不论是SCR还是SNCR脱硝方式，都是向烟气中喷入氨水、液氨、尿素等产生氨气的物质，依靠NH3和烟气中的NOx反应，将其还原为氮气。
但是，使NH3完全反应掉是很难的。残余的氨气成分会和烟气中的SO3和水蒸汽反应，会生成硫酸铵和硫酸氢氨。
硫铵〔(NH4)2SO4〕在预热器段烟气温度范围内（450℃以下）为固体粉末状，而且要在氨气残余成分很高时（一般NH3达数十个ppm体积浓度时）才大量生成，生成的量很微少，包容在灰中，对预热器几乎没有影响。
硫酸氢铵（NH4HSO4）在所有氨气成分的燃煤锅炉烟气中均存在，硫酸氢铵从气态向液态转变的温区正好处在流经预热器部分的烟气温区。
所以在机组增加脱硝设备后，必须同步的对预热器进行改造，采用高冷端的镀搪瓷传热元件，并增加双介质的吹灰系统。
空预器进行改造后，将对锅炉的性能可能有如下影响：
1.烟气温度的影响间
在机组运行脱销系统改造以后，SCR催化剂提高了SO2向SO3的转化率，因而预热器冷端腐蚀有所加剧。为保护预热器后面的设备（如静电除尘器、烟道等），适当提高锅炉排烟温度有利于保护这些设备，在烟气中，由于氨气含量很低，烟气成分变化不大，在省煤器出口烟气温度变化不大时，预热器通过追加热端换热面，排烟温度一般不受影响。但如果冷段堵塞未及时清理，会使排烟温度有所上升，但不足以会危及锅炉安全运行。
在锅炉低负荷工况时，烟气温度降低，氨气逃逸率上升，导致硫酸氢铵沉积带向预热器热端漂移，可能会引起预热器热端堵塞。故我们一般只计算低负荷及最恶劣工况金属温度场，如此工况满足其余工况必然满足。
2.压差阻力的影响
由于传热元件总高增加，预热器烟空气阻力通常增加150-200Pa ，但如果冷段堵灰，阻力上升较明显。通常在氨气浓度1ppm以下时，硫酸氢铵生成量很少，故预热器堵塞现象不明显，如NH3逃逸增加到2 ppm，日本AKK的测试表明，预热器在运行6个月，阻力约增加30%，如NH3逃逸增加到3 ppm，预热器在运行6个月，阻力约增加 50%。这对风机的影响较大。
3.对预热器漏风的影响
SCR的使用通常使预热器烟气侧负压增加1Kpa 左右。如使用换热系数不高的传热元件作为冷端元件，为达到同常规预热器相近的排烟温度，需增加预热器换热元件总高，这一般会使预热器烟空气阻力略有上升。预热器烟空气压力差增加不可避免地造成预热器漏风率上升，通常对30万等级锅炉预热器，计算表明，漏风率增加量为0.5-0.8%；对60-70万等级锅炉预热器，漏风率增加量为0.4-0.6%，由于目前预热器均采用完善的双道密封系统，烟空气压差的影响较早期的单道密封预热器为小，预热器漏风率总体上来讲上升轻微。
4.烟气灰分的影响
烟气中灰分很少时，硫酸氢铵在液相区以液滴形式存在，当燃料灰份/硫份比值小于7时，灰分只能吸附部分硫酸氢铵液滴，但灰粒的黏性非常大，和部分纯硫酸氢铵液滴一起吸附到换热元件表面上；当燃料灰份/硫份比值大于7时，烟气中灰尘在均匀弥散分布时，几乎可以吸附所有硫酸氢铵液滴，此时灰分的黏性也远比无硫酸氢铵液滴时为大。
一般在燃料成分满足灰份/硫份比值大于7时，预热器冷端传热元件入口设防温度可以适当降低，幅度通常是22℃（40F）。
脱硝装置(SCR或SNCR)布置在预热器前部烟道中时，如燃多灰燃料（如煤），称之为高尘布置。脱硝装置布置在除尘器以后烟道中或在不满足灰份/硫份比值大于7的烟道中（即使在预热器前部）都称为低尘布置。
灰分高并不总是意味着预热器的工况变得安全了。保证残余NH3在烟气中均匀分布也非常重要，对氨气喷入、反应和离开脱硝装置后的分布均匀性要进行良好控制，避免出现局部过高浓度区。为保证烟气成分均匀，烟道中采用导流设备是很有必要的。
5.对预热器腐蚀的影响
目前SCR系统所用催化介质最常见的是氧化钛和氧化钒，能使脱硝效率大大提高，但是，部分SO2也同时受其催化转变成SO3，国外纪录到的在SCR催化剂使用寿命内的平均数据是约增加了2-3%的转化率。对原先常规预热器设计时，对一些低硫煤（折算硫分在1.5%以下），冷端传热元件设计仅考虑采用普通耐腐蚀材料（通常是Corten钢），转化率增加后，将会缩短预热器冷段换热元件使用寿命。对130℃左右排烟温度的设计，常规预热器冷端腐蚀区仅在冷端100-200mm范围内，在增加了SO3转化率后，硫酸露点通常上升5-10℃，预热器冷端受硫酸腐蚀区将上升到250-450mm， 原先普通预热器设定的冷段300mm高度就显得不够了。因此，预热器转子的一些冷端构件和密封构件（在硫酸腐蚀区工作），必须使用如考登钢、NS1之类的材料，传热元件本身，应尽量使用搪瓷表面。
硫酸氢铵本身的腐蚀性较硫酸为弱。从国外的使用情况来看，腐蚀也表现为电化学反应，由于其较牢固的粘在元件表面，表现为点状腐蚀，分布在从预热器冷端向上600mm-900mm的范围内（随预热器工作温度情况而变化）。
6.SCR催化剂不同投运阶段对预热器影响分析
SCR催化剂目前各供应商的保证寿命一般为3年左右，但是在SCR投用的开始阶段，由于催化介质活性好，氨气逃逸率可以控制得较低（< 2ppm）在良好的完成脱硝任务的同时，对提高SO2转化率的负面影响也较大（最高纪录值是7.7%）。此时预热器运行面临的主要任务是控制冷端硫酸腐蚀。
在催化剂使用15,000－20,000小时后，活性通常降低三分之一左右，此时如追求高的NOx控制水平，只有增加氨气注入量，从而带来较高的氨气逃逸水平，通常能到5ppm以上，从而生成大量的硫酸氢铵。
通常采用预留催化剂将来层的做法控制氨气逃逸率。在SCR初投用阶段，投用2层催化剂（也有用3层的），到使用两年后，增加一层新催化剂（共3层或4层同时工作），到使用3年后，更换已到工作寿命的催化剂。这样能始终将氨气逃逸率水平控制在3ppm以下。
而对SNCR，由于反应效率过低（不到50%），在整个脱硝过程中氨气逃逸率都很高（达50-200ppm 以上），对预热器堵灰影响极大，故锅炉系统应尽量避免使用SNCR脱硝方式。
7.投用SCR以后对预热器运行维护的影响
由序6的分析可以得出，随着脱销设备运行的时间越来越长，氨气的逃逸率会越来越大，势必会引起硫酸氢氨的凝结加重，除了在元件选择上采用高冷端的镀搪瓷传热元件，加强吹灰也是保持预热器正常运行的一个必要手段，一种错误的想法是通过提高吹灰压力和吹灰频次来解决积灰问题。由于过高吹灰蒸汽压力（2Mpa以上）可能使元件开裂，撕裂后的元件弯曲变形，碎片堵塞通道，使得后继的吹灰效果完全丧失，这种方法是完全不可取的。
目前普遍采用的清洗方式是使用双介质（蒸汽和高压水）吹灰器（半伸缩或全伸缩），通常冷端和热端各布置一台。正常使用时，用蒸汽吹灰，清除位于传热元件上下端面的积灰。在预热器阻力上升50-60%时，用高压水冲洗。
高压水冲洗在预热器单台隔离状态下可以使用，但仅限于冷端，热端高压水冲洗仅用于在热段层内出现水泥样堵灰物时使用，热态使用水冲洗，不论是高压还是低压水，都会对转子产生很大的温度应力，甚至使转子出现严重不可恢复变形，必须慎重进行。
高压水冲洗的喷嘴是精心选择的。一般使用小口径（1.5mm左右，水压10-20Mpa），数个喷嘴集中布置以提高清洗效果。但一次冲洗耗时较长，完全伸缩式需20小时左右（60万机组），半伸缩型时间可以减半（单位时间水量加倍）。
当必须进行冷端在线水冲洗时，必须确保预热器完全隔离。在转子金属温度冷却到120℃以下时进行。因为即使用冷端水冲洗，高压水一般能贯穿整个转子而到达预热器上方。由于预热器在隔离阶段冷却较慢，烟气侧很难完全隔开（挡板并不能做到100%隔离），一种行之有效的做法是设立烟气出口空气旁路，连通冷二次风道和预热器出口烟道，低负荷运行送风机，从而保证预热器转子迅速冷却（一般2-3小时左右）。更简单的做法是打开预热器烟气侧检修门，使预热器烟气侧压力大于隔离挡板前部烟道，从而阻止烟气在清洗阶段通过预热器转子。清洗时，被隔离预热器的送风机应打开，以保证吹干转子和维持预热器烟气侧压力高于挡板另一侧。清洗完毕后应继续用送风吹干转子。
通常的预热器冲洗间隔时间如图4所示。图4中，由于日本锅炉机组通常使用灰分较低的燃料，硫酸氢铵被灰分吸附不充分，表现为清洗间隔较短；德国机组用煤灰分较高，清洗间隔相对较长。但是，氨气逃逸率从2ppm上升到3ppm，不论灰分高低，都会使清洗间隔明显缩短。近年来，日本和欧洲均提出将氨气逃逸率水平控制在2ppm以下，这无疑将对预热器的清洗要求大大降低。如清洗间隔能控制在10个月以上，预热器清洗可以纳入正常的年度停机检修中。
