火电厂脱硝系统经济运行及常见故障分析-第4页-北极星大气网

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4.4空预器差压增高

因华润登封电厂地处旅游城市登封，以及紧邻省会郑州，政府严禁电厂燃用含硫量高于1%的煤炭，再加上公司对脱硝系统采取了积极有效的应对措施，所以，华润登封电厂两台锅炉脱硝装置投运2年来未发生过空预器堵塞现象，现结合电厂实际情况探讨引起空预器差压增高原因：

4.4.1SCR位置布置方式及其本身特性与空预器堵灰的关系

SCR的位置布置与空预器的堵灰关系。采用不同的催化剂来催化NH3的还原反应时，其适应的反应温度范围也不同。为适应化学反应的最佳温度要求，本公司将燃煤锅炉SCR催化反应器布置在温度范围为300～400℃的省煤器出口和空预器进口之间的烟道上见图1-2。

而将脱硝装置布置在该区域，未经过电除尘器和脱硫装置，导致进入SCR的烟气中含有大量的粉尘和硫化物等物质，生成的NH4HSO4会与其粘结，附着到空预器受热面上，造成堵灰。

SCR本身特性与空预器堵灰的关系。SCR的本身特性会使烟气中的SO3含量升高。本公司SCR选用催化剂基材是TiO2，该催化剂是对NOX选择性高、比面积较高、抗硫中毒性能好、稳定性强、活性高的脱氮催化剂。虽然每一种催化剂都有不同的化学反应选择性，但在实际运行中，一些副反应总不可避免，并且催化剂对这些副反应有一定的催化作用，即催化剂在把NOX还原成N2的同时，也会使烟气中约1%的SO2氧化成SO3。由于燃煤锅炉燃用煤的种里，不乏有硫S元素，其燃烧后，必定会生成大量的SO2和SO3，而SO2在富氧高温环境里又容易转化为SO3，又将有约0.5%～1%被氧化成SO3，使烟气中SO3含量进一步升高。SO3与脱硝反应器中逃逸出来的NH3水蒸气反应会生成硫酸氢氨(NH4HSO4)，一种高粘性液态、易冷凝沉积、强腐蚀性的物质。具体化学反应方程式如下：

2SO2+O2=2SO3(在SCR催化剂作用下的反应)

NH3+SO3+H2O=NH4HSO4

运行中，为考虑运行成本和环保要求，SCR出口处氨的逸出浓度通常控制在3ppm以内，然而在此范围内，化学反应副产物主要是硫酸氢氨，所以必然会导致烟气中的NH4HSO4含量较高。

空气预热器布置在尾部烟道上，其蓄热片是锅炉的最低金属温度，当空预器换热元件壁温低于酸露点时，会有大量的NH4HSO4凝结，硫酸氢氨粘附烟气中的飞灰颗粒后在空预器换热元件上沉积，会堵塞换热元件通道，从而造成空预器的堵灰。

5我司在防止空预器堵塞采取的措施

(1)为满足最新环保要求，将脱硝装置的预留层进行了利用，实现了用较少的喷氨量就能满足脱硝出口NOX排放浓度远远小于最新国标50mg/Nm3的要求;

(2)对脱硝装置A/B侧各加装了6台声波吹灰器，实现了程控单个或成组模式的吹灰方式，如图1-6所示：

(3)于2014年脱硝改造检修，对空预器换热元件间隙进行了调整，并且空预器吹灰器有一台增加为冷端和热端各一台;

(4)原规定空预器每8小时吹灰2次，改为每8小时吹灰3次;

(5)增设高压水冲洗装置，凡是B级以上的检修工作，都对空预器进行高压冲洗一次，以及对锅炉尾部烟道受热面进行一次高压冲洗，并对受热面进行彻底的干燥;

(6)每日夜班进行统计前一天每小时的空预器差压，指标汇总;

(7)利用检修机会，更换了供氨管路为不锈钢管，以及更换了新的喷氨调整门，如图1-7所示：

(8)喷氨调门自动投入，非特殊情况下严禁手动调节;

(9)由于反应时间、催化剂性能、烟气流量等因素无法改变，若发现装置入口NOX含量升高，不可一味增加喷氨量，要及时通过对磨组组合方式、风量、OFA门开度、OFA门开度等手段降低NOX的生成量，从而减少了喷氨量，即减小氨逃逸率，同时又满足环保要求。

(10)控制反应温度

反应温度既影响反应速度，也影响催化剂的活性。SCR脱硝催化剂的反应温度一般在320～400℃，SCR装置最低运行温度必须高于催化剂最低温度限值。当运行温度低于该值时，催化剂活性下降，喷入的氨无法被有效利用，从而形成较高的氨逃逸，SCR系统NOX脱除率与温度的关系见图1-5。在启停机或机组负荷较低时，若发现脱硝装置入口

烟温<320℃时，应及时将其退出，防止催化剂失效和NH4HSO4的生成

基于以上措施，我司自脱硝投运2年来，一期锅炉空预器差压一直控制在0.6Kpa以内，效果良好。

随着国内环保排放要求日益严格，以及人们梦想享受碧水蓝天的强烈要求，电厂脱硝装置的有效利用将提上高度，所以，保障脱硝系统有效经济运行及遇到的问题及时能得到解决才是各电厂管理层考虑的问题。以上是笔者愚见，不足之处还望谅解。

原标题：火电厂脱硝系统经济运行及常见故障分析

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