基于防空预器堵塞机理分析与治理实践研究.pdf

中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 41 基于防空预器堵塞机理分析与治理实践研究 王永红 贵州黔东电力有限公司，贵州 镇远 557702 摘要：摘要：针对某火电厂 600MW 机组超低排改造后，空预器堵塞严重，影响机组安全经济运行和带负荷能力，来深入研究空预器堵塞机理及控制措施。通过多次实践证明，开展脱硝喷氨优化改造、优化入炉煤指标、降低脱硝氨逃逸率、提升空预器冷端综合温度、低负荷提升半侧空预器烟温试验等措施，能够有效控降空预器堵塞，提升机组安全运行和带负荷能力，整体经济性得到很大提升，对于同类型机组有很好的推广价值。关键词：关键词：防空预器；堵塞；机理分析；治理实践 中图分类号：中图分类号：TK11+4 1 某火电厂空预器运行情况简介 某火电厂为 2600MW 亚临界“W”型汽包锅炉，分别配备两台三分仓容克式回转空气预热器。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、冷端 2 个部分。每台锅炉布置 3 层 SCR 脱硝装置，脱硝剂为尿素热解后的氨蒸汽混合物，经分区喷氨格栅喷入烟气中，在SCR反应器中催化剂的作用下，与 NOX 进行化学反应，达到降低排烟气中 NOX 含量的目的。该电厂 SCR 脱硝系统分别于 2013 年、2014 年投运并于 2021 年进行超低排放改造，改造完成后空预器出现了严重的堵塞。根据停炉后对空预器内部检查，发现空预器冷端蓄热元件上附着一层较硬的干泥浆状的混合物，通过取样分析，其主要成分为硫酸氢铵和灰分的混合物。通过查阅相关资料及查询历史运行参数，脱硝系统投运时，SCR烟气中不可避免的存在NH3、SO2、水蒸气，当烟气温度降至 350（硫酸氢铵分解温度）以下时，烟气中的 NH3、SO2、水蒸气进行化合反应生成硫酸氢铵液滴，吸附烟气中的灰分形成熔融状的混合物，随着烟气进入空预器后温度下降至 147（硫酸氢铵熔点）以下时，该熔融状混合物凝固形成较硬的泥浆状混合物紧紧的附着在蓄热元件上，此时仅通过空预器吹灰难以将其完全清除，随着此过程的发展，最终造成空预器严重堵塞，运行中为控制堵塞而增加空预器吹灰蒸汽压力及频次，导致空预器冷端径向柔性密封装置吹损加剧，冷端漏风量增大又进一步降低冷端综合温度，NH4HSO4 形成及积灰沉积加速，空预器堵塞恶性循环。空预器堵塞导致风烟系统阻力增大，使风机电耗增加，出现了送风机失速、引风机频繁抢风的问题；也因氧量长期过低，加剧炉膛结焦，使机组带负荷能力受限，停炉后需冲洗空预器，增加维护工作，且冲洗后的污水处理难度大。2 电厂设备基本情况 2.1 电厂锅炉系统设备 由东方锅炉厂引进福斯特惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-3，型式：亚临界压力，一次中间再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢、全悬吊结构，平衡通风，露天布置，双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统，配浓缩型双旋流燃烧器，锅炉尾部竖井烟道下设置两台三分仓容克式回转空预器。适用于无烟煤燃烧，锅炉设计煤种为无烟煤。锅炉燃烧方式为“W”型火焰燃烧。燃烧器布置于下炉膛前后拱上，前后各有 18 支燃烧器，每台锅炉共有 36 支燃烧器。锅炉设计煤种主要为贵州六盘水地区的无烟煤，锅炉点火和低负荷稳燃油采用0 轻柴油，回油调压方式，两级点火。每支煤粉燃烧器配置 1 支压缩空气雾化油枪，用于点火和助燃。燃烧设备采用双拱绝热炉膛、双旋风煤粉燃烧器。燃烧器错列对称布置于炉膛下部的前后炉拱上。炉膛总高度 50150mm，上炉膛尺寸 344809906mm，下炉膛尺寸 3448016012mm，炉内燃烧区域敷设卫燃带1150m2。中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 42 锅炉制粉系统为双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，磨煤机为 6 台，每套系统由 1 台双进双出磨煤机、2 台电子称重给煤机、2 台煤粉分离器及相应的连接管道和控制风门组成。系统配有 2 台动叶调节轴流式一次风机，2 台密封风机（见表 1、表 2）。2.2 电厂卸储煤系统设备 燃煤全部采用铁路运输，厂内采用翻车机卸煤，翻卸后经活化式给煤机送至皮带上，再输送至原煤仓或贮煤场（干煤棚或露天煤场）。干煤棚和露天煤场各配置了 1 台 DQL1600/2400.35 型悬臂式斗轮堆取料机，每台斗轮机设计堆料能力为 2400t/h，取料能力为1600t/h。另外煤场配置了四台 T-220 推煤机和两台ZL-50 铲车作为煤场辅助机械设备。表 1 锅炉铭牌 序 号 项 目 单 位 设计参数 1 锅炉型号 DG2028/17.45-II3 2 制造厂家 东方锅炉（集团）有限公司 3 生产编号 4 锅炉型式 亚临界压力，中间一次再热的自然循环锅炉 5 最大连续蒸发量 t/h 2028 6 额定蒸发量 t/h 1930.4 7 额定主蒸汽温度 541 8 额定主蒸汽压力 MPa 17.38 9 最高主蒸汽压力 MPa 17.45 10 再热器进口蒸汽温度（BMCR）330 11 再热器进口蒸汽压力（BMCR）MPa 4.079 12 再热器出口蒸汽温度（BMCR）541 13 再热器出口蒸汽压力（BMCR）MPa 3.879 14 锅炉给水温度 279.6 15 再热器最大蒸汽流量 t/h 1717.74 16 再热器额定蒸汽流量 t/h 1631.68 表 2 锅炉主要设计参数 序 号 项 目 单 位 设计参数 1 额定蒸发量 t/h 1930.4 2 再热蒸汽流量 t/h 1631.68 3 汽包最高工作压力（表压）MPa 18.98 4 过热器出口蒸汽压力（表压）MPa 17.38 5 过热器出口蒸汽温度 541 6 再热器进口蒸汽压力（表压）MPa 4.079 7 再热器出口蒸汽压力（表压）MPa 3.889 8 再热器进口蒸汽温度 330 9 再热器出口蒸汽温度 541 10 锅炉给水温度 279.6 11 锅炉一次风进风温度 20 12 锅炉二次风进风温度 20 13 锅炉一次风热风温度 334 14 锅炉二次风热风温度 349 15 锅炉排烟温度 121 16 锅炉正常运行时水容积 m3 429 省煤器系统水容积 m3 93 17 锅炉过热器系统水压试验时水容积 m3 752 汽包水容积 m3 76 过热器系统水容积 m3 285 锅炉再热器水压试验时水容积 m3 248 18 一次汽系统阻力（MCR 工况）MPa 1.40 19 二次汽系统阻力（MCR 工况）MPa 0.19 20 省煤器系统阻力（MCR 工况）MPa 0.39 21 锅炉本体烟气阻力（MCR 工况）Pa 2850 22 燃烧器一次风阻力（MCR 工况）Pa 1710 23 燃烧器二次风阻力（MCR 工况）Pa 1100 24 空预器空气阻力（MCR 工况）Pa 1308 中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 43 2.3 电厂烟气脱硝系统#1、#2 炉烟气脱硝系统由大唐集团科技工程有限公司设计，2021 年由远达环保工程有限公司实施超低排改造，采用选择性催化还原法（SCR）的脱硝装置，脱硝装置可用率不小于 99%。SCR 脱硝反应器布置于省煤器和回转式空预器之间，烟气经省煤器出口烟道后引出进入 SCR 脱硝反应器，再经过回转式空预器后进入电除尘器。脱硝剂为尿素热解后的氨蒸汽混合物，经分区喷氨格栅喷入烟气中，烟气温度在 300427之间时，在 SCR 反应器中催化剂的作用下，与 NOX进行化学反应，从而达到降低排烟气中 NOX含量的目的。生成无二次污染的 N2和 H2O，并随烟气流经锅炉空预器、除尘器、脱硫装置后，进入烟囱排放。在每一层催化剂上方均安装了声波吹灰器和蒸汽吹灰器（见表 3）。2.4 空预器 每台锅炉配用 2 台东方锅炉空预器分公司提供的三分仓容克回转式空预器。三分仓空预器通过烟气、二次风和一次风。空预器采用先进的径向、轴向和环向密封系统，轴向、环向密封采用双密封，径向密封装置采用柔性接触式密封。2.5 锅炉吹灰器系统 锅炉吹灰器技术性能数据见表 4。3 空预器堵塞机理 SCR 反应器是在特定催化剂作用下，以氨作为还原剂，其化学反应机理比较复杂，主反应是 NH3在一定的温度和催化剂作用下，选择性的将NOx还原为N2和H2O，其过程涉及到数十个反应方程。但是当烟气中的 表 3 脱硝系统主要设备规范表 序号 设备名称 项 目 规 范 单 位 1 SCR 数量 2 台/炉 反应器内催化剂层数 3 层 催化剂类型 蜂窝式 催化剂模块（长宽高）1906mm 966 mm1610mm 催化剂模块数/层 2 个 烟气流量 2180000 Nm3/h 烟气流速 46 m/s 烟气温度 400 反应器入口烟气参数 烟气温度 320420 SO2 浓度 11000 mg/Nm3 NOX 浓度 900 mg/Nm3 烟尘浓度 55 g/Nm3 反应器出口烟气参数 NOx 135 mg/Nm3 NH3 3 ppm 脱硝效率 85%烟气压降(初装)420 Pa 每炉氨消耗量 762 kg/h 脱硝剂 液氨 表 4 锅炉吹灰器技术性能 类型 编号 生产厂家 行程 m 速度 m/min 压力 MPa 汽耗 kg/min 烟道长吹 IK01IK06 湖北戴蒙德机械有限公司 17.2 2.5 1.6 160 IK07IK12 湖北戴蒙德机械有限公司 17.2 2.5 1.4 110 IK13IK16 湖北戴蒙德机械有限公司 17.2 2.5 1.2 80 IK17IK20 湖北戴蒙德机械有限公司 17.2 2.5 1.2 73 IK21IK24 湖北戴蒙德机械有限公司 17.2 2.5 1.1 58 省煤器 中长吹 IKEL01IKEL10 湖北戴蒙德机械有限公司 4.4 1.75 1.2 100 炉膛短吹 IR01IR60 湖北戴蒙德机械有限公司 0.267 2.5 1.4 66 空预器吹灰 AH01AH02 上海克莱德贝尔格曼公司 0.66 1.44 1.5 AH03AH04 湖北戴蒙德机械有限公司 1.2 0.086 1.5 85 SCR 蒸汽吹灰器 PA/PB（0512）湖北华信机械有限公司 4.1 0.9 1.0 84 SCR 声波吹灰器 0120 美国马丁公司 0.40.6 1938L/s 省煤器 声波吹灰器 1-10 中科声威公司 0.20.8 2.5m/min 中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 44 SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成 NH4HSO4，而在150220温度区间，NH4HSO4是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，减小空预器内流通截面积，从而导致空预器阻力的增加，换热元件的效率降低等问题。空预器对 NH4HSO4结垢非常敏感，即使设计时采取措施减小氨逃逸率，由于负荷瞬变、气流层化、氨或NOx 的分布不均、系统控制故障、催化剂性能降低等原因引起氨逃逸率上升，引起空预器结垢还是经常发生。4 空预器堵塞原因分析 4.1 煤质因素（1）电厂设计煤种含硫量 1.83%,校核煤种含硫量1.52%/1.98%，而实际使用入炉煤煤种含硫量 2%5%之间，年平均入炉煤含硫量在 3.5%4.5%之间，含硫量高，燃煤燃烧产生的 SO2 量较大（S+O2=SO2），SO2在催化剂的作用下进一步氧化生成 SO3（2 SO2+O2=2SO3），SO3 与烟气中的水蒸汽生成硫酸蒸汽（2SO3+H2O=H2SO4），将进一步提升烟气露点温度，在 SO3与烟气露点问题升高的双重影响下，加剧了空预器腐蚀及堵塞。以下为电厂设计煤种与实际入炉煤质情况（见表 5、表 6）：（2）电厂入炉煤挥发分较低，目前日平均挥发分只有 9%12%左右，导致 SCR 入口 NOx 长期偏高，日均值 在 900mg/m3 1200mg/m3之 间，已 超 过 设 计 值（900mg/m3），尿素单耗较大（日平均单耗最大时达1.5g/kWh1.7g/kWh 左右），增大了氨逃逸率（经试验测量满负荷工况下 SCR 出口局部最大逃逸率达5.41ppm），加速硫酸氢铵形成和空预器堵塞。（3）因电厂无专业配煤设施，且煤种有一二十种，热值范围 15MJ/kg26MJ/kg、挥发分范围 7%40%、硫份 1.5%5%、水分 3%15%，煤质波动大，配煤方式主要以斗轮机取料或翻车机翻卸后到原煤仓分仓分煤种上煤，磨煤机单独磨制后炉内混烧为主，掺烧灵活性较差，受设备缺陷及运行方式影响变化较大，配煤合格率长期在 90%以下，且受制粉系统设备可靠性偏低影响，锅炉燃烧控制难度加大，烟气中 SO2、NOx 波表 5 设计煤种燃料成分及特性 项 目 符 号 单位 设计煤种 校核煤种（1）校核煤种（2）元 素 分 析 收到基碳 Car%58.65 62.32 54.30 收到基氢 Har%3.18 2.45 1.42 收到基氧 Oar%2.25 1.83 0.75 收到基氮 Nar%1.09 0.99 0.61 收到基全硫 St,ar%1.83 1.52 1.98 工 业 分 析 收到基灰份 Aar 28.00 20.89 30.94 收到基水份 Mt 5.0 10.0 10.0 空气干燥基水份 Mad 0.36 1.58 2.07 干燥无灰基挥发份 Vdaf 9.92 14.29 8.24 收到基低位发热量 Qnet,ar kJ/kg 22039 23145 19832 表 6 电厂实际入炉煤分析数据 入炉日期 全 水 分 空气干燥基水分 空气干燥基灰分 干燥 基灰分 收到 基灰分 空气 干燥基挥发分 干燥 无灰基挥发分 弹筒发热量 收到基 低位 发热量 发热量 全硫分 干燥 无灰 基氢%J/g J/g Kcal/Kg%Mt Mad Aad Ad Aar Vad Vdaf Qb,ad Qnet,ar St,ad Hdaf 2011年 8.1 1.6 40.67 41.34 38 13.15 23.29 19040 16770 4010 3.73 4.19 2012年 8.4 1.1 37.12 37.53 34.31 11.81 19.32 20960 18420 4405 3.48 4.06 2013年 7.1 1.25 36.28 36.73 34.21 9.6 15.63 21050 18870 4513 3.8 3.68 2014年 8 1.42 34.19 34.68 31.94 8.85 13.9 21970 19480 4659 3.81 3.89 2015年 8 1.34 32.59 33.03 30.39 8.34 12.74 22570 20030 4790 3.22 4.14 2016年 8.1 1.33 30.25 30.66 28.17 8.00 11.74 23610 20950 5010 3.25 3.96 2017年 9.1 1.65 29.50 29.98 27.26 10.87 15.77 23330 20470 4895 3.37 4.19 中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 45 动较大，进而增大了脱硝控制难度，耗氨量及氨逃逸率增大。4.2 空预器换热元件温度 与烟气接触的空预器换热元件温度若高于露点温度，则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生，否则反之。电厂现有入炉煤情况下，要求控制空预器冷端综合温度（=冷端排烟温度+空预器入口风温）在 165180以上，但实际运行中，因机组负荷变化较大（220MW600MW 之间频繁变化），系统未设计暖风器，受环境温度及低负荷时段综合温度大幅降低影响，空预器冷端换热元件（甚至中段换热元件）温度经常低于烟气露点温度，导致硫酸蒸汽及硫酸氢铵凝结并粘附在空预器换热元件上，且粘附性极强，加快空预器换热元件结露、低温腐蚀及堵塞。4.3 SCR 运行喷氨量控制的影响（1）电厂 SCR 系统投运以来，因设计的 SCR 进出口 NOx 及氨逃逸率测点较少，测点显示值只能表征局部运行情况，且受 W 型锅炉炉膛较宽，NOx 的分布受磨煤机及火嘴运行方式、煤质原因等影响较大，特别在高负荷阶段，炉膛中部温度已超过 1400，热力型 NOx大量产生，烟道两侧 NOx 分布极不均匀，经试验测量高负荷阶段烟道两侧的 NOx 值只有中部的一半（两侧为 900mg/m3，中部最大达 1600mg/m3）。另外，投运以来，电厂未进行过流场中 NOx 分布及氨逃逸率等试验，脱硝系统各喷氨分支手动门均处于全开状态，导致烟道中部高 NOx 区域喷氨量不足，烟道两侧低 NOx 区域喷氨量过大，为控制排放合格，增大喷氨量，导致两侧氨逃逸率超过设计值（满负荷工况下 SCR 出口局部最大逃逸率达 5.41ppm）。（2）电厂 SCR 喷氨控制系统自动调整效果不佳，特别是在 SCR 入口 NOx 高于 1000 mg/m3 以上时，几乎无法投入自动，且自动投入期间喷氨量及 NOx 排放值波动较大，容易出现短时超排及低排，导致耗氨量及氨逃逸率增大。主要原因一是自动逻辑不完善，二是SCR 入口 NOx 过高，三是机煤质波动较大。4.4 机组负荷影响 电厂两台机组经 500kV 线路送电湖南，处于湖南省电网末端，受送出线路水电容量大，机组负荷受水电出力及湖南省内环境温度变化影响巨大，每年机组启停频繁，深度调峰频繁，日负荷从 180MW600MW 之间波动，深度调峰期间（一般每次 4h6h）燃烧工况较差，需投油稳燃，且烟温接近低限值（310320），催化剂反应效率降低，氨逃逸率增大，且空预器冷端综合温度大幅低于硫酸氢铵冷凝温度，空预器堵塞速度加剧，导致被迫增加空预器吹灰次数及吹灰压力，致使空预器换热元件及密封元件吹损，漏风增大，空预器冷端温度进一步降低，且因密封元件存在局部吹损程度不一致问题影响，一次风压及二次分压波动增大，进而威胁锅炉燃烧安全及设备运行安全。4.5 燃烧调整影响 因电厂为 W 型火焰锅炉，锅炉燃烧器设计为前后墙各一层，共 36 个燃烧器，炉膛燃烧室宽度达 34.5米，炉膛热负荷分布及燃烧均衡性、火焰中心控制、炉膛中心温度控制等极大的受到火嘴运行方式、配风方式、磨煤机运行方式（采用分仓配煤，分磨磨制各种煤种）的影响，若调整控制不当，将导致 NOx 大幅增加，并增大烟道各区域 NOx 分布不均匀性，导致耗氨量及氨逃逸率增大。4.6 SCR 吹灰及空预器吹灰影响 SCR 吹灰器运行是否正常，吹灰是否及时、SCR 流场是否均匀合理、是否严格按照要求控制 SCR 入口烟温及脱硝投退，都将影响催化剂反应效率，特别是在启机过程油煤混燃阶段，以及水平烟道及省煤器吹灰阶段和烟气温度超限的情况下，若监视控制不到位，将导致催化剂反应效率降低，喷氨量及氨逃逸率增大。4.7 空预器冷端换热元件材料及漏风影响 空预器冷端蓄热元件若使用不合理，易导致冷端低温腐蚀和加剧硫酸氢铵凝露粘附等问题。空预器密封装置密封性能决定了空预器漏风率，并影响到其使用寿命，若选型不当及材质使用不当，将导致密封效果差、漏风率大、吹损严重等问题出现，并形成恶性循环，加重低温腐蚀及空预器堵塞。5 空预器堵塞的治理方向 空预器堵塞的主要原因是脱硫系统逃逸的氨生成硫酸氢铵粘附在空预器换热元件上（主要在空预器冷端区域）。硫酸氢铵的形成及凝露粘附的主要因素有：（1）W 火焰锅炉烟道宽，沿宽度方向上随着机组负荷的变化燃烧工况变化和差别较大，NOx 浓度分布不均匀，中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 46 且 SCR 进出口及净烟气 NOx 取样测量滞后，造成自动调整惯性大，工况发生大幅度变化时喷氨自动跟踪困难，在进行喷氨调整时极易出现过喷现象，造成大量氨逃逸。（2）机组启动过程中烟温低，催化剂反应效率不高，为防止 NOx 超排，不得不大量喷尿素（氨气），造成氨逃逸大；（3）煤质硫分高、原烟气硫分最高达12000mg/Nm，不可避免的在烟气中产生大量的硫酸氢铵。（4）炉内燃烧组织及配风不合理，SCR 入口 NOx浓度升高，增大了尿素（氨气）耗量（5）排烟温度过低、环境温度降低、空预器漏风增大、空预器换热元件及密封元件材质不合适等，将导致空预器冷端低温腐蚀及硫酸氢铵的加速冷凝粘附。为有效改善空预器堵塞情况，经试验采取以下措施效果明显：5.1 坚持从根本上治理空预器堵塞（1）合理开展配煤掺烧，控制入炉煤硫分在 4%以内，确保原烟气 SO2浓度低于 8000mg/m，避免浓度过高，减少硫酸氢铵生成的可能性。（2）优化配风方式，根据 NOx 生成机理，严格控制煤粉着火初期氧量及温度，合理控制热力型 NOx 生成量，增加燃尽阶段补风，确保锅炉运行经济性的同时，控制 SCR 入口烟气 NOx 浓度在 800mg/m以下，以减少尿素（氨气）的需求量。（3）优化 SCR 分区格栅喷氨调整策略，根据 SCR各分区入口 NOx 浓度场的分布特点及 SCR 出口氨逃逸情况，结合测点测量滞后特性，由烟气量及 NOx 浓度计算氨气（尿素）理论需求量，在确保喷氨总量不变的前提下分配各分区的喷氨量，以确保 NOx 排放合格和氨逃逸最小。（4）确保 SCR 催化剂反应效率：实时根据机组负荷及 SCR 入口烟温情况调整受热面蒸汽及声波吹灰器投运方式，坚持开展 SCR 蒸汽吹灰及声波吹灰检查，保证催化剂活性在最佳范围。5.2 强化基础管理，确保脱硝系统及空预器运行正常（1）实时关注尿素（液氨）单耗情况，发现异常及时分析处理，开展尿素单耗指标专项竞赛。（2）将 NOx 排放合格率纳入班组指标竞赛，严防超低排，增大环保排放在班组绩效评定中的占比，确保全员参与防堵控堵。（3）稳定压缩空气压力，喷枪对称投入，确保尿素喷枪雾化良好，热解炉出口氨区浓度场均匀。（4）每班稳定工况时登记空预器运行参数，偏离正常范围时及时分析原因并采取措施控制。（5）优化吹灰方式，每班检查空预器冷端吹灰器运行情况，确认吹灰器枪管压力在设定范围，防止压力过高吹损蓄热元件，过低达不到吹灰效果。5.3 严格把控 SCR 系统投入及退出条件（1）机组并网前 3 小时采取措施，确保并网前 1小时脱硝系统具备投运条件，如增加锅炉燃料、风量，调整二次风配风等方式设法将 SCR 入口烟温提高至320以上。（2）机组启动过程中试投脱硝系统时，严格控制初期尿素（喷氨）耗量，根据当前排放参数和经验，控制尿素溶液流量在 200L/h 以内，严防低效过喷。（3）根据机组并网时间，充分考虑 NOx 排放小时均值不超排和脱硝系统调整滞后特性，一般在并网前40min 投入，应选择恰当时机投入，既要避免过早投入，更要严防过晚为控制不超排大量喷尿素（喷氨）。（4）停炉前控制低负荷（180MW 以下）运行时间，避免长期高氧量低烟温运行，确保喷氨总量在合理范围，MFT 前 15 分钟退出脱硝系统。（5）脱硝系统退出完成冲洗后手动隔离尿素（喷氨）系统，防止内漏。（6）停炉后带压放水前定期启动稀释风机，防止喷嘴堵灰。5.4 按需投入空预器防堵系统（1）环境温度较低，空预器排烟温度低于 140时确保空预器防堵系统正常投入，通过调温手动门控制防堵风机出口风温在 180-190左右。（2）空预器排烟温度高于 145且差压处新安装水平时关闭二次风热风再循环门，停运空预器防堵系统。（3）防堵系统停运期间严防管道堵灰并定期试转，确保良好备用。（4）定期开展空预器提烟温治堵试验，将空预器差压稳定在优秀水平；利用中低负荷将单边空预器烟温提升至 180左右（确保设备安全的前提下）保持 4小时左右，配合空预器冷端连续吹灰，及时清除附着在蓄热元件上熔融状态的硫酸氢铵和灰的混合物。中文科技期刊数据库（全文版）工程技术 47 5.5 对影响空预器控堵治堵的相关设备及系统逢停必检 如停炉后检查空预器内部蓄热元件清洁程度及吹损情况，检查空预器、脱硝系统各吹灰器、SCR 催化剂是否正常，具备条件时还需检查燃烧器及各风门受损情况，及时合理安排检修，排除隐患。5.6 进行喷氨优化试验 网格法测量 SCR 各工况下各区域 NOx、氧量、烟气量、氨逃逸率等基础数据，并根据数据情况调整喷氨手动门开度，经过试验，黔东电厂将两侧喷氨分支手动门开度关小，开大烟道中部喷氨分支手动门，能够有效的将氨逃逸率降低至 1.5ppm 以下。5.7 进行脱硝流场试验 定期检查脱硝催化剂堵塞/磨损/积灰/烧结情况，发现问题并及时采取措施处理，确保脱硝催化剂效率满足要求。6 结论 通过对#1、#2 炉空预器堵塞的研究分析和实践证明，采用优化空预器冷端蓄热片材料、控制入炉煤含硫量、进行脱硝喷氨优化、配煤及燃烧优化降低脱硝入口 NOx、降低脱硝氨逃逸率、提升空预器冷端综合温度、低负荷大幅度提升半侧空预器烟温、进行高压水冲洗等措施，能够有效控降空预器堵塞，避免被迫限制负荷提升机组带负荷能力和运行安全，采取措施容易实现，且安全性可控，机组运行经济性得以提升，对于同类型机组有较好的推广价值。参考文献 1高敬武,赵学峰.火电厂现有机组加装脱硝装置对空 气 预 热 器 的 影 响 和 对 策 J.电 力 系 统 装备,2010(6):76-78.2蔡明坤.装有脱硝系统锅炉用回转式预热器设计存在问题和对策J.锅炉技术,2005,36(4):8-12.作者简介：作者简介：王永红（1973），男，山西晋城人，工程师、安全注册工程师，主要从事火电厂运行管理和安全管理工作。