，严重时会造成空预器蓄热元件损坏。

（5）空预器堵塞造成运行阻力增加，蓄热元件效率降低，一、二次风温低，限制制粉系统出力，最终可造成机组被迫停运。

空预器堵塞的常规处理方法有如下3种。

（1）提高空预器吹灰蒸汽的压力和吹灰频率。利用蒸汽吸收逃逸氨只能对空预器堵塞起到缓解作用，并不能消除空预器已经形成的堵塞；同时在蒸汽作用下烟气流速提高，加剧了空预器蓄热元件迎风面的磨损程度，降低了空预器蓄热元件的使用寿命。

（2）机组运行时启动空预器高压水泵进行水冲洗，冲洗压力为30~35 MPa，每次冲洗80 min，每天冲洗时间不低于10 h，一般10 d为1个周期。照此计算，使用的除盐水费用约30万元，虽有效果但不能彻底消除堵塞，空预器连续运行周期短，同时导致布袋除尘器黏结严重。

（3）机组停炉进行处理。受发电量及电网非停制约，成本将增加，并且空预器再次堵塞依旧无法处理^[5]。

针对常规处理方法存在的不足，根据硫酸氢铵的物理性质，利用提高空预器排烟温度的方法来治理堵塞，以保证机组的安全运行。

（1）硫酸氢铵的汽化温度为150~230 ℃，在实验室进行反应釜升温试验，试验结果表明硫酸氢铵在此温度范围内由固态全部转化为气态，在炉膛负压下将其抽出炉膛，空预器堵塞可得到治理。

（2）电袋除尘器入口烟温上限值为185 ℃，合理控制排烟温度，使经两侧烟道混合后的烟气温度低于此上限值，可确保布袋不被碳化。

（3）空预器蓄热元件材质为碳硅钢，变形温度为440 ℃，因此空预器本体升温后对蓄热元件使用性能无影响。

（4）提高空预器排烟温度后，空预器本体将受热膨胀，动、静部件之间间隙变小，因此应严格控制升温速率，保证不发生动、静摩擦和卡涩。

经过分析，在空预器运行中利用降风量、升烟温的方法处理堵塞是可行的。

方案实施前，结合运行规程，呼和浩特热电厂编写了《空预器降风量升烟温处理堵塞方案》与《空预器本体升温过程的危险点预案》，经内蒙古电力调度中心批准后，于2015-03-06T10：30对3号锅炉A侧空预器进行堵塞处理。

当机组负荷为175 MW时，减少进入空预器的冷风量，提高排烟温度；将风机自动调节模式改为手动调节模式，缓慢调小A侧送风机动叶开度、调节A侧一次风机入口挡板以降低A侧风机出力；逐步调大B侧送风机动叶开度，调节B侧一次风机入口挡板以提高B侧风机出力；控制A侧排烟温度提升速率不大于0.5 ℃/min；当A 侧风机出力达到最小时，保持风机运行。通过调整A、B引风机动叶开度及入口挡板来控制A侧排烟温度，当A侧排烟温度达186 ℃左右时，检查空预器膨胀是否正常；继续控制烟气温度上升速率，当A侧排烟温度达226 ℃时，停止升温并按此运行方式保持10 min。由于受空预器冷端漏风的影响，空预器本体蓄热元件温度约240 ℃，对比试验可行性研究分析可知，在该温度下积结的硫酸氢铵应全部汽化^[5]。12：20停止操作，恢复正常运行方式，空预器压降降至2.0 kPa，处理效果良好。

（1）适当提高炉膛负压，及时将硫酸氢铵气化物抽走。

（2）空预器升温期间，将空预器吹灰器持续投入运行，保证及时将堵塞物吹走。

（3）严格控制烟气升温速率，防止由于空预器本体膨胀过快及不均造成动、静摩擦和卡涩。当现场发生动、静摩擦时，应立即调整空预器密封装置，同时加强对空预器电流监视。

（4）由于锅炉尾部两侧烟道通流截面积发生变化导致两侧烟气阻力发生变化，要及时调整A侧送风机动叶开度和A 侧一次风机入口挡板，防止引风机发生喘振，一旦发现辅机异常须及时处理。

（5）试验过程中应加强对锅炉的监视，一旦发现异常立即停止堵塞处理相关操作，投油稳燃。

（6）密切监视电袋除尘器入口烟温，保证电袋除尘器入口事故喷水设备状况良好，必要时进行喷水处理。

空预器堵塞不仅影响锅炉的效率，而且严重威胁机组的安全稳定运行。本文通过对呼和浩特热电厂350 MW机组采用空预器降风量、升烟温的方法，有效将空预器压降降低至2.0 kPa，堵塞得到有效治理。该方法具有操作性强、实施时间短、安全性高的特点，避免了常规堵塞方法的缺点。而且在之后的停炉检查时，布袋除尘器也无任何高温碳化现象。因此，该方法具有较大的实用价值，可供空预器堵塞治理参考。